LA FALTA DE INVERSION EN EL SISTEMA ELECTRICO ES LA CAUSA DE LOS CORTES MASIVOS DE LUZ; PUEDEN VOLVER A REPETIRSE EN CUALQUIER MOMENTO
PARA LA SECRETARIA DE ENERGIA LA SOLUCION ES QUE LAS OBRAS SEAN FINANCIADAS POR LOS USUARIOS
El sistema de distribución eléctrica del AMBA atraviesa un estado de fragilidad estructural que se manifiesta especialmente durante los picos de demanda por calor.
Informes del ENRE (Ente Nacional Regulador de la Electricidad) y eventos recientes confirman que varias subestaciones operan al límite de su capacidad o presentan fallas críticas por falta de mantenimiento e inversión acumulada.
Recientemente, el sistema ha mostrado señales claras de agotamiento en puntos estratégicos:
- Subestación Morón (Edenor): Es actualmente uno de los puntos más sensibles. El 15 de enero de 2026, una falla en sus líneas de 220 kV provocó un apagón masivo que afectó a más de 3 millones de personas (casi 1 millón de usuarios).
- La salida de servicio de cuatro líneas de alta tensión en este nodo demostró la vulnerabilidad del corredor Oeste-Norte.
- Subestación Bosques (Edesur): Ha presentado fallas recurrentes (la última de gran magnitud a fines de diciembre de 2025), afectando el suministro en el sur del Gran Buenos Aires y conectividad con la Ciudad de Buenos Aires.
- Nodos Críticos en CABA: Barrios como Palermo, Belgrano, Recoleta y Flores dependen de subestaciones que trabajan con una carga cercana al 100% durante olas de calor, lo que obliga a las empresas a realizar «cortes preventivos» para evitar que los transformadores se quemen.
¿Por qué están en este estado?
La situación no se debe a un evento aislado, sino a tres factores combinados:
- Falta de redundancia: Si una línea de alta tensión falla (como en Morón), no hay suficientes vías alternativas para absorber esa carga sin que el sistema «desenganche» para protegerse.
- Desbalance Inversión vs. Tarifa: Aunque entre enero 2024 y enero 2026 hubo aumentos tarifarios fuertes, las empresas argumentan que la actualización del VAD (Valor Agregado de Distribución) aún no compensa años de desinversión en redes de media y baja tensión.
- Crecimiento de la demanda en verano: El récord histórico de consumo (febrero de 2025, superando los 30.000 MW) dejó en evidencia que la infraestructura actual no fue diseñada para el uso masivo y simultáneo de aires acondicionados modernos.
Cuando una subestación eléctrica opera por encima de su capacidad de diseño —o no tiene margen de maniobra ante un pico de demanda— se desencadena una serie de fallas técnicas que escalan rápidamente de un inconveniente barrial a un problema de seguridad pública.
Los riesgos principales se dividen en tres categorías:
1. Daños a la Infraestructura (El Riesgo de «Fundición»)
El componente más costoso y crítico es el transformador de potencia. Si la demanda supera su capacidad nominal:
- Sobrecalentamiento del aceite: El aceite dieléctrico (que aísla y enfría) se degrada por el calor excesivo. Esto puede generar gases inflamables dentro de la cuba del transformador.
- Riesgo de Explosión e Incendio: En casos extremos, la presión de los gases puede hacer colapsar las válvulas de seguridad, provocando explosiones seguidas de incendios de gran magnitud que son muy difíciles de extinguir.
- Reducción de vida útil: Operar un transformador apenas 10°C por encima de su temperatura límite puede reducir su vida útil a la mitad en cuestión de semanas.
2. Inestabilidad del Sistema (El Riesgo de «Cascada»)
Cuando una subestación se ve superada, el sistema de protección actúa para evitar que se destruya, lo que genera:
- Disparos por sobrecarga (Blackouts localizados): Los interruptores automáticos «saltan» para desenergizar la zona. Si la carga no se alivia, el sistema puede intentar derivarla a subestaciones vecinas, las cuales, al estar también al límite, fallan sucesivamente, creando un efecto dominó o apagón masivo.
3.- Impacto en la Seguridad y Salud Pública
Más allá de lo técnico, el riesgo se traslada directamente a la población:
- Fallas en servicios críticos: Las subestaciones en estado crítico suelen alimentar hospitales, estaciones de bombeo de agua potable y centros de telecomunicaciones. Una falla súbita puede dejar sin agua a miles de personas en medio de una ola de calor.
Electrocución y cortocircuitos: El calor excesivo en los cables de distribución (media y baja tensión) hace que se «estiren» y cuelguen más bajo de lo normal (flecha excesiva), aumentando el riesgo de contacto con árboles, estructuras o incluso
Cuales son los puntos críticos
AREA de EDESUR
En el Gran Buenos Aires (Zona Sur)
Los partidos de la tercera sección electoral son los que históricamente presentan el peor desempeño técnico:
- San Vicente y Cañuelas: Son considerados los puntos más críticos de toda la concesión. En 2025, registraron promedios de más de 30 horas sin luz por semestre, encabezando el ranking de duración de cortes.
- Florencio Varela y Berazategui: Muy afectados por su dependencia de la Subestación Bosques. Esta subestación es un «punto único de falla» estratégico; un desperfecto allí (como el ocurrido el 31 de diciembre de 2025) puede dejar a casi 1 millón de usuarios sin suministro simultáneamente.
- Lomas de Zamora y Lanús: Presentan la mayor cantidad de cortes por «falla en red de baja tensión», afectando principalmente a localidades como Rafael Calzada, Claypole y Banfield
AREA EDESUR
En la Ciudad de Buenos Aires
La vulnerabilidad en CABA está ligada a la densidad poblacional y a la antigüedad de las cámaras subterráneas:
- Comuna 4 (La Boca, Barracas, Parque Patricios y Nueva Pompeya): Es la zona con peor calidad de suministro de la Capital. Los usuarios sufren una frecuencia de cortes muy superior al promedio de la ciudad.
- Almagro y Caballito: Son barrios «sensibles» por su alta demanda vertical (muchos edificios con ascensores y bombas de agua). Almagro fue reportado como el barrio porteño más comprometido en las fallas de media tensión de este último verano.
- Flores y Parque Chacabuco: Presentan vulnerabilidad recurrente en olas de calor debido a la saturación de los centros de transformación locales.
El caso de la «Subestación Bosques»
La Subestacion Bosques (ubicada en Florencio Varela) es el «corazón» crítico de Edesur. Cuando esta subestación falla o se sobrecarga, el efecto dominó alcanza incluso a barrios distantes de CABA como Recoleta, Monserrat o Villa del Parque, ya que el sistema debe realizar alivios de carga masivos para evitar un colapso total.
La Subestación Bosques, es el nodo más crítico del corredor sur de Edesur. Alimenta a más de 1 millón de usuarios y su fragilidad quedó expuesta nuevamente el 31 de diciembre de 2025, cuando una falla en un interruptor de barras provocó un apagón masivo.
Para solucionar de fondo los problemas de esta planta, los expertos y el regulador coinciden en un plan de tres niveles:
1. Robustez y Repotenciación Técnica
No basta con reparar lo que se rompe; la demanda ha superado la capacidad de diseño original.
- Instalación de un cuarto Transformador de Potencia: Actualmente la planta cuenta con tres transformadores de 300 MVA. Se requiere un cuarto equipo para permitir el mantenimiento de los otros tres sin necesidad de realizar cortes «alivio» de carga.
- Ampliación de Barras de 132 kV: Se debe finalizar la construcción de la tercera barra de alta tensión para dar mayor flexibilidad operativa. Esto permite que, si un sector de la subestación falla, la energía pueda desviarse por otra «vía» interna sin interrumpir el servicio.
- Recambio de Interruptores de Tecnología GIS: Sustituir los interruptores antiguos por tecnología de aislamiento en gas (GIS), que ocupa menos espacio, es más resistente a la contaminación ambiental y requiere mucho menos mantenimiento.
2. Redundancia del Sistema (N-1)
El mayor problema de Bosques es que funciona como un «embudo». Si falla, no hay otra subestación que pueda absorber toda su carga.
- Finalización de la Subestación Mitre: Esta obra (con una inversión estimada de USD 145 millones) es vital para aliviar la zona sur de CABA y el primer cordón del GBA, quitándole presión a Bosques.
- Nuevos Vínculos de Alta Tensión: Crear nuevas líneas de 220 kV que conecten directamente otros nodos (como Dock Sud o Ezeiza) con las áreas de consumo, evitando que todo el flujo dependa de un solo punto de falla en Florencio Varela.
3. Seguridad Física y Ciberseguridad
Las auditorías de 2025 detectaron que muchas fallas fueron causadas por elementos externos o falta de monitoreo preventivo.
- Blindaje contra vandalismo: Reforzar el perímetro y soterrar las salidas de cables para evitar el robo de metales, que suele ser el inicio de grandes cortocircuitos.
- Sensores Térmicos y Monitoreo IA: Instalar cámaras térmicas que detecten «puntos calientes» en los conectores antes de que se fundan, permitiendo reparaciones programadas en lugar de estallidos súbitos.
A día de hoy, se han completado etapas previas de mantenimiento, pero las obras estructurales definitivas para evitar colapsos como el del pasado 31 de diciembre aún están en proceso de ejecución o bajo auditoría.
1. Lo que ya se hizo (Obras de mantenimiento)
Entre 2022 y fines de 2025, Edesur realizó intervenciones que permitieron que la subestación no colapsara antes:
- Tercer Transformador: Se instaló y puso en marcha un tercer transformador de 300 MVA, llevando la potencia total a 900 MVA.
- Equipamiento de Alta Tensión: Se renovaron protecciones de impedancia y se agregó una protección diferencial de barras para mejorar la respuesta ante fallas.
2. El «cuello de botella» actual (Lo que falta)
A pesar de lo anterior, el apagón masivo de hace 25 días (31/12/2025) demostró que la infraestructura sigue siendo insuficiente:
- Falla del interruptor de acoplamiento: El evento crítico de fin de año ocurrió precisamente en un componente que debía «flexibilizar» la operación. Esto reveló que, aunque hay más potencia (transformadores), los componentes de maniobra (barras e interruptores) están sobreexigidos (operando por encima del 100% de su capacidad nominal en picos de calor).
Tercera Barra de 132 kV: Esta obra, anunciada como la solución para dar redundancia real, ha tenido avances parciales pero no se encuentra totalmente operativa, lo que impide que la subestación pueda «repartir» la carga si un sector falla.
3. El Plan de Contingencia 2026
Tras el último desastre que afectó a más de un millón de personas, el ENRE tomó las siguientes medidas respecto a las obras:
- Intervención Técnica: Se ha designado una veeduría que supervisa físicamente los trabajos de reparación y recambio de los interruptores dañados durante enero de 2026.
- Exigencia de Repotenciación: El Gobierno ha rechazado el «Plan de Verano» original de Edesur por considerarlo insuficiente y ha ordenado acelerar la conexión de la Subestación Mitre, que funcionará como el «segundo corazón» para quitarle carga a Bosques. A pesar de ello, no hay avances en la realización de esta obra a la espera de financiamiento que la empresa no está dispuesta a realizar.
Resumen del estado de obras
| Obra | Estado a Enero 2026 | Impacto |
|---|---|---|
| 3er Transformador (300 MVA) | Finalizada | Aumentó la capacidad bruta. |
| Reparación de Interruptores | En ejecución urgente | Evita que la SE vuelva a estallar este verano. |
| 3ra Barra de 132 kV | En ejecución lenta | Dará la seguridad de que, si algo falla, no se corte la luz. |
| Subestación Mitre (Redundancia) | En fase inicial / media | Es la solución definitiva a largo plazo (42 meses de obra). |
Nota importante: Debido a que el sistema opera actualmente «sin margen» (cables al 100% de capacidad), cualquier obra de gran envergadura durante el verano se posterga para evitar cortes programados, lo que genera un círculo vicioso de parches técnicos hasta que baje la temperatura en otoño.
La Subestación Mitre es el proyecto de infraestructura más ambicioso y necesario para aliviar definitivamente el sistema eléctrico del sur del AMBA y de la Ciudad de Buenos Aires.
Contrario a lo que se suele pensar por su nombre, la Nueva Subestación Mitre (220/132 kV) no está vinculada únicamente a la calle Bartolomé Mitre en CABA (donde ya existe una subestación menor llamada «Once»), sino que es un nodo estratégico para el corredor sur:
- Localidad: Se proyectó para ubicarse en la zona sur de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en un punto que permita vincular las líneas de alta tensión que vienen de la Central Costanera con el Gran Buenos Aires.
- Área de influencia: Su función principal es inyectar potencia y dar redundancia a los partidos de Quilmes, Avellaneda y Berazategui, además de los barrios del sur porteño. Actuará como el «respaldo» que hoy no tiene la Subestación Bosques. La conexión de la Subestación Mitre no es un trámite administrativo, sino una obra civil y electromecánica de gran envergadura. Su puesta en servicio depende de tres factores críticos:
- Inversión y Financiamiento: El costo estimado de la obra es de 145 millones de dólares. Su ejecución depende del flujo de fondos acordado entre la Secretaría de Energía y Edesur (a menudo vinculado a las revisiones tarifarias).
- Plazos de Construcción: Es una obra de largo aliento. El plan oficial estipula un tiempo de ejecución de 42 meses (3 años y medio) desde el inicio de los trabajos estructurales. Debido a esto, se considera una solución de mediano plazo y no para este verano 2026.
- Vínculos de Alta Tensión: Para que la subestación «sirva», depende de la construcción de nuevos electroductos (cables subterráneos y aéreos) de 220 kV que la conecten con la red nacional y con las subestaciones de distribución menores. Sin estas «autopistas de energía», la planta no puede distribuir la potencia que recibe.
- Traspaso de Carga: Una vez terminada, depende de una transición técnica delicada donde se «mueven» los consumos de barrios enteros de la Subestación Bosques a la Mitre sin provocar apagones durante el proceso.
Impacto esperado
Una vez conectada, la Subestación Mitre permitirá:
1. Incorporar 1.055 MVA al sistema (una capacidad enorme para absorber picos de calor).
2. Evitar el efecto dominó: Si Bosques falla, Mitre podrá tomar parte de esa carga automáticamente, evitando que millones de personas se queden sin luz por una sola falla local.
Dato importante: Mientras esta obra se completa, el sistema depende de «parches» técnicos y de la buena gestión de la Subestación Bosques, que sigue siendo el único punto de soporte masivo para el sur.
La ejecución y el financiamiento de una obra de la magnitud de la Subestación Mitre (estimada en USD 145 millones) es un proceso compartido que involucra tanto a la empresa distribuidora como al Estado Nacional, dependiendo del marco regulatorio vigente:
1. ¿Quién la ejecuta?
- Edesur es la responsable técnica de la ejecución. Como empresa concesionaria de la zona sur, Edesur debe realizar el diseño, la construcción y la puesta en marcha de la subestación bajo la supervisión del ENRE (ahora bajo la órbita del nuevo ente unificado ENRGE desde el 1 de enero de 2026).
- La empresa debe cumplir con los plazos técnicos, que para esta obra específica se estiman en 42 meses debido a la complejidad de los electroductos de alta tensión necesarios.
2. ¿Quién la financia?
El financiamiento suele provenir de tres fuentes principales, ya que la inversión excede la capacidad operativa corriente de la distribuidora:
- VAD (Valor Agregado de Distribución): Una parte se financia con lo que los usuarios pagan en la factura. Los aumentos tarifarios recientes (como los registrados en enero de 2026) tienen como objetivo, según las empresas, recomponer este fondo para inversiones estructurales.
- Fondos Fiduciarios / Estado Nacional: Debido a que es una obra «estratégica» para la seguridad del sistema nacional, el Estado suele aportar o garantizar el financiamiento a través de resoluciones de la Secretaría de Energía.
- Compensación de deudas: En ocasiones, el Estado acuerda con las distribuidoras que el costo de la obra se descuente de las deudas que las empresas mantienen con CAMMESA (la administradora del mercado mayorista eléctrico).
3. El rol del ENRE / ENRGE en la obra
El organismo regulador tiene un papel de control estricto sobre esta obra por dos motivos:
- Auditoría de Fondos: Asegurarse de que el dinero recaudado por las tarifas se destine efectivamente a la obra y no a gastos operativos.
- Sanciones: Si Edesur no cumple con los hitos de avance de la obra, el ENRE aplica multas. Por ejemplo, ante las fallas de la Subestación Bosques el 31 de diciembre de 2025, el regulador ha incrementado la presión sobre Edesur para acelerar la alternativa que representa la Subestación Mitre.
Resumen: Edesur pone la mano de obra y la gestión técnica (ejecución), pero el financiamiento es una combinación de fondos públicos y privados.
En la práctica, aunque Edesur sea la cara visible que pone los operarios y las máquinas, el «grifo» y el cronograma de la obra dependen de las decisiones políticas y financieras del Estado Nac
1. La inversión depende del aumento de tarifas ?
Como Edesur no puede fijar sus propios precios, su capacidad de inversión depende de cuánto el Estado le permite cobrar
- Si el Estado congela las tarifas, Edesur alega que no tiene fondos para obras grandes.
- Si el Estado autoriza aumentos (como los de enero de 2026), lo hace bajo la condición de que ese excedente se use para obras específicas como Mitre o el alivio de Bosques.
2. El Plan Federal de Transporte Eléctrico
La Subestación Mitre no es solo un transformador para un barrio; es un nodo de Alta Tensión (220 kV). Esto la coloca dentro de los planes estratégicos nacionales.
- Muchas veces, el Estado Nacional financia estas obras a través de fondos fiduciarios o créditos internacionales (como los del BID o la CAF).
3. La Deuda con CAMMESA
Edesur y Edenor le deben cifras astronómicas a CAMMESA (la empresa estatal que les vende la energía mayorista).
- El Estado Nacional suele usar estas deudas como moneda de cambio: Esto convierte a la obra en un acuerdo político-económico entre el Gobierno y la empresa.
- ¿En qué situación estamos hoy (Enero 2026)? Bajo la nueva gestión del ENRGE (el ente que unificó gas y electricidad este mes), el Estado ha tomado una postura de «Inversión Obligatoria»:
- La postura del Estado: Al haberle otorgado un nuevo incremento de tarifas la obra debería comenzar.
- El riesgo: Si el Estado no transfiere los fondos prometidos o si la inflación de los materiales (que suelen ser importados en dólares) se dispara, la obra se detiene, independientemente de lo que quiera Edesur.
En conclusión: Si la Subestación Mitre no se termina, la responsabilidad es compartida, pero el Estado Nacional tiene la última palabra porque es quien maneja el financiamiento y el marco legal para que Edesur pueda (o deba) trabajar.
La situación actual, reflejada en las comunicaciones del ENRE (ahora ENRGE) y la Secretaría de Energía a principios de 2026, confirma que la ejecución de las obras estructurales depende directamente de las partidas y autorizaciones del Estado Nacional.
1. Inversiones Obligatorias bajo «Revisión Tarifaria»
A partir de enero de 2026, se ha implementado un nuevo cuadro tarifario (según la Resolución ENRE 842/2025) que tiene como fin principal financiar las obras de emergencia.
- Compromiso de Inversión: El Estado ha autorizado aumentos significativos con la condición de que Edesur cumpla con un plan de inversiones obligatorias destinado a puntos críticos, siendo la Subestación Mitre y la repotenciación de Bosques las prioridades máximas.
- Destino de los fondos: Los montos recaudados por el «Valor Agregado de Distribución» (VAD) deben ser auditados por el ENRGE para asegurar que se dirijan a estas obras y no a gastos operativos de la empresa.
2. Dependencia Presupuestaria del Estado
La capacidad de Edesur para avanzar depende del Estado por los siguientes mecanismos:
- Subsidios y Metas Fiscales: El objetivo central de la nueva política energética de 2026 es reducir el gasto fiscal. Si el Estado logra las metas presupuestarias, puede liberar fondos o avales para créditos internacionales destinados a infraestructura de alta tensión.
- Nuevas Auditorías del ENRGE: Al unificarse los entes reguladores (Gas y Electricidad) el 1 de enero de 2026, el Estado tiene un control más centralizado sobre el CUIT del organismo y la aprobación de las facturaciones, lo que le permite «pisar» o acelerar los pagos a las distribuidoras según el cumplimiento de las obras.
3. El caso de la Subestación Mitre
Esta obra depende específicamente de:
- Partidas del Tesoro: Gran parte del equipamiento pesado (transformadores de 220 kV) se financia con deuda garantizada por el Estado Nacional.
- Autorización de Importaciones: Muchos componentes son importados, por lo que el acceso a divisas (centralizado por el Estado) es el que define si la obra se frena o avanza.
En resumen: Aunque Edesur es el ejecutor, el Estado Nacional es quien tiene el control del financiamiento (vía tarifas y presupuesto) y el poder de sanción para obligar a la empresa a terminar las obras que aliviarán el sistema este año.
PUNTOS CRITICOS
AREA EDENOR
La Subestación Morón no solo es un nodo de distribución barrial, sino un punto neurálgico del sistema de Alta Tensión (220 kV). El fallo del 15 de enero de 2026 dejó claro que la planta actual no tiene la resiliencia necesaria para soportar picos de demanda extremos.
Para solucionar esto y evitar que un solo componente deje sin luz a un millón de personas, se requieren las siguientes obras estructurales (muchas ya planificadas en el esquema de inversiones 2025-2029):
1. Refuerzo de la Vinculación con Gral. Rodríguez
El apagón ocurrió porque se «desengancharon» las líneas que traen energía desde la mega-subestación de General Rodríguez.
- Obra necesaria: Duplicación de los electroductos de 220 kV. Se requiere una nueva terna (línea) de alta tensión que sirva de respaldo. Si una falla, las otras deben poder absorber la carga sin saltar por seguridad.
- Estado: Edenor tiene en carpeta la conexión de nuevos puestos de interconexión para vincular las SE Rodríguez y Morón con mayor flexibilidad.
2. Descentralización: La «Subestación Tesei» y «Pantanosa»
La mejor forma de arreglar Morón es quitarle trabajo. El sistema actual está demasiado centralizado.
- Nueva Subestación Tesei (Hurlingham): Esta obra es clave. Al alimentar a Villa Tesei y zonas adyacentes de forma independiente, reduce la carga que hoy «pasa» obligatoriamente por Morón.
- Ampliación SE Pantanosa: Ubicada en La Matanza, la instalación de un nuevo transformador de 300 MVA (obra AT37) permitiría derivar flujos de energía que hoy congestionan el nodo Morón.
3. Modernización de Celdas y Tecnología GIS
En Morón, muchos de los componentes de maniobra son antiguos.
- Reemplazo de interruptores: Los peritajes del 15 de enero apuntan a fallas en los interruptores de 220 kV. La obra necesaria es el recambio total por celdas blindadas con aislamiento en gas (GIS), que son mucho más fiables ante el calor y requieren menos mantenimiento.
- Digitalización (Telecontrol): Instalar más puntos de maniobra remota para que, ante una falla, el sistema pueda «aislar» el problema en segundos y devolver la luz al resto de los barrios sin intervención manual.
4. La Subestación Trujui y Moreno
Para aliviar el corredor oeste, Edenor está ejecutando:
- SE Trujui: Conexión en alta tensión (220 kV) que beneficiará a 200.000 clientes, quitando presión al eje Morón-Merlo.
¿Quién financia las obras de Edenor?
A diferencia de Edesur, Edenor tiene un plan de USD 1.275 millones para el quinquenio 2025-2029. Sin embargo, tras el evento de Morón, el ENRGE (Estado Nacional) ha tomado medidas:
- Inversión Obligatoria por Resolución: Se le exige a Edenor que priorice la renovación de los activos de 220 kV de Morón antes del próximo pico de invierno/verano.
- Uso del VAD: Los aumentos de tarifa de enero 2026 están «atados» al cumplimiento de estos hitos de obra. Si la empresa no muestra avances en los peritajes y reparaciones de Morón, el Estado puede retener fondos o aplicar multas compensatorias.
El riesgo de que la Subestación Morón vuelva a salir del sistema es real y persistente mientras dure la actual ola de calor de enero de 2026. Aunque Edenor restauró el servicio rápidamente tras el apagón del 15 de enero, el sistema quedó operando en una situación de «estrés técnico».
Cuales son los riesgos y las condiciones exactas que podrían provocar un nuevo colapso:
1. El Riesgo de Reincidencia
El sistema eléctrico no es una pieza sólida, sino una red que se estira. El fallo del 15 de enero se debió a una falla en el nivel de 220 kV (Alta Tensión) que hizo «saltar» cuatro líneas simultáneamente.
- El factor fatiga: Los componentes que fallaron (interruptores y protecciones) fueron sometidos a temperaturas extremas. Si no fueron reemplazados por piezas nuevas y solo fueron «rearmados», la fatiga del material persiste.
- Falta de redundancia momentánea: Mientras se realizan los peritajes y reparaciones definitivas en Morón, el sistema tiene menos «vías de escape». Si ocurre otra falla menor, el sistema tiene menos margen para absorberla antes de desconectar usuarios.
2. Condiciones para un nuevo apagón
No depende solo de un factor, sino de la combinación de tres «disparadores»:
- Temperaturas sostenidas (El «Efecto Acumulativo»): * El riesgo no es solo un día de 38°C, sino una seguidilla de días donde la temperatura mínima no baja de los 24°C.
- Los transformadores y cables subterráneos necesitan la noche para enfriarse. Si no hay alivio térmico nocturno, el equipo arranca el día siguiente ya «caliente», alcanzando su límite crítico mucho más rápido (generalmente entre las 14:00 y las 16:00).
- Demanda de Potencia > 30.000 MW: * El sistema nacional (SADI) tiene un récord de 30.257 MW. Si la demanda vuelve a acercarse a ese número, la Subestación Morón —que maneja un tercio de la demanda de Edenor— entra en zona de «alivio de carga». Esto significa que el ENRGE puede ordenar cortes programados para evitar que la subestación se queme.
- Humedad y Contaminación:
- Las líneas de alta tensión que conectan Morón con General Rodríguez pueden sufrir «fogonazos» (arcos eléctricos) si hay mucha humedad o depósitos de hollín/tierra en los aisladores, lo que provoca el desenganche automático de las líneas como ocurrió hace 10 días.
¿Qué se está haciendo para evitarlo?
Para minimizar este riesgo durante lo que queda de enero y febrero de 2026, se han tomado medidas de emergencia:
1. Veeduría en tiempo real: Técnicos del ente regulador supervisan las maniobras en Morón para asegurar que no se sobrecarguen las fases.
2. Postergación de Mantenimiento No Crítico: Se suspendieron todos los trabajos que requieran sacar líneas de servicio para que toda la «malla» de cables esté disponible para transportar energía.
3. Generación Móvil: Se han instalado grupos electrógenos de gran porte en nodos críticos de la zona oeste (Haedo, Castelar, Ituzaingó) para inyectar energía directamente en la red de media tensión y «sacarle peso» a la Subestación Morón.
Resumen de Situación
| Condición | Riesgo de Salida |
|---|---|
| ST < 32°C | Bajo (Operación normal) |
| ST > 36°C (día aislado) | Medio (Posibles bajas de tensión) |
| Ola de calor (3+ días > 35°C) | Alto (Riesgo de desenganche en Morón) |
«Plan de Contingencia y Previsión 2024-2026»
Para este verano de 2026, ambas distribuidoras han desplegado unidades de generación móvil como parte del «Plan de Contingencia y Previsión 2024-2026» de la Secretaría de Energía, aunque su uso y ubicación varían según la urgencia técnica de cada zona.
Ubicación de Grupos Electrógenos
AREA EDENOR
Tras la falla del 15 de enero en la Subestación Morón, Edenor instaló grupos de gran porte (unidades de Generación Móvil) para inyectar energía directamente en la red de Media Tensión (13,2 kV). Los puntos estratégicos son:
- Morón (Centro y alrededores): Se colocaron unidades en las cercanías de la propia Subestación Morón para aliviar la carga de los transformadores que quedaron bajo peritaje.
- Haedo: En áreas próximas al centro comercial y la estación de tren, para evitar cortes por baja tensión en zonas de alto consumo.
- Ituzaingó: Se detectaron grupos en la zona de Villa Ariza y cerca de la Autopista del Oeste, reforzando los cables que vienen del nodo Morón.
- Castelar: Específicamente en áreas de densas torres de departamentos para asegurar el funcionamiento de bombas de agua y ascensores.
- Otras zonas de refuerzo: También se desplazaron unidades a San Martín y Vicente López (Región 1) para dar soporte ante el arrastre de la falla de alta tensión.
Ubicación de Grupos Electrógenos
AREA EDESUR
Debido a que Edesur tiene una red de baja tensión mucho más degradada y subestaciones incendiadas o críticas (como Caballito y Bosques), su dependencia de los generadores es mayor y más prolongada.
- Subestación Caballito: Es el caso más emblemático. Tras el incendio de 2024, Edesur mantuvo decenas de generadores en «conteiners» sobre la avenida José María Moreno. Aunque muchos se retiraron a finales de 2025 al normalizarse parte de la obra, este enero de 2026 se volvieron a desplegar unidades preventivas.
- Área de la Subestación Bosques: En Florencio Varela y Berazategui, se han instalado generadores móviles para sostener el servicio en barrios periféricos que sufren caídas de tensión extremas cuando Bosques opera al 100%.
- Sur de CABA: En las Comunas 4 y 9 (Mataderos, Flores y Parque Patricios), se pueden ver equipos en las veredas de centros de transformación saturados.
Diferencias en el manejo de la crisis
Mientras que en Edenor se usan principalmente como «parche de emergencia» para inyectar potencia ante un fallo de alta tensión (como el de Morón), en Edesur se utilizan como «sustitutos de red»: hay zonas que literalmente dependen del generador porque el cable subterráneo ya no soporta la carga del verano.
COSTO DEL USO DE GENERADORES
1. Es carísimo: El costo del combustible y alquiler de las máquinas lo termina pagando el Estado o se traslada a la factura vía VAD.
2. Es ruidoso y contaminante: Genera fuertes quejas de vecinos por el ruido constante y el olor a combustión en las veredas.
3. No soluciona la tensión: A menudo, el generador mantiene las luces encendidas, pero la «calidad» de la energía es menor, lo que puede afectar a equipos electrónicos sensibles.
Mantener una flota de generadores móviles (llamados técnicamente Unidades de Generación Móvil – UGM) es una de las operaciones más ineficientes y costosas del sistema eléctrico. Es, literalmente, «quemar dinero» para tapar la falta de inversión estructural.
Costo de mantener un generador (24 horas)
Para una unidad de 1.000 kVA (1 MW aproximadamente), los costos se desglosan así:
- Combustible (Gasoil Grado 3): Un equipo de este tamaño consume unos 200 a 250 litros por hora a plena carga.
- Consumo diario: ~5.000 litros. Costo estimado: A un precio de gasoil mayorista de $1.100/litro, solo en combustible gastás $5.500.000 por día.
- Alquiler y Logística: El alquiler de la unidad, el camión de transporte y la instalación eléctrica inicial.
- Costo estimado: Proporcionalmente unos $1.500.000 por día.
- Operación y Vigilancia: Necesitás personal 24 horas para controlar niveles de aceite, temperatura y, sobre todo, evitar el robo de combustible o cables.
- Costo estimado: $800.000 por día. Total diario por equipo: Aproximadamente $7.800.000 (USD 7.000 – 8.000 según el tipo de cambio).
Comparación: Generador vs. Red en buen estado
La diferencia de costos es abismal. La energía de red es mucho más barata porque se produce de forma eficiente en grandes centrales (térmicas, hidroeléctricas o nucleares) y se transporta por cables que, si están sanos, casi no tienen pérdida.
| Concepto | Generación Móvil (Emergencia) | Red de Distribución (Instalación OK) |
|---|---|---|
| Costo por kWh | $350 – $450 (costo operativo puro) | $60 (costo mayorista CAMMESA) |
| Eficiencia | Muy baja (motores pequeños) | Muy alta (economía de escala) |
| Mantenimiento | Diario y preventivo constante | Programado y de bajo impacto relativo |
| Impacto ambiental | Altas emisiones y ruido 24 hs | Mínimo en el punto de consumo |
Quién paga esta diferencia?
1. Multas como pago: El ENRE suele obligar a las empresas (especialmente a Edesur) a pagar estos costos de su propio bolsillo como sanción por no haber hecho las obras a tiempo.
2. Fondos del Estado: En crisis masivas (como lo de Morón o Bosques), el Estado Nacional suele subsidiar parte del combustible a través de CAMMESA para evitar que la empresa colapse financieramente y deje de prestar el servicio.
3. Tarifa: Indirectamente, si la empresa gasta millones en alquilar generadores en lugar de poner cables, ese «gasto operativo» presiona para que las facturas suban más en la próxima revisión tarifa
Dato Crítico
Si calculamos que Edesur suele tener desplegados unos 50 a 100 generadores en los picos de enero, el gasto diario puede ascender a $600 millones de pesos. Con lo que se gasta en generadores durante un verano entero de crisis, se podría financiar una parte importante de una subestación nueva como la SE Mitre.
El Gasto del «Parche» (Generadores Móviles)
Supongamos un escenario de crisis de verano (enero-febrero), donde Edesur despliega una flota de 100 unidades de generación móvil para sostener barrios críticos:
- Costo por unidad/día: USD 7.500 (incluyendo combustible, alquiler y logística).
- Costo de la flota completa por día: USD 750.000.
- Costo por un mes de crisis (30 días): USD 22.500.000.
Por qué no se realiza la obra
1. Caja vs. Inversión: El gasto en generadores es un Gasto Operativo (OPEX): se paga día a día, muchas veces con subsidios estatales directos o combustible de CAMMESA. La obra es un Gasto de Capital (CAPEX): requiere tener los 145 millones «juntos» o acceso a crédito internacional, algo que a las distribuidoras les cuesta conseguir por su situación financiera.
2. El Factor Tiempo: Un generador lo ponés en 2 horas en una esquina. La Subestación Mitre tarda 42 meses en construirse. Políticamente, el generador «apaga el incendio» hoy, aunque sea carísimo, mientras que la obra rinde frutos en el próximo gobierno.
3. La Deuda con CAMMESA: Como mencionamos antes, las empresas suelen compensar el costo del combustible de los generadores con la deuda que tienen con el Estado, lo que quita incentivos para invertir en infraestructura propia que les obligaría a desembolsar capital fresco.
Resumen de la ineficiencia
- Vida útil de un generador: El tiempo que dure el alquiler.
- Vida útil de la Subestación Mitre: 40 a 50 años.
- Conclusión: Mantener el sistema con grupos electrógenos es un 700% más caro a largo plazo que construir la infraestructura adecuada.
El mecanismo de la «Compensación»
Las distribuidoras (Edesur y Edenor) le compran la energía a CAMMESA (que es del Estado). Como las tarifas muchas veces no cubren los costos de las empresas, estas dejan de pagarle a CAMMESA, acumulando deudas multimillonarias.
Cuando hay una crisis y se instalan generadores, sucede lo siguiente:
- Costo de combustible: Muchas veces, el gasoil que usan esos generadores lo provee o lo paga CAMMESA directamente. Entonces, el costo del parche lo absorbe el Estado desde el primer minuto.
- Costo de alquiler: La empresa paga el alquiler del equipo, pero luego le dice al Estado: «Gasté $X en generadores para que la gente no esté a oscuras por culpa de que no me dejás subir la tarifa».
El «Rulo» de la Deuda
Periódicamente, el Estado y las empresas firman acuerdos de «Regularización de Obligaciones». En estos contratos:
- La empresa reconoce que le debe, por ejemplo, 100 mil millones a CAMMESA.
- El Estado acepta descontar de esa deuda los «gastos extraordinarios» (como los generadores de emergencia) y las inversiones obligatorias que la empresa sí realizó.
- Resultado: La empresa termina pagando mucho menos de lo que debía, y el costo de los generadores se termina «licuando» dentro de la deuda general que el Estado termina perdonando o refinanciando a tasas bajísimas.
El desincentivo a la inversión
Este sistema genera lo que los economistas llaman un incentivo perverso:
1. Si Edesur invierte de su propia caja en la Subestación Mitre, ese dinero sale de sus ganancias o capital.
2. Si Edesur no invierte y usa generadores, el costo del generador (el combustible y a veces el alquiler) se termina descontando de lo que le debe al Estado.
En la práctica: Para la empresa, a veces es «más negocio» financiero operar en emergencia con la plata de CAMMESA que invertir capital propio en obras de fondo que tardan años en amortizars
¿Qué dice el Presupuesto 2026 sobre esto?
Como mencionamos antes, el nuevo ente (ENRGE) y el Ministerio de Economía están intentando cortar este «rulo»:
Han empezado a exigir que las deudas con CAMMESA se paguen con obras reales y auditadas (como nuevas subestaciones o cables de media tensión) y no simplemente con el gasto operativo de alquilar generadores.
La idea es que el «beneficio» de descontar deuda solo se aplique si la empresa muestra una mejora estructural, no solo si puso un «parche» para que no le prendan fuego la oficina comercial.
En conclusion tanto en el area de Edenor como en Edesur todas las fallas del sistema no tienen solución estructural porque dependen del financiamiento del Estado o compensacion con tarifas.
Se trata de un problema sistémico de incentivos y financiamiento que se puede resumir en los siguientes puntos:
El Estado como planificador de la solución En el modelo actual, la solución estructural depende casi totalmente del Estado Nacional por tres razones:
- Tarifas: Al ser el Estado quien decide cuánto puede cobrar la empresa, él define el flujo de caja para inversiones. Si la tarifa solo cubre sueldos y mantenimiento básico, la obra nueva muere.
- Obras de Transporte: Las grandes subestaciones (como Mitre o la ampliación de Morón) no son solo «cables de barrio», son nodos de Alta Tensión que por ley forman parte del Plan Federal de Transporte, cuya planificación y financiamiento dependen de la Secretaría de Energía.
- Compensación de Deuda: Se ha normalizado un sistema donde las empresas «pagan» su deuda con el Estado mediante gastos de emergencia o parches, en lugar de capital genuino.
- La diferencia entre el «Parche» y la «Obra»
- Edenor: Tiene una red más moderna y un manejo financiero algo más ordenado, pero cuando falla un nodo central como Morón, queda claro que su solución estructural depende de que el Estado autorice y financie nuevas líneas de 220 kV que según la empresa, exceden su capacidad financiera. Edesur: El caso es terminal. La red está tan degradada que la inversión necesaria es masiva. Aquí la dependencia es total: sin una decisión política de terminar la Subestación Mitre o capitalizar la empresa, la solución simplemente no llegará.
El círculo vicioso del 2026
A pesar de los aumentos de tarifas aplicados desde 2024 hasta enero 2026 el problema persiste porque:
1. Inflación de costos: Los materiales eléctricos (cables, transformadores) cotizan en dólares.
2. Riesgo País: Las empresas no pueden salir al mercado internacional a pedir un préstamo para hacer la Subestación Mitre porque Argentina tiene el crédito cerrado.
3. Dependencia del Tesoro o del ajuste de tarifas: El Estado Nacional está en un plan de «déficit cero» y ha cortado o reducido al mínimo la inversión en obras de infraestructura prefiriendo pagar el «parche» (gasoil de CAMMESA) que se gasta mes a mes que abordar la solución integral al problema.
Conclusión Final
No hay solución técnica posible sin una solución financiera y política previa. Mientras el esquema sea «sobrevivir al verano» con generadores móviles y compensar deudas con CAMMESA, las subestaciones críticas seguirán operando al límite.
La solución estructural solo llegará cuando el costo de no hacer la obra (multas, costo político por apagones, gasto en gasoil) sea mayor para el Estado que el costo de financiarla.
A enero de 2026, el panorama de financiamiento para las obras estructurales ha dado un giro importante. Tras el apagón masivo del 15 de enero en Morón y las fallas recurrentes en Edesur, el Estado ha activado mecanismos de financiamiento externo, aunque bajo un esquema de «apoyo presupuestario» más que de obras llave en mano.
El Préstamo de la CAF (Enero 2026)
El 19 de enero de 2026, el Gobierno Nacional oficializó mediante el Decreto 23/2026 un préstamo de USD 400 millones otorgado por la CAF (Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe).
- Para qué es: Aunque se anunció tras el apagón de Morón, este dinero no va directo a comprar cables. Es un «Apoyo a la Sostenibilidad del Sector Energético». Se usa para fortalecer el marco regulatorio (el nuevo ENRGE) y ayudar al Estado a pagar la transición de los subsidios.
- El alivio indirecto: Al recibir estos fondos, el Estado libera recursos del Tesoro que pueden destinarse a las 17 obras «urgentes y prioritarias» identificadas por la Secretaría de Energía, entre las que figuran los nodos del AMBA.
El Plan de Inversión Privada (USD 6.600 Millones)
El Gobierno ha lanzado un plan ambicioso donde las obras de alta tensión (como las que aliviarían a Morón y Bosques) se harían bajo un nuevo esquema:
- Concesión de Obra: El sector privado construye y financia la obra, y recupera la inversión mediante un cargo específico en la factura de los usuarios beneficiados.
- Obra Crítica – AMBA I y II: Se ha priorizado la construcción de un anillo de alta tensión que rodee la ciudad para que Morón deje de ser un punto único de falla.
En Resumen:
El Estado ha dejado de buscar que el financiamiento salga solo de la tarifa. Ha vuelto a los organismos multilaterales (CAF/Banco Mundial) para sostener el sistema, pero la ejecución real de las subestaciones críticas (Morón y Mitre) sigue dependiendo de que se concrete el «Plan de Inversión Privada» anunciado, donde el usuario pagará la obra a largo plazo en su boleta.
Tradicionalmente, las obras de transporte las pagaba el Estado o se diluían en una tarifa general. El esquema de «estampillado a la demanda » cambia la lógica:
- El Cargo Específico: En lugar de esperar a que la empresa tenga ganancias o que el Estado ponga la plata del presupuesto, se crea un item separado en la factura de todos los usuarios (o de un grupo específico).
- Financiamiento Privado con Cobro Garantizado: Una empresa constructora o un consorcio privado financia la obra (por ejemplo, los USD 145 millones de la SE Mitre). El Estado le garantiza que recuperará ese dinero a través de ese cargo en la factura durante 10, 15 o 20 años.
- Beneficio para la Empresa: El inversor no depende de si Edesur es eficiente o no; su pago viene directamente de un «impuesto» (el estampillado) que el usuario paga sí o sí.
- Diferencia con el modelo anterior: Antes, la obra se hacía si «sobraba» plata de la tarifa. Ahora, la obra se hace con deuda privada y la tarifa se ajusta específicamente para pagar esa deuda.
Traducción: El usuario termina siendo el «garante» directo de la obra de infraestructura, pagando una cuota mensual por una subestación que durará 50 años.
Las distribuidoras se favorecen por la inversión pagada por los usuarios y el Estado nacional sale indemne económicamente.