Con el frío la energía volvió al centro de la escena. Ante un sistema tensionado por años de desinversión, el Gobierno desplegó en mayo una secuencia de medidas que conforman una narrativa estratégica: expandir la red eléctrica, ampliar la capacidad gasífera, capitalizar el superávit energético de Vaca Muerta y redireccionar los subsidios para sostener la disciplina fiscal. El objetivo: convertir la abundancia de recursos en confiabilidad de suministro sin resignar equilibrio macroeconómico.

A pesar del mentado cambio climático y del calentamiento global, los días con menos de 5º llegaron en mayo al Conurbano bonaerense con puntualidad inglesa. Ese frío, combinado con la herencia de años de escasa inversión, convirtió al sistema energético en el centro de la agenda pública. En las últimas tres semanas, cuatro anuncios oficiales delinearon la respuesta del país a ese doble desafío: expandir la red eléctrica, desahogar un gasoducto clave, capitalizar el auge productivo de Vaca Muerta y reorientar los subsidios para que la factura pública no derroche recursos en piletas climatizadas.

La secuencia de decisiones no es casual. El Gobierno la presenta como un arco narrativo que va desde la generación hasta el consumo final, con la macroeconomía como telón de fondo. Primero, elevar la capacidad de transporte eléctrico para que la oferta, cada vez más nutrida por renovables y por usinas a gas, llegue sin interrupciones a los grandes centros de carga. Segundo, ampliar el gasoducto Perito Moreno —ex Néstor Kirchner— para que el gas de Neuquén fluya con menos restricciones. Tercero, celebrar el superávit comercial que Vaca Muerta ya genera y que promete engrosar las reservas del Banco Central. Y, finalmente, ajustar los subsidios residenciales de modo que la disciplina fiscal acompañe esa expansión física del sistema.

Más kilómetros,menos cuello de botella

El 29 de mayo la Casa Rosada presentó el Plan Nacional de Obras Prioritarias en Transporte Eléctrico, la mayor ampliación de la red de alta tensión en casi dos décadas. El programa suma 5.610 km de nuevas líneas (38 % sobre la malla existente) y diecisiete estaciones transformadoras, con una inversión estimada en US$ 6 600 millones que correrá a cargo de concesionarios privados bajo un modelo “construir–operar–mantener”. “Las líneas crecieron solo 8 % en diez años frente a una demanda que lo hizo al 20 %; el resultado es un sistema fatigado y vulnerable”, admitió el vocero Manuel Adorni al presentar la iniciativa. Entre las obras sobresale el corredor 500 kV Puerto Madryn–Choele Choel–Bahía Blanca, pasarela imprescindible para que los parques eólicos patagónicos aporten su energía al Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). También figuran las interconexiones internacionales con Bolivia, Paraguay y, por primera vez, Tierra del Fuego, que quedará enlazada al SADI mediante un enlace submarino de 250 km.

El diseño del plan ilustra la lógica de “generación donde hay recurso, consumo donde vive la gente”. Las líneas Vivoratá–Plomer y Plomer–O’Higgins cerrarán el anillo bonaerense, mientras la traza Rodeo–Chaparro–La Rioja Sur blindará el Noroeste ante los saltos de demanda agrícola en estaciones de bombeo y riego. A la vez, tres campos estáticos de compensación (STATCOM) suavizarán la tensión en nodos críticos, reduciendo la probabilidad de apagones masivos como el de diciembre de 2022. El peaje a pagar por los usuarios será escalonado y comenzará a devengarse recién cuando cada obra entre en servicio, un guiño a la sensibilidad inflacionaria.

Cuello de botella

Energía Argentina (Enarsa) finalmente abrió la licitación para duplicar la capacidad de transporte del gasoducto troncal Perito Moreno, 570 km de caños que parten de Tratayén, en Neuquén, y desembocan en la red troncal del Gran Buenos Aires. El pliego, reservado a oferentes nacionales e internacionales, prevé cinco nuevas plantas compresoras, con lo que el ducto pasará de 26 a 40 millones m³/día. El contrato adjudicará la operación por quince años antes de revertir los activos al Estado y fija el 7 de julio como fecha límite para recibir propuestas. Enarsa calcula ahorros de hasta US$ 500 millones anuales en importaciones de GNL y un colchón adicional de gas para atravesar los picos de consumo invernal sin cortes industriales. “Sin caño no hay exportación”, recordó un funcionario, al aludir a la hoja de ruta que proyecta ventas firme de gas a Chile, Brasil y Uruguay a partir de 2027.
La ampliación llega en un momento oportuno: en 2024, la demanda residencial invernal alcanzó picos de 170 millones m³/día, muy por encima de la oferta domesticada por el programa Plan Gas AR. El tramo extra de 14 MMm³/día se convertirá, así, en la primera señal concreta de la estrategia de iniciativa privada que el presidente Javier Milei impulsa para descomprimir el gasto público y atraer capitales al midstream. Con un tipo de cambio competitivo y un precio del gas regulado al alza, las compañías productoras ven en el proyecto un vector de monetización que corre en paralelo al sueño mayor: licuar el excedente en plantas de LNG y venderlo al Atlántico norte.

La geología paga dividendos

Las tuberías se expanden porque la roca lo exige. Vaca Muerta, la joya no convencional de la cuenca neuquina, cerró abril con 442.200 barriles diarios de petróleo (+21,7 % interanual) y 69,3 millones m³/día de gas (+7,3 %), empujando la producción nacional a 739.700 bbl/d y 136,7 MMm³/d, respectivamente. Esa oleada permitió que la balanza energética registrara un superávit de US$ 573 millones en abril y US$ 2.684 millones en el primer cuatrimestre, cifras que contrastan con los déficits estructurales de la década pasada. El Ministerio de Economía proyecta un saldo positivo de hasta US$ 8.000 millones en 2025 si se materializan las obras de transporte y se estabilizan los precios internacionales. «De promesa geológica pasamos a ancla macroeconómica», se entusiasma un informe interno de la Secretaría de Energía.

Los beneficios trascienden la caja del Tesoro. El aumento de regalías ha generado un efecto derrame: Neuquén recaudó ARS 44.000 millones en los primeros cuatro meses del año, un 30 % real más que en 2024, y usará parte de esa renta para financiar parques solares en Añelo y ampliar la red de fibra óptica provincial. A escala nacional, el superávit afloja la presión sobre las reservas del Banco Central y le concede al Ejecutivo un argumento sólido en la renegociación del programa con el FMI: el país comienza a pagar sus importaciones energéticas con su propia producción.

Subsidios bajo la lupa

Con los ingresos energéticos en alza, el Estado se propone concentrar el gasto en los hogares que realmente lo necesitan. El 27 de mayo la Secretaría de Energía oficializó la extensión a todo el país de la exclusión automática de countries, barrios cerrados y urbanizaciones premium del régimen de subsidios eléctricos y gasíferos. La medida, que ya inhabilitó a 15.500 usuarios del AMBA —el 44 % de los cuales se había autodeclarado de ingresos bajos—, ahorrará $3.000 millones anuales y se implementará mediante georreferenciación de catastros, registros de expensas y consumos “inusuales” (piletas climatizadas, bombas de riego). Los afectados podrán impugnar la decisión en la aplicación Mi Argentina, pero deberán acreditar vulnerabilidad económica. “La energía cuesta, y quien pueda pagarla debe hacerlo”, sintetizó Adorni.

Más allá del impacto fiscal, la segmentación busca enviar señales de precio a la demanda de altos ingresos —que llegó a consumir hasta el triple del promedio nacional— y liberar recursos para sostener la tarifa social, cuyo universo ronda los seis millones de usuarios. También es un requisito tácito del FMI para el desembolso de la próxima cuota del acuerdo de facilidades extendidas. Según el IIEP (UBA-Conicet), los subsidios energéticos cayeron 66 % interanual real en abril y explican gran parte del superávit primario acumulado. Para los inversores, la señal es doble: el Estado limpia su balance y, al mismo tiempo, deja espacio tarifario para que transportistas y distribuidoras retribuyan capital sin shockear a los sectores vulnerables.

Una partitura común

Leídas en conjunto, las cuatro decisiones revelan una partitura coherente: más cables para que circule la electricidad, más caño para llevar el gas que la respalda, más hidrocarburos para exportar o desplazar importaciones, y menos subsidios indiscriminados que vacíen la arcas públicas. Todas comparten, además, un denominador financiero: el Estado habilita la inversión privada y reserva su esfuerzo fiscal para los tramos donde la rentabilidad social supera a la económica. El invierno 2025 pondrá a prueba la orquesta completa. Si las temperaturas repiten la frialdad de este mayo y el sistema responde sin sobresaltos, el Gobierno habrá ganado algo más que grados Celsius de confort: habrá demostrado que la política energética, bien armonizada, puede ser también una política de crecimiento y de disciplina monetaria.

Listado de obras de urgente y prioritaria ejecución

•AMBA I
•AMBA II + STATCOM Rodríguez (Buenos Aires)
•Línea 500 kV Vivoratá – Plomer (Buenos Aires)
•Línea 500 kV Plomer – O´Higgins (Buenos Aires)
•Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel (Río Negro) – Bahía Blanca (Buenos Aires)
•ET Comodoro Rivadavia Oeste 500/132 kV – 450 MVA (Chubut)
•Alternativa ESTE Línea 500 kV Río Santa Cruz – Puerto Madryn
•Alternativa OESTE Línea 500 kV CH Kirchner – Futaleufú – Piedra del Águila (Santa Cruz, Chubut y Neuquén)
•Línea 500 kV Río Diamante (Mendoza) – Charlone – O´Higgins (Buenos Aires)
•Línea 500 kV Rodeo – Chaparro – La Rioja Sur
•Línea 500 kV Malvinas – San Francisco (Córdoba) – Santo Tomé (Corrientes)
•Et El Espinillo 500/132 kV (Formosa)
•Línea 500 kV Lavalle – Chumbicha (Catamarca)
•Línea 500 kV Chaparro – Antofagasta de la Sierra (Catamarca) – Punta – Cobos (Salta)
•Línea Interconexión Internacional 500 kV Yaguaca (Bolivia) – Salvador Mazza (Salta) – San Juancito (Jujuy)
•Línea Interconexión Internacional 500 kV Villa Hayes (Paraguay) – Formosa
•Línea Interconexión 500 kV Santa Cruz – Tierra del Fuego