Red eléctrica argentina en 2026: el cable que falta y las empresas para invertir
La red eléctrica argentina llegó a 2026 con un problema de transporte, no de recursos: sobran gas, agua, viento, sol, litio, cobre e ingeniería nuclear propia, pero falta cable de 500 kV. En agosto el gobierno licitó un plan de transmisión de USD 6.600 millones financiado por privados, mientras dos generadoras salen a Nueva York y el Estado empieza a vender su parte del transporte.
El país tiene cobre en San Juan, litio en el norte, gas en Vaca Muerta y uranio para tres centrales nucleares. Lo que no tiene, todavía, es suficiente cable de 500 kV para sacar y meter toda esa energía. En agosto de 2026 el gobierno lanzó el plan de transmisión más grande en dos décadas, dos generadoras salen a cotizar en Nueva York el mismo año y el Estado empieza a vender su participación en el monopolio del transporte.
El apagón que dejó a la vista el límite de la red
El 15 de enero de 2026, con 35 grados de sensación térmica en Buenos Aires, cuatro líneas de 220 kV de la estación Morón salieron de servicio a las 14:45 hs. Se perdieron unos 3.000 MW en un instante y 800.000 usuarios de Edenor quedaron sin luz, con cortes en subtes, trenes y el aeropuerto. En una hora se restituyó el 90% del servicio, pero el episodio confirmó lo que el sector ya no discute: la red argentina llega al verano al límite.
No es casualidad. La última gran obra de transporte nacional se terminó en 2017, y en el AMBA la última ampliación relevante fue en 2006, mientras la demanda (hogares, industria, minería y ahora datacenters) no dejó de crecer. Este informe recorre cómo está armada la red hoy, dónde se genera la energía, el estado del transporte de alta tensión, el potencial hidroeléctrico y nuclear, y qué empresas juegan un rol central y son además accesibles para un inversor de a pie.
El SADI, CAMMESA y el cable que falta
Argentina opera un único sistema interconectado, el SADI, despachado por CAMMESA desde 1992. La columna vertebral son unos 20.300 kilómetros de líneas troncales (14.200 km en 500 kV), con Transener como transportista principal y empresas regionales (Transba, Transnoa, Transcomahue, Distrocuyo) completando la malla en 132 y 220 kV; no recibió una obra troncal de escala desde el Plan Federal de Transporte Eléctrico de comienzos de siglo. La razón es tarifaria: el cargo de transporte ronda apenas USD 0,003 por MWh, contra USD 8 a 10 en Chile y USD 12 a 15 en Colombia. Con una tarifa tan pisada, ningún privado tenía incentivo para invertir en líneas que tardan años en repagarse. Ese es el nudo que el plan de agosto de 2026 intenta desatar.
La generación eléctrica: gas primero, agua segundo, eólico tercero y nuclear cuarto
En 2024 Argentina generó unos 153 TWh, repartidos entre gas natural 49%, hidroeléctrica 25%, eólica 11%, nuclear 7% y el resto (solar, biomasa y otras térmicas) 8%. Para diciembre de 2025 las renovables ya cubrían el 19,6% de la demanda, con capacidad instalada de unos 6.960 MW (4.496 MW eólicos y 2.464 MW solares) tras sumar 1.010 MW nuevos en 2025. Los tres grandes generadores privados muestran capacidades muy distintas entre sí.
| Empresa | Capacidad instalada | Mix | Dato clave |
|---|---|---|---|
| Central Puerto | 6.938 MW | Térmica, hidroeléctrica y renovable | Mayor generadora del país, 19 TWh en 2025 |
| YPF Luz | ~3.800 MW | Térmica y renovable | 10% de la demanda nacional, 17 activos en 8 provincias |
| Genneia | 2.128 MW | 1.765 MW renovable y 363 MW térmico de respaldo | 22% del mercado eólico y solar; 100% del EBITDA es renovable |
| Capex | 672 MW | Ciclo combinado a gas en Agua del Cajón (Neuquén) | Integrada con producción propia de gas |
Fuente: Criteria en base a datos de las empresas, CAMMESA y Secretaría de Energía (2024–2025).
Hidroeléctrico y nuclear: el recurso que sobra
Argentina tiene 95 represas relevadas; el grueso de la potencia se concentra en un puñado de complejos.
| Central | Potencia | Región | Operador |
|---|---|---|---|
| Yacyretá | 2.746 MW | Corrientes (binacional, Paraguay) | Entidad Binacional Yacyretá |
| Piedra del Águila | 1.400 MW | Neuquén | SADESA |
| El Chocón | 1.200 MW | Neuquén | Enel (Italia) |
| Alicurá | 1.000 MW | Neuquén | AES (EE.UU.) |
| Salto Grande | 945 MW | Entre Ríos (binacional, Uruguay) | Comisión Técnica Mixta |
| Futaleufú | 472 MW | Chubut | Aluar y Estado provincial |
Fuente: Criteria en base a datos de CAMMESA y operadores. Orden por potencia instalada.
Pampa Energía es la mayor operadora privada de hidroeléctricas chicas y medianas del país, con el complejo cuyano casi completo, mientras AES concentra activos en el Comahue y el norte, y Enel retiene El Chocón y Arroyito pese a haber vendido Edesur en 2023. El capítulo pendiente son las represas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic, dos centrales hidroeléctricas en construcción sobre el río Santa Cruz con 1.310 MW de potencia combinada, paralizadas desde 2023 tras ejecutarse USD 1.850 millones de los USD 4.714 millones presupuestados. La UTE china retomó obra recién en agosto de 2026, cuando Cepernic estaba al 46% de avance y Néstor Kirchner al 19,2%, con la primera represa recién prevista para 2030.
El potencial nuclear pesa 7% de la matriz y en el primer semestre de 2026 generó 4,45 millones de MWh entre tres reactores en operación (Atucha II, 688 MWe; Embalse, 608 MWe; Atucha I, 335 MWe, esta última fuera de línea por extensión de vida útil hasta 2027). Atucha III, firmada en 2022 con China por USD 8.300 millones, quedó en un limbo desde abril de 2025. En su lugar, un consorcio entre Meitner Energy Latam (capital estadounidense) e INVAP anunció en julio de 2026 una inversión de USD 1.200 millones para construir en el propio predio de Atucha un reactor modular ACR-300 de 300 MWe, el primero de este tipo a nivel comercial en el mundo, mientras el desarrollo 100% estatal CAREM25 sigue frenado por falta de financiamiento desde 2024. Con Atucha III congelada y el CAREM25 sin fondos, el ACR-300 quedó como la apuesta nuclear más concreta del país en el corto plazo.
Cuellos de botella: transformadores, San Juan y el plan de 5.610 kilómetros
Transformadores
Argentina no fabrica los componentes críticos de una subestación. En marzo de 2026 cerró la Fábrica Argentina de Porcelanas Armanino (FAPA), único productor nacional de aisladores eléctricos, que cubría el 70% del consumo del mercado, y el país quedó dependiente de importaciones para un insumo que el propio gobierno calificó de riesgo para la infraestructura crítica. En el otro extremo, IMPSA, la metalúrgica mendocina que diseña y fabrica turbinas hidroeléctricas y componentes eólicos, fue privatizada en febrero de 2025 y quedó bajo control del consorcio IAF, liderado por la estadounidense ARC Energy.
San Juan
Con más de veinte proyectos mineros y capex anunciado por USD 35.000 millones, el cuello de botella dejó de ser geológico: es de transporte eléctrico. El 29 de julio de 2026 el regulador provincial aprobó, por Resolución 330/2026, la ampliación a 500 kV del corredor Nueva San Juan a Rodeo que destraba la primera etapa de Josemaría, el yacimiento de cobre y oro que BHP y Lundin Mining desarrollan en el distrito Vicuña, con USD 800 millones pagados por la minera y 25 años de prioridad de uso, pese a la oposición de Los Azules, Barrick y Casposo. Un día después Josemaría ingresó al RIGI por USD 9.737 millones. En minería, quien resuelve primero la energía construye primero la mina.
El plan de 5.610 kilómetros
El 12 de agosto de 2026, por Resolución 202/2026, la Secretaría de Energía licitó 16 obras de transporte (más de 5.610 km, 38,3% más que la red troncal actual) por USD 6.600 millones, financiadas íntegramente por privados bajo concesión a 30 años, sin costo para el Tesoro. El primer proyecto, AMBA I (USD 800 millones, línea de 500 kV de 270 km y nueva estación en Plomer), tiene adjudicación prevista para el primer semestre de 2027. Es la primera vez que el transporte troncal de 500 kV no depende del Tesoro nacional.
Dónde están los gaps para invertir en energía
Transporte troncal
De los 16 proyectos del plan, solo AMBA I tiene fecha de licitación firme. Estimaciones sectoriales hablan de una necesidad total de inversión eléctrica (generación, transporte y almacenamiento) cercana a los USD 10.000 millones, más del 50% por encima de lo ya licitado.
Almacenamiento y respaldo
El proyecto de baterías AlmaGBA para el AMBA es, hasta ahora, la única iniciativa de escala ligada al plan. La generación distribuida, es decir, paneles solares, baterías o pequeños generadores instalados cerca de donde se consume la energía en lugar de en una gran central, todavía es marginal en el país.
Electrificación de la demanda industrial
Halliburton instalará en Vaca Muerta su equipo de fractura eléctrico Zeus (20 a 30 MW por set), generando esa energía in situ con gas en lugar de esperar una línea eléctrica, el mismo patrón que siguen los hyperscalers de inteligencia artificial en Estados Unidos. Si Argentina no acelera la infraestructura, esa demanda (y la de datacenters, atraídos por costos de electricidad entre los más bajos del mundo) seguirá resolviéndose fuera de la red pública.
Distribución
El apagón de enero de 2026 fue un problema de distribución, no de transporte troncal, y expuso las compensaciones que Edenor y Edesur arrastran por congelamientos tarifarios posteriores a 2001. Sin resolver esa ecuación, ampliar el transporte no se traduce en menos cortes.
Qué empresas eléctricas argentinas cotizan y son invertibles
Buena parte de las empresas que construyen la red también están, al mismo tiempo, abriendo su capital o cambiando de manos.
| Empresa | Segmento | Dónde cotiza | Nota |
|---|---|---|---|
| Transener | Transporte de alta tensión (monopolio regulado) | TRAN (BYMA) | El Estado vende su 26,3% de Citelec; interesados incluyen Genneia, Central Puerto y Edison Energía |
| Central Puerto | Generación térmica, hidroeléctrica y renovable | CEPU (BYMA y NYSE) | Mayor generadora del país (6.938 MW) |
| Pampa Energía | Generación, hidroeléctrica en Cuyo, Vaca Muerta | PAM (BYMA y NYSE) | Vendió Edenor en 2021 para concentrar capital en gas y petróleo |
| YPF Luz | Generación térmica y renovable | En registro ante la SEC para listar en NYSE y BYMA | 3.800 MW; controlada por YPF (75%) y BNR Power |
| Genneia | Generación eólica y solar | GENN (NYSE y BYMA, IPO en curso) | 100% del EBITDA proviene de renovables |
| Capex | Generación térmica con gas propio | CAPX (BYMA) | 672 MW en Agua del Cajón |
| Edenor | Distribución (AMBA norte) | EDN (BYMA y NYSE) | Vendida por Pampa en 2021 al grupo Vila, Manzano y Filiberti |
| Edesur | Distribución (AMBA sur) | No cotiza | Vendida por Enel a Integra Capital en 2023 |
| AES Argentina | Hidroeléctrica y térmica | No cotiza | Subsidiaria de AES Corp, que cotiza en la NYSE bajo el ticker AES |
| IMPSA | Turbinas hidroeléctricas, eólicas y nucleares | No cotiza | Privatizada en 2025; controlada por el consorcio IAF |
| Meitner Energy Latam | Desarrollo del reactor modular ACR-300 | No cotiza | Capital estadounidense, en consorcio con INVAP |
Fuente: Criteria en base a información pública de las empresas y BYMA.
El 2026 concentra, en pocos meses, tres eventos que normalmente estarían separados por años: las salidas a bolsa de YPF Luz y Genneia, y la privatización de la porción estatal de Transener. Las tres apuntan al mismo lugar: capital privado financiando la próxima década de infraestructura eléctrica.
Nuestra lectura: de un problema de recursos a un problema de cable
Si hay un hilo que conecta San Juan, Vaca Muerta, el AMBA y la Patagonia, es que Argentina dejó de tener un problema de recursos energéticos y tiene, en cambio, un problema de cable. Sobra gas, potencial hidroeléctrico, viento y sol, litio y cobre, e ingeniería nuclear propia; lo que faltó casi veinte años fue cobrar el transporte a un precio que justificara construirlo. Eso es lo que empezó a cambiar en 2026, con un plan de transmisión de USD 6.600 millones financiado por privados, un corredor minero en San Juan aprobado pese a la oposición de tres mineras grandes, un reactor modular financiado con capital estadounidense, y dos generadoras camino a Nueva York el mismo semestre en que el Estado vende su parte del monopolio de transporte. Ninguno de estos hechos cierra solo la brecha, pero juntos marcan el primer año en mucho tiempo en que el capital apunta, de forma consistente, hacia el cable que faltaba.
Qué mirar de acá a fin de año
La adjudicación de AMBA I
Prevista para el primer semestre de 2027, dará antes de fin de 2026 la primera señal de apetito privado por el resto del plan de transmisión.
La puja por Citelec
Si una generadora (Genneia o Central Puerto) se queda con el 26,3% que vende Enarsa, empieza a integrarse verticalmente generación y transporte, algo inédito en el mercado argentino.
Los IPOs de YPF Luz y Genneia
Ninguno tiene todavía ticker, precio ni fecha confirmados; el apetito de Nueva York dirá mucho sobre cómo se percibe el riesgo argentino de infraestructura eléctrica.
Preguntas frecuentes sobre la red eléctrica argentina
¿Cuál es el principal problema de la red eléctrica argentina en 2026?
No es de recursos, sino de transporte. Argentina tiene gas, potencial hidroeléctrico, viento, sol, litio, cobre e ingeniería nuclear propia, pero le falta cable de 500 kV: la última gran obra troncal nacional se terminó en 2017 y en el AMBA la última ampliación relevante fue en 2006, mientras la demanda no dejó de crecer.
¿En qué consiste el plan de transmisión de 5.610 km y USD 6.600 millones?
Por Resolución 202/2026 (12 de agosto de 2026), la Secretaría de Energía licitó 16 obras de transporte por más de 5.610 km (38,3% más que la red troncal actual) por USD 6.600 millones, financiadas íntegramente por privados bajo concesión a 30 años y sin costo para el Tesoro. El primer proyecto, AMBA I, tiene adjudicación prevista para el primer semestre de 2027.
¿Qué empresas del sector eléctrico argentino cotizan en bolsa?
Cotizan en BYMA (varias también en NYSE) Transener (TRAN), Central Puerto (CEPU), Pampa Energía (PAM), Capex (CAPX) y Edenor (EDN). YPF Luz y Genneia están en proceso de salir a bolsa en 2026, mientras que Edesur, AES Argentina, IMPSA y Meitner Energy Latam no cotizan.
¿Qué generadoras eléctricas argentinas salen a bolsa en 2026?
YPF Luz (en registro ante la SEC para listar en NYSE y BYMA) y Genneia (IPO en curso en NYSE y BYMA). A la vez, el Estado vende su 26,3% de Citelec, controlante de Transener. Ninguno de los IPOs tiene todavía ticker, precio ni fecha confirmados.
¿Qué es la puja por Citelec y por qué importa?
Citelec es la sociedad controlante de Transener, el transportista de alta tensión. Enarsa vende su 26,3% y, si lo compra una generadora como Genneia o Central Puerto, por primera vez se integrarían verticalmente generación y transporte en el mercado eléctrico argentino.
Nota metodológica: este informe se basa en fuentes públicas al 31 de agosto de 2026. Los datos de capacidad y generación corresponden a los últimos consolidados de CAMMESA y la Secretaría de Energía (2024 y 2025). El estado de Atucha III refleja la última prórroga contractual conocida (abril de 2025), sin anuncios posteriores que confirmen su continuidad o cancelación formal.
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