El sistema eléctrico argentino atraviesa un cambio de paradigma, donde la transición energética exige evolucionar desde el esquema clásico de transporte unidireccional hacia una gestión digital, rápida y eficaz de la red. La infraestructura nacional fue concebida históricamente para un mercado con marcada participación de energía térmica, pero la progresiva incorporación de energías renovables requiere estudiar de forma constante el comportamiento de los nodos. En este escenario, el país se encuentra en un punto de inflexión para consolidar su perfil exportador de GNL, petróleo, gas y minería, lo que vuelve indispensable una adecuada planificación eléctrica a largo plazo.

 

En ese marco, especialistas y directivos de Siemens, CAMMESA y AGEERA debatieron en la Energy Week Argentina 2026, realizada en Buenos Aires la semana pasada. 

La expectativa central del sector está puesta en la licitación del proyecto AMBA I, considerado una obra estratégica clave que se esperaba hace tiempo para descongestionar el nodo del área metropolitana. Según Gabriel Baldasarre, presidente  de AGEERA, el formato de contrato de concesión de obra pública adoptado para AMBA I aporta el marco regulatorio necesario para acelerar e impulsar proyectos de infraestructura que, en algunos casos, llevan más de 20 años en etapa de estudio.

 

Baldasarre señaló que para acompañar la demanda y cumplir con las metas de emisiones del país se requerirá construir 40.000 kilómetros adicionales de líneas de alta y extra alta tensión, los cuales se sumarán a los 36.000 kilómetros que operan en la actualidad. Además, estimó que hacia el año 2050 la demanda de energía eléctrica igualará a la de gas, lo que implicará triplicar el sistema de generación actual y garantizar el transporte tanto de electricidad como del gas proveniente de Vaca Muerta.

 

 

Desde la perspectiva de CAMMESA, Gustavo Báez  explicó que la expansión del transporte ya no responde únicamente al concepto clásico de tender nuevas líneas o colocar transformadores, sino a un conjunto de soluciones que configuran una ampliación virtual del transporte. En este sentido, el almacenamiento con baterías se consolida como una herramienta determinante para gestionar los flujos multidireccionales de energía.

 

Báez ponderó el éxito de la licitación Alma GBA, diseñada para abastecer potencia firme durante los picos de consumo, y de Alma SADI, que extendió la potencia firme de cuatro horas hacia servicios complementarios como la rotación y el control de frecuencia. Al respecto, Ezequiel Guill, de Siemens, destacó que los sistemas de baterías aportan servicios complementarios de regulación primaria y secundaria de frecuencia, en sintonía con tendencias regionales como la de Chile, que proyecta alcanzar 10 GW de almacenamiento. Asimismo, el almacenamiento se filtra de forma descentralizada mediante el mecanismo del mercado MATER, el cual permite vincular la generación y la demanda en un mismo nodo a través de soluciones creativas.

 

Digitalización y electrónica de potencia en subestaciones

 

En cuanto a las tecnologías aplicables a la infraestructura existente, Guill resaltó la importancia de avanzar en la digitalización de subestaciones para optimizar y modernizar las instalaciones en el corto y mediano plazo. El reemplazo de los cables de cobre por fibra óptica acelera la transmisión de datos y permite una gestión más estandarizada del sistema.

 

A esto se suma la inyección de electrónica de potencia, como bancos de capacitores en serie —que ya registran experiencias en Paraguay y Chile— y sistemas STATCOM. Estas herramientas ayudan a estabilizar la red, aportar inercia al sistema y gestionar con mayor eficiencia el impacto derivado de la alta penetración de energías renovables intermitentes.

 

Nuevos desafíos: Inteligencia Artificial, centros de datos y minería

 

El futuro del sector también estará signado por la irrupción de demandas intensivas no residenciales, como los centros de datos dedicados a inteligencia artificial y los proyectos mineros. Dado que este tipo de consumos de gran escala no pueden ser absorbidos directamente por el sistema actual, se requiere una reglamentación que establezca que estas inversiones deben incorporar su propia generación de respaldo.

 

Por otro lado, el mercado aguarda la reglamentación del esquema SERCA (Resolución 400/2025 de la Secretaría de Energía), enfocado en convocatorias para la expansión de generación que incluyan sistemas térmicos, almacenamiento e híbridos. Los expertos coincidieron en que el desarrollo del sistema no dependerá de una sola tecnología, sino de un mix integral de soluciones donde convivan en armonía las renovables, las baterías, el respaldo térmico y la gestión digital.