El sistema eléctrico argentino alcanzó un nuevo récord de demanda de 30.240 MW cerca de las tres de la tarde del lunes, cuando las temperaturas superaban los 40 grados en gran parte de la Argentina. El clima extremo y la falta de inversiones en infraestructura derivó en apagones en varias regiones.

A pesar de ello, la jornada no estuvo exenta de problemas con colapsos en distintos puntos del país como vino sucediendo en los días de calor de este 2025 y tal como lo anticipó Cammesa meses atrás.

El primero fue en el NEA con una caída de 1.000 MW justo antes de romper el récord, lo que hacía prever que no se llegaría a la nueva marca histórica. Sin embargo, la demanda se recompuso y recién se volvieron a registrar problemas a las seis de la tarde.

Esta vez, no sólo en el norte del país, sino también en Córdoba, Santa Fe y la Ciudad de Buenos Aires, con un desplome de unos 2.000 MW ocasionados por un problema en la importación de energía de Brasil.

Los inconvenientes continuaron este martes por la mañana incluso con una baja abrupta de la temperatura. A raíz de un fuerte temporal, más de 250 mil usuarios del AMBA quedaron sin servicio.

Radiografía del sistema eléctrico argentino

Los datos de Cammesa muestran que en el 2024 el 56% de la demanda vino del sector residencial, un 33% de los comercios y un 11% de la industria. Dentro de los residenciales, los N2 (bajos ingresos) acapararon el 61% del total, los N1 (altos ingresos) un 23% y los N3 (ingresos medios) un 16%.


El promedio de subsidios fue del 37%, con un rango del 15% entre los N1, comercios e industrias y en torno al 70% entre los usuarios de bajos y medios ingresos. Así la cobertura total por parte de los usuarios fue del 63% cuando en 2023 había sido del 47%.

El 58% de la generación vino de la térmica, el 22% de las grandes hidroeléctricas que se vieron afectadas por la baja del Paraná en gran parte del año, el 16% de las renovables y el 4% de la nuclear.

La mayor proporción del gas de Vaca Muerta no tuvo un efecto muy significativo en la baja de costos del sistema. Si bien se utilizó un 8,8% más de gas para bajar un 27% el consumo de gasoil, el 65% el de fueloil y un 51% el de carbón (todos con precios más altos), el costo monómico apenas bajó un 1% en dólares para totalizar los 75,6 USD/MWH.

Esto se explica porque, al mismo tiempo, hubo un incremento de precios en algunos contratos de generación spot y en el precio del transporte que revirtieron la mejora alcanzada en materia de combustibles.