¿Hay que subir más las tarifas para financiar inversiones y evitar los cortes de luz?: el veredicto de expertos
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El sistema eléctrico atraviesa una etapa de transición marcada por la reciente Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT), un proceso regulatorio busca normalizar un sector que experimentó años de desfasaje entre los costos de operación y los ingresos percibidos por las empresas, un tema clave para encarar las millonarias obras de inversión que requiere el sector. El debate se retoma en medio del apagón que afectó a un millón de usuarios en el AMBA.
Según especialistas y fuentes oficiales, la recomposición de los cuadros tarifarios permitió a las compañías distribuidoras mejorar su capacidad de recaudación, estabilizando su gestión financiera tras períodos de congelamiento y atrasos tarifarios por casi dos décadas, a partir de la crisis de 2001 que echó a rodar el problema con la pesificación de las tarifas.
En el caso del AMBA, las empresas Edenor y Edesur presentaron planes de inversión que superan los u$s2.100 millones para el próximo quinquenio, un flujo de fondos que ayudará a recomponer las redes pero que se volcará de forma progresiva a lo largo de los próximos años, con lo cual la recuperación de la prestación en parámetros normales no será inmediata.
Ese flujo proviene de la mayor disponibilidad de recursos generada por los ajustes mensuales en las facturas, los cuales incorporan fórmulas de actualización automática basadas en la inflación. La finalidad primordial de estos desembolsos es reforzar la red de media y baja tensión para reducir la frecuencia y duración de las interrupciones en el servicio.
Las dos grandes compañías, admiten en privado desde que se realizó la revisión tarifaria que con la normalización de ingresos se puede proyectar el plan de obras necesario para recuperar la calidad del servicio. La tarifa actual, en este sentido, funciona como el motor financiero para el mantenimiento básico y la solvencia de las empresas.
Las distribuidoras recuperan la caja para invertir
La recuperación de caja posibilita que las distribuidoras cumplan con las obligaciones de mantenimiento y expansión que estipulan sus contratos de concesión. Al volver a ser "sujetos de crédito", las firmas pueden acceder a financiamiento con tasas más competitivas, lo que resulta esencial para sostener la operatividad en áreas de alta demanda como el AMBA.
Expertos del sector coinciden en que los años de atraso en la infraestructura, producto de políticas de precios fijos, obligan a un proceso de recuperación extenso. Las mismas compañías admiten que la mejora en la prestación del servicio se percibirá de forma paulatina.
La acumulación de tareas de mantenimiento postergadas requiere un cronograma de ejecución que no puede completarse en un solo ciclo estacional, ya sea por el incremento de la demanda por crecimiento econpomico y poblacional como, especialmente, por los fuertes incrementos estacionales por eventos climáticos extremos.
La Secretaría de Energía estableció que el objetivo es reducir los cortes de luz entre un 40% y un 50% hacia el final del período regulatorio de cinco años. Para alcanzar esta meta, la revisión tarifaria no solo contempla el valor de la energía, sino también el reconocimiento de los activos y pasivos regulatorios acumulados.
Deudas reclamadas por u$s3.500 millones
La negociación sobre estas deudas pasadas reclamadas por las distribuidoras asciende a más de u$s3.500 millones, en concepto de atrasos tarifarios por decisiones del Estado nacional que durante sucesivas gestiones de gobierno congeló o retrasó las actualizaciones tarifarias, además de no cumplir con las revisiones quinquenales dispuestas en los pligos de concesión.
En este punto, el Gobierno nacional había propuesto en el proyecto de Presupuesto 2026 la posibilidad de compensar esas deudas con las acreencias que el Estado a través de Cammesa tenía con las distribuidoras por la energía eléctrica suministrada, no pagada por las compañías por falta de ingresos suficientes, y que se saldaron oportunamente con fondos del tesoro.
En este contexto, al evitar que los ingresos de las prestadoras vuelvan a quedar rezagados respecto a la inflación, el marco regulatorio intenta blindar el plan de obras de posibles crisis macroeconómicas. Los expertos sostienen que la previsibilidad es el activo más valioso recuperado en esta instancia de revisión.
En definitiva, la respuesta al interrogante sobre la falta de inversiones se divide en dos niveles de ejecución. Mientras que las distribuidoras recuperaron su capacidad de acción para las obras locales de cercanía, el sistema aún depende de que se concreten las licitaciones de gran envergadura.
Quién se hace cargo de las grandes obras
Por otro lado, existe un segmento de la infraestructura que excede la responsabilidad y la capacidad financiera directa de las distribuidoras. Se trata de las grandes obras de transporte en alta tensión, cuya magnitud y costos requieren de una arquitectura de financiamiento distinta. Estas obras son fundamentales para evacuar la energía desde los centros de generación hacia los nodos de consumo, evitando cuellos de botella en el sistema nacional.
El Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico es una iniciativa estratégica lanzada por el Gobierno para modernizar y robustecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Su objetivo central es resolver los "cuellos de botella" estructurales que impiden el flujo suficiente de la energía desde los centros de generación (como los parques eólicos en el sur o solares en el norte) hacia las grandes áreas de consumo, mitigando así el riesgo de cortes de suministro.
Este plan marca un cambio de paradigma, ya que delega la construcción y el financiamiento en el sector privado mediante un esquema de concesión de obra pública (bajo el Decreto 921/2025), sin comprometer recursos fiscales directos del Estado.
El Gobierno definió un listado de proyectos urgentes que suman más de 5.000 kilómetros de nuevas líneas de alta tensión, con una inversión estimada superior a los u$s6.600 millones. Dentro de este paquete, se seleccionaron tres obras críticas para iniciar el proceso de licitación de forma inmediata que encabezan la lista de prioridades para este 2026 debido a su impacto inmediato en la red.
En primer lugar, se destaca el Proyecto AMBA I, que incluye la instalación de un equipo compensador (STATCOM) en la subestación Ezeiza; esta obra busca reforzar el anillo de 500 kV que rodea el área metropolitana para prevenir colapsos ante picos de demanda. Se trata de una obra de al menos u$s1.100 millones cuyo llamado a licitación es inminente.
Por otro lado, resulta vital la nueva línea de 500 kV que conectará Puerto Madryn con Choele Choel y Bahía Blanca, una pieza de ingeniería fundamental para evacuar el potencial eólico de la Patagonia hacia el centro del país. Finalmente, el plan prioriza el vínculo entre Río Diamante, Charlone y O'Higgins, que permitirá integrar la generación eléctrica del oeste con el norte de la provincia de Buenos Aires, aportando mayor estabilidad y seguridad al sistema nacional.