Argentina dispone hoy de más de 6 gigawatts de potencia renovable instalada. El problema no es cuánta energía puede generarse, sino cuánta puede llegar al consumidor. En marzo de 2026, la brecha se hizo concreta: el sistema descartó 91.580 megavatios hora de generación eólica y solar que ya estaba disponible pero que la red de transmisión no pudo transportar.

La restricción física

El fenómeno se llama curtailment: el recorte forzoso de generación cuando los cables de alta tensión no tienen capacidad para absorber la electricidad producida. Según datos del sector compilados por Energía y Transporte, los 91.580 MWh recortados en marzo representaron el 4,1% de la generación renovable disponible y casi triplicaron los 32.724 MWh descartados en el mismo mes de 2025.

La distribución geográfica revela dónde se concentra el cuello de botella. Cuyo aportó el 65% del total con 60.207 MWh, seguida de Patagonia con 22.914 MWh y Buenos Aires con 2.531 MWh. Los parques más afectados ilustran el problema a nivel de instalación individual: el solar Tocota III operó con una restricción del 36%, equivalente a 5.725 MWh no inyectados; el eólico Diadema II acumuló 3.843 MWh de recorte, un 39% de su capacidad potencial.

La lógica del rezago infraestructural

La acumulación de potencia renovable en Argentina aceleró en los últimos años impulsada por el programa RenovAr y contratos de largo plazo. La red, en cambio, es una infraestructura que requiere planificación, permisos, financiamiento y plazos de construcción que superan los cuatro años para obras de alta tensión. El resultado es estructural: la capacidad de generación crece más rápido que la capacidad de transporte.

Cuyo concentra el problema porque es la región con mayor densidad de parques solares nuevos y menor densidad de líneas de 500 kV hacia los centros de demanda. Patagonia enfrenta un desafío similar con la eólica: parques al sur de Río Negro y Neuquén conectados por tramos de transmisión que no fueron diseñados para el volumen actual.

El plan y sus condiciones de éxito

El gobierno lanzó mediante la Resolución 715/2025 un plan de expansión del SADI por 6.600 millones de dólares que contempla 5.610 kilómetros de nuevas líneas de 500 kV distribuidas en 16 obras prioritarias, con financiamiento proyectado vía RIGI y organismos multilaterales.

La pregunta técnica relevante no es si el plan está bien diseñado en el papel, sino si los plazos de ejecución son compatibles con el ritmo de incorporación de nueva potencia renovable. Si los parques siguen conectándose más rápido que las líneas, el curtailment seguirá creciendo aunque el plan avance.

Señales a monitorear

• Licitación y adjudicación efectiva de las 16 obras del plan SADI en el segundo semestre de 2026.
• Evolución mensual del curtailment en Cuyo: si supera el 5% de la generación disponible, el problema escala de restricción puntual a pérdida sistemática de inversión renovable.
• Nuevas conexiones de parques en el NOA sin expansión previa de transmisión regional.