Apagón, tarifas y una red bajo presión: cómo llega Edenor al verano en el Conurbano

El apagón que dejó sin electricidad a casi 600.000 usuarios del AMBA duró unas horas. La cuenta que abrió es bastante más larga. La falla comenzó en un interruptor de 220 kV de la estación Malaver, en San Martín, dentro de la red de Edenor, y terminó alcanzando también instalaciones vinculadas con Edesur.

En el peor momento hubo 519.472 usuarios de Edenor y 78.125 de Edesur sin suministro. El episodio ocurrió después de una fuerte recomposición económica del sector y cuando el propio Estado admite que la red metropolitana necesita una ampliación de USD 800 millones para reducir restricciones y riesgos de colapso.

La causa definitiva sigue bajo investigación. La reconstrucción técnica ubica el inicio en un interruptor de Malaver que, durante una maniobra, no completó correctamente su recorrido. Una de sus fases quedó en una posición anormal y se produjo una descarga interna. El punto sensible viene después: el desperfecto no quedó confinado y la perturbación terminó extendiéndose hacia otros puntos del sistema.

Ese detalle separa una falla de un problema metropolitano. Un componente puede romperse. La pregunta es cómo una anomalía localizada consiguió terminar con casi 600.000 suministros fuera de servicio. Hasta que concluya la investigación técnica no hay base para adjudicar una responsabilidad definitiva. El contexto de infraestructura en el que ocurrió, en cambio, está documentado.

El Gobierno acaba de describirlo al licitar AMBA I. La Secretaría de Energía reconoció que la saturación de la red metropolitana genera "restricciones crecientes" a la demanda y eleva el riesgo de colapsos cuando se superan sus límites técnicos. La obra contempla 270 kilómetros de nuevas líneas de 500, 220 y 132 kV, una estación transformadora en Plomer, sistemas STATCOM y conexiones complementarias.

Inversión estimada: USD 800 millones. Capacidad adicional prevista: unos 2.000 MW.

AMBA I todavía debe construirse. Esa es la parte incómoda del calendario: la infraestructura considerada necesaria para descomprimir el sistema no estará disponible de inmediato. La discusión deja entonces de limitarse a cuánto tardó en volver la electricidad el sábado.

La pregunta es con qué margen funciona la red hasta que esa expansión exista y con qué infraestructura llegará al próximo verano.

Tarifas recompuestas, calidad todavía bajo examen

Del lado de Edenor también cambió la ecuación. La Revisión Quinquenal Tarifaria 2025-2030 determinó para la distribuidora una remuneración 14,35% superior a la vigente en abril de 2025.

El Gobierno decidió escalonar esa recomposición: aplicó inicialmente un aumento del 3% sobre el Costo Propio de Distribución y distribuyó el remanente mediante 30 incrementos reales mensuales de 0,42% entre junio de 2025 y noviembre de 2027. A eso se suma una fórmula mensual de indexación cuyo objetivo declarado es conservar en términos reales la remuneración de la empresa durante el período tarifario.

El Costo Propio de Distribución importa porque una factura eléctrica no termina completa en Edenor. Allí conviven energía, transporte, distribución, impuestos y otros componentes. El CPD es la parte que remunera específicamente la actividad de la distribuidora. Por eso permite hacer una comparación más limpia: cuánto ingreso regulado fue reconocido para sostener la red y qué calidad recibió después el usuario.

Los registros oficiales muestran que la mejora esperada todavía convive con incumplimientos. Entre septiembre de 2025 y febrero de 2026, Edenor superó el límite de frecuencia de interrupciones -SAIFI- en Pilar y San Fernando, además de tres comunas porteñas. También incumplió el indicador de duración -SAIDI- en Tres de Febrero y San Fernando. Los desvíos tuvieron traducción económica: el regulador computó $3.612.443.029 contra Edenor por calidad del servicio técnico, producto técnico y servicio comercial.

San Fernando merece atención particular. Ya había aparecido fuera del parámetro de duración en controles anteriores y volvió a quedar señalado en el último período, esta vez tanto por frecuencia como por duración. Pilar quedó por encima del límite de frecuencia y Tres de Febrero, del de duración. El problema deja así de ser una abstracción regulatoria: tiene municipios, usuarios y antecedentes.

Hay otro número que completa la fotografía económica. En mayo de 2025 Edenor acordó con el Estado y CAMMESA refinanciar $129.970 millones correspondientes a obligaciones acumuladas entre noviembre de 2023 y marzo de 2024. El esquema contempló hasta 72 cuotas, doce meses de gracia y una tasa reducida respecto de la utilizada normalmente en el Mercado Eléctrico Mayorista. No hubo condonación. Hubo una refinanciación con valor financiero concreto para la compañía.

La secuencia queda expuesta: una Revisión Quinquenal que reconoció una remuneración 14,35% mayor, una deuda millonaria refinanciada, mecanismos destinados a preservar ingresos reales y parámetros de calidad con incumplimientos territoriales. En paralelo, el Estado acaba de licitar otros USD 800 millones porque reconoce que la infraestructura del AMBA necesita aproximadamente 2.000 MW adicionales. En medio de esa transición, una falla localizada en Malaver terminó alcanzando a casi 600.000 usuarios.

La inversión de Edenor debe medirse por separado de las necesidades estructurales del transporte y la generación. Mezclar los tres segmentos produciría una acusación fácil y equivocada. El apagón ofrece otra medida: el resultado operativo de un sistema en el que un desperfecto localizado consiguió propagarse hasta afectar a cientos de miles de usuarios.

Ahí aparece la cuenta que falta cerrar. Inversión comprometida, inversión efectivamente ejecutada y evolución posterior de los cortes. Después de reconocer una mayor remuneración a la distribuidora y refinanciar deuda en condiciones especiales, la calidad deja de ser una promesa escrita en una revisión tarifaria. Puede medirse en frecuencia, duración, sanciones, obras y suministro efectivo.

Y esa medición será bastante menos abstracta cuando suba la temperatura. Afirmar ahora que habrá nuevos apagones sería convertir un riesgo en pronóstico. El dato comprobable es otro: AMBA I todavía no estará plenamente disponible y el sistema deberá enfrentar nuevos picos de demanda con la infraestructura existente y las obras que efectivamente entren en servicio.

El sábado la electricidad volvió. La cuenta sigue abierta. La tarifa ya pasó por la revisión. La deuda pasó por la refinanciación. Los planes de inversión están escritos y el propio Estado reconoce que faltan obras estructurales. Ahora queda la revisión que no se publica en el Boletín Oficial: llegará el calor, millones apretarán el mismo interruptor y la red tendrá que responder.