Mendoza Energy Summit
El crecimiento de la generación renovable y de los nuevos consumos eléctricos, empujado por una economía que se reorienta hacia procesos industriales más limpios, eficientes y sostenibles, puso al transporte eléctrico en el centro de la escena a lo largo del Mendoza Energy Summit.
Durante el Panel III, dedicado al transporte eléctrico y moderado por el subsecretario de Energía y Minería de Mendoza, Manuel Sánchez Bandini, referentes de Transener, su controlada Transba, Distrocuyo y el fondo provincial FOPIATZAD analizaron los cuellos de botella históricos y los nuevos esquemas de expansión bajo regímenes de concesión.
El puntapié inicial estuvo a cargo del moderador, que situó a la provincia en el escenario macroeconómico global y local. Planteó que las exigencias ambientales están reorientando la matriz productiva hacia industrias más limpias, eficientes y sostenibles. También advirtió sobre la presión que suma el consumo tecnológico global: según su planteo, cada punto de crecimiento del PBI exige del orden de mil megavatios adicionales, en un contexto en el que la inteligencia artificial ya consume tanta energía como todo el parque mundial de autos eléctricos.
La advertencia tiene respaldo en los números. Según el informe Energía e IA de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), los centros de datos consumieron unos 415 teravatios hora (TWh) en 2024, cerca del 1,5% de la electricidad mundial. Esa demanda se encamina a más que duplicarse hasta unos 945 TWh en 2030, con la inteligencia artificial como principal motor.
Transener y Transba: el origen de los cuellos de botella y la necesidad del repago
Pablo Tarca, director general de Transener y Transba, partió de un diagnóstico que, según dijo, ya comparte todo el sector: "Hoy no hay ninguna cadena del mercado eléctrico que no tenga claro el diagnóstico de que el transporte es el gran cuello de botella". Para entender cómo se llegó hasta ahí, planteó que es indispensable revisar los errores estructurales y de planificación del pasado.
Apuntó como factores principales "la falta de planificación, ya que las obras de transporte son obras de una vida útil de 70 años", sumado a "el incumplimiento de los contratos y de la regulación". Eso derivó, según Tarca, en que "estemos pagando un costo muy alto para poder abastecer muchísimo mercado por no tener infraestructura".
No obstante, el directivo trazó un contrapunto optimista sobre el escenario normativo. Destacó el trabajo conjunto plasmado en la Resolución 507/2023 de la Secretaría de Energía, publicada en junio de 2023, que según Tarca consolidó una planificación a diez años. La norma aprobó el plan de expansión del transporte en alta tensión con 15 obras de 500 kV jerarquizadas por prioridad. Previó inversiones estimadas en u$s 6.945 millones para habilitar 3.550 MW de nueva capacidad eólica y solar, pero dejó el mecanismo de financiamiento para una reglamentación posterior. En este sentido, Tarca subrayó que "tenemos que ver cómo es el esquema para que aparezca una financiación".
Esa pieza empezó a tomar forma con el Decreto 921/2025, que encauza las ampliaciones prioritarias como concesiones de obra pública regidas por la Ley 17.520. Un concesionario privado financia, construye y opera la línea como transportista independiente, y recupera la inversión durante el plazo de la concesión. AMBA I, la primera gran ampliación de la red troncal en tres décadas, es la obra que estrena ese régimen.
También recordó que "las obras tienen que tener alguien que las pague" y que en la Argentina "nos habíamos olvidado de que había que entender quién es el beneficiario de una obra, porque hay alguien que la financia, pero hay alguien que la tiene que repagar". Respecto al rol de la innovación, fue categórico al desmitificar que la tecnología pueda reemplazar a la infraestructura física.
Distrocuyo: la resiliencia consumida y el valor anticipatorio de la infraestructura
Por su parte, Edgardo Fonoll, director general de Distrocuyo, aportó una perspectiva técnica y sistémica y tomó como caso testigo la línea de 220 kV en doble terna Cruz de Piedra–Gran Mendoza. La obra se habilitó en agosto de 2024 con una inversión provincial de u$s 20 millones, canalizada a través del FOPIATZAD. "Fue una obra que era imprescindible para el sistema, pero que fue igualmente postergada por más de 40 años", recordó.
Menos de un año después de su habilitación empezaron a construirse en Mendoza 755 megavatios de energía solar que, según Fonoll, "fueron posibles porque estaba la infraestructura de transmisión". A partir de ese ejemplo, definió al transporte como "la infraestructura que anticipa la infraestructura". El caso más visible es el parque El Quemado, de YPF Luz, que sumó 305 MW en Las Heras. Está conectado a una estación transformadora con tecnología GIS de 220/33 kV que construyó y opera la propia Distrocuyo. Con ese y otros proyectos, la capacidad fotovoltaica de Mendoza ronda los 774 MW.
Sin embargo, el directivo emitió un firme llamado de atención sobre el desgaste acumulado en la red troncal nacional tras décadas de postergación inversora. Explicó que ante la falta de ampliaciones durante 20 o 30 años, "lo primero que se consume es la redundancia. Lo siguiente que se consume es la confiabilidad. Lo tercero que se consume es la seguridad, lo cuarto es la calidad y, por último, la suficiencia". El sistema argentino, dijo, logró sostener la suficiencia, pero a costa de que "consumimos toda la resiliencia".
Profundizando en la integración tecnológica, Fonoll detalló la necesidad de gestionar dos capas operativas. Por un lado, la tecnología distribuida dentro de la red, como baterías y electromovilidad. Por otro, la adaptación del propio sistema de transmisión para "recomponer la resiliencia del sistema y devolverle la operación segura".
El motor provincial: el balance del FOPIATZAD y la modernización de redes en zonas vulnerables y productivas
En representación del ámbito institucional provincial habló Pablo Díaz Telli, coordinador del Fondo Fiduciario del Plan de Infraestructura Eléctrica de Alta Tensión, Zonas Aisladas y Zonas a Desarrollar (FOPIATZAD). Detalló los alcances y la génesis de esta herramienta, que hoy canaliza hacia la red eléctrica parte de los fondos que Mendoza cobró de la Nación como resarcimiento por la promoción industrial. Díaz Telli recordó que el fondo "surge como una herramienta financiera del Gobierno para garantizar el abastecimiento eléctrico, para promover el desarrollo del sector estratégico y también para reforzar zonas vulnerables".
Al repasar las ejecuciones en curso, mencionó que "el año pasado sacamos para licitar la obra del Valle de Uco que hoy está en pleno avance, 36 millones de dólares". Se trata de la nueva Estación Transformadora Valle de Uco 220/132 kV, que ya registra un avance del 20% y abastecerá a unos 150.000 habitantes. Añadió que están próximos a licitar la nueva estación transformadora de San Rafael y el cierre del anillo de 132 kV con General Alvear. También otorgaron un préstamo para la obra de La Dormida, en el Este, que beneficiará a 280.000 habitantes y a cerca de 950 pozos de riego en La Paz, Santa Rosa, Junín y San Martín. Es la interconexión en 132 kV entre El Marcado, La Dormida y La Paz, de 86 kilómetros.
Díaz Telli señaló además que se está adjudicando la Estación Transformadora Mendoza Norte 220/132 kV, que tendrá conexión con el desarrollo minero. La obra tiene un presupuesto oficial de u$s 48,6 millones y un plazo de 24 meses. Además de descomprimir el anillo de 132 kV que abastece al Gran Mendoza, el Gobierno provincial la presenta como la base de capacidad para nuevos desarrollos industriales y mineros en el norte y el oeste de la provincia.
Concluyó que el objetivo del conjunto de proyectos, que ya suma alrededor de u$s 160 millones, es "modernizar la infraestructura de Mendoza", y reafirmó la premisa provincial de que "hay que hacer que las cosas sucedan".
Electromovilidad, financiamiento a largo plazo y la red del futuro
En los aspectos tecnológicos, Fonoll advirtió sobre el impacto transformador de la electromovilidad, que modifica la ubicación y el comportamiento de la demanda. Hasta ahora, la generación se instalaba donde estaba el recurso, la demanda se concentraba en los centros urbanos y la red de transmisión unía ambos puntos. Con los vehículos eléctricos, el consumo puede aparecer en una vivienda, una oficina o cualquier punto de carga. "Los autos eléctricos son en sí mismos demanda y están consumiendo grandes volúmenes de energía", señaló, y advirtió que "nuestra red ni de distribución ni de transmisión está preparada para esto".
A eso se suma la tecnología del vehículo a la red (V2G, por sus siglas en inglés), en la que "el auto devuelve energía a la red durante la noche tras haberse cargado durante el día". En un escenario en el que "la oferta, la generación y la demanda, que eran conceptos fijos, ahora se están moviendo", Fonoll remarcó la necesidad de contar con "una red resiliente, con baterías, estabilizadores de tensión y un marco regulatorio moderno".
En materia de financiamiento, Fonoll remarcó que al tratarse de obras con plazos de 15 a 20 años, "los proyectos no pueden ser financiados únicamente por las empresas". Por eso resulta indispensable estructurar esquemas de financiamiento de proyectos (project finance) respaldados por garantías estatales que otorguen certidumbre a los inversores. "Necesitamos certidumbre", resumió.
Hacia el cierre, el panel convergió en un mensaje de optimismo y urgencia. Los expositores coincidieron en que las discusiones técnicas están saldadas, las obras prioritarias están identificadas y los generadores muestran voluntad de seguir invirtiendo, y reclamaron decisiones rápidas para pasar de la planificación a la ejecución. Tarca lo puso en términos de reglas: "Hay un contexto macroeconómico que nos permite participar, pero tenemos que mostrar que somos capaces de cumplir las reglas. Falta ponernos en marcha y trabajar, porque hay un contexto previsible".
En Mendoza, esa consigna ya tiene nombres de obra: Cruz de Piedra, Valle de Uco, Mendoza Norte.