Invertir sin sobrecargar: la nueva regla del juego energético

Argentina quiere más inversiones. Las necesita. Pero tiene un problema estructural que no puede ignorarse: su red eléctrica está sobreexigida. El diagnóstico oficial de julio de 2026 es contundente: las principales estaciones transformadoras del país operan por encima del 90% de su capacidad instalada, y más del 60% de las fallas en la distribución ocurren en alimentadores con más de 25 años de antigüedad. 

El sistema eléctrico argentino no fue diseñado para absorber la demanda del siglo XXI, y los números lo confirman: mientras el consumo residencial creció cerca del 20% en la última década, las líneas de alta tensión apenas aumentaron un 8%.

El resultado de esa brecha es visible y cotidiano. El 15 de enero de 2026, una falla en la estación transformadora de Morón dejó sin electricidad a 800.000 usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires. En septiembre de ese mismo año, un incidente similar en la estación Malaver afectó a 600.000 personas. La fragilidad del sistema no es una amenaza abstracta: es una realidad que se repite cada verano y cada pico de demanda.

Sobre ese escenario, el gobierno nacional tomó una decisión que marca un antes y un después: los grandes proyectos de inversión, aquellos que por su magnitud podrían comprometer la estabilidad del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), deberán llegar con el suministro eléctrico resuelto desde el diseño. La norma que lo establece es la Resolución 264/2026, publicada el 25 de septiembre, que crea el Régimen de Demandas Extratendenciales (XDEM).

La nueva regla: quien consume a gran escala, financia su energía

El XDEM establece un umbral claro: toda nueva demanda o ampliación que supere el 0,5% de la demanda media del Mercado Eléctrico Mayorista —hoy equivalente a unos 80 MW— deberá autogestionarse. Los proyectos alcanzados son dos grandes categorías: XDEM-DATOS, que incluye centros de datos, inteligencia artificial e infraestructura digital; y XDEM-PRODUCCIÓN, que comprende minería, plantas de GNL, hidrógeno verde y otras industrias electrointensivas.

Las obligaciones son concretas. Los desarrolladores deberán presentar un Plan Especial de Abastecimiento (PEA) a cinco años, acreditar contratos de nueva oferta que cubran al menos el 80% de su energía mensual consumida, y garantizar potencia firme equivalente al 100% de su demanda máxima —o al 115% en el caso de los centros de datos, por su sensibilidad operativa—. En términos simples: quien quiera consumir en escala industrial, deberá construir o contratar la energía que necesita. No tomarla de una red que ya está al límite.

La medida es una respuesta directa a una lógica que hasta ahora primaba en el sector: conectar grandes proyectos a la red pública y dejar que el sistema absorbiera la demanda adicional. Esa ecuación ya no cierra.

La escala del problema, en números

Para entender por qué el cambio es necesario, basta con observar los casos concretos que están sobre la mesa. El yacimiento Cerro Dragón, operado por Pan American Energy en Chubut, es quizás el ejemplo más ilustrativo de lo que significa la energía de escala industrial. La compañía desarrolló un sistema eléctrico propio basado en centrales térmicas alimentadas con el gas que el propio yacimiento produce. Su ciclo combinado tiene una capacidad de 160 MW, complementada con generación renovable. Según un estudio de 2023, la potencia instalada total del sistema de Cerro Dragón asciende a unos 414 MW —una potencia equivalente al pico de demanda que registró toda la provincia de Formosa en 2025, de aproximadamente 440 MW. Un solo yacimiento con infraestructura eléctrica de escala provincial.

El proyecto Josemaría, impulsado por Vicuña Argentina S.A. —la sociedad formada por BHP y Lundin Mining para desarrollar uno de los emprendimientos cupríferos más importantes de San Juan—, lleva esa dimensión a un nivel todavía mayor. En su primera fase de operación, la demanda máxima proyectada es de 260 MW, con un consumo estimado de 1.749 GWh anuales. En etapas posteriores, esa cifra escalaría a 400 MW y luego a 700 MW. La inversión total del proyecto supera los 9.700 millones de dólares, con perspectivas de alcanzar los 18.000 millones en fases avanzadas, y ya fue incorporado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Para conectar Josemaría al sistema, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) autorizó en julio de 2026, mediante la Resolución N° 330, la construcción de una nueva línea de 500 kV con estaciones transformadoras propias —como la ET Chaparro—, con una inversión de infraestructura eléctrica estimada en unos 800 millones de dólares financiada íntegramente por la minera. Con el XDEM vigente, proyectos de esta envergadura deberán adecuar también su plan de abastecimiento energético en un plazo de 60 días.

Proteger la red, habilitar el crecimiento

La lógica detrás de la nueva regulación es doble. Por un lado, protege a los usuarios residenciales, comerciales y pymes, que históricamente han cargado con las consecuencias de un sistema saturado. Por otro, crea condiciones para que las grandes inversiones sean sostenibles en el tiempo: un proyecto minero o un centro de datos que depende de una red frágil es un proyecto en riesgo permanente.

El gobierno también avanza en paralelo con un plan de infraestructura de transmisión de 6.600 millones de dólares, financiado íntegramente por el sector privado bajo un esquema de concesión a 30 años. El plan contempla 16 proyectos prioritarios, incluyendo más de 5.600 kilómetros de nuevas líneas de alta tensión —un incremento del 38% sobre la red existente— y sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) por 700 millones de dólares y 700 MW de capacidad, con los primeros sistemas en el AMBA operativos antes de fin de 2026.

La dirección es clara: si Argentina quiere más minas, más producción de recursos naturales, más centros de datos y más exportaciones, la infraestructura para sostenerlos tiene que formar parte de la inversión desde el principio. No es una condición que frene el desarrollo; es la condición que lo hace posible sin comprometer el acceso a la energía de quienes ya están conectados. Que los grandes proyectos lleguen con el suministro eléctrico resuelto desde el inicio no es una carga adicional. Es, ante todo, una gran idea.