El 1° de julio de 2025, a las 20:36 de un día hábil de invierno, el sistema eléctrico argentino marcó un nuevo récord histórico de potencia demandada: 28.119 MW. En el último año, el sistema batió récords históricos en cuatro categorías distintas de demanda. Sin embargo, la demanda anual total creció apenas 0,7% en todo 2025. Esa paradoja —consumo agregado estancado, picos que no paran de subir— define hoy la tensión más importante del sistema eléctrico argentino, y plantea preguntas que el invierno 2026 deberá responder. En ese contexto, generadoras como MSU Energy, que operan con disponibilidad garantizada y contratos en dólares de largo plazo, representan exactamente el tipo de activo que el sistema necesita cuando más se lo exige.
La paradoja tiene una explicación estructural. Entre 2015 y 2025 la demanda eléctrica total creció a una tasa anual acumulativa del 0,7%, impulsada casi exclusivamente por el segmento residencial. La demanda industrial, en cambio, cayó 0,8% anual acumulativo y cerró 2025 un 7,6% por debajo del nivel de una década atrás. Pero dentro de ese cuadro de bajo crecimiento agregado, los picos de consumo se comportaron de manera completamente diferente. En invierno, la potencia máxima creció al 1,8% anual, más del doble que la demanda media del mismo período. En el último año, ese pico invernal subió 5,4% interanual. La brecha entre la potencia media y el máximo instantáneo llegó en 2025 a 13.100 megavatios. Hace una década, la demanda media representaba el 65% del pico; hoy esa relación cayó al 57%.
Lo que ese desacople significa en términos operativos es que el sistema debe sostener y remunerar una capacidad de generación enorme que solo se utiliza en episodios puntuales de frío polar o calor extremo. Esa infraestructura cuesta lo mismo esté despachando o no. Y si no está disponible en el momento exacto en que el sistema la necesita, no hay sustituto posible en el corto plazo. Según un análisis de Economía & Energía, el sistema eléctrico argentino consolida un piso estructural de costos cercano a los 20 dólares por megavatio hora que persiste incluso en escenarios de menor precio de la energía, precisamente porque refleja el costo de mantener esa capacidad de reserva permanente.
El problema es que esa capacidad no creció al ritmo que la exigencia de los picos demandaba. El sistema cerró 2025 con 44.177 MW de potencia instalada, apenas 1,9% más que el año anterior. Desde 2020, la potencia total creció solo 5,3%, mientras la demanda subió 11% en el mismo período. La brecha no es catastrófica pero es real y se acumula: cada invierno el margen operativo relativo es menor, y cada récord de potencia instantánea lleva al sistema más cerca de su límite de confiabilidad.
MSU Energy abona cupones en dólares en abril: tres centrales, 750 MW y contratos hasta 2038
Dentro de ese cuadro, la generación térmica sigue siendo el pilar operativo del sistema. En 2025 representó el 52,3% de la generación total y concentra el 57% de la potencia instalada. Su rol es irreemplazable en los momentos de mayor estrés: cuando la demanda escala abruptamente en una tarde de frío polar, las fuentes renovables no pueden responder con la misma velocidad ni la misma predictibilidad. La hidroeléctrica depende de la disponibilidad hídrica. La nuclear opera en base pero no ajusta al despacho. Es la térmica la que cubre el margen entre la generación base y el pico de demanda, y lo hace en tiempo real. En ese segmento, la tecnología de ciclo combinado —como la que opera MSU Energy en sus tres plantas— representa el estándar de mayor eficiencia dentro del parque generador nacional, con costos variables más bajos y niveles de disponibilidad que la posicionan como el activo de respaldo más confiable del sistema.
Pero no toda la generación térmica es igual. El sistema argentino combina tecnologías de distinta antigüedad y eficiencia, y en un contexto donde los picos se vuelven más frecuentes y más pronunciados, la diferencia entre una central que puede operar al 99% de disponibilidad y una que falla en el peor momento tiene consecuencias directas sobre el abastecimiento. La tecnología de ciclo combinado aprovecha el calor residual de las turbinas de gas para generar vapor adicional y producir hasta un 25% más de electricidad con el mismo consumo de combustible. Sus centrales operan con costos variables más bajos que el promedio del parque, tienen menor huella de emisiones y, cuando están bien mantenidas, alcanzan niveles de disponibilidad que las convierten en el activo de respaldo más confiable del sistema.
MSU Energy es el único generador en Argentina que opera el 100% de su capacidad instalada bajo tecnología de ciclo combinado. Sus tres plantas —General Rojo en San Nicolás, Barker en la provincia de Buenos Aires y Villa María en Córdoba— suman 750 MW con turbinas de GE que registran un heat rate de 1.680 kcal/kWh, entre los más eficientes del parque generador nacional. A septiembre de 2025, la disponibilidad de las tres centrales alcanzaba el 99%. El 100% de su capacidad está contratada bajo acuerdos de largo plazo denominados en dólares, con vencimientos que se extienden entre 2027 y 2038, y el 91% de sus ingresos acumulados a septiembre de 2025 provino de pagos por capacidad fija, independientemente del nivel de despacho efectivo.
Ese modelo —disponibilidad garantizada, contratos en dólares, tecnología eficiente— es exactamente lo que el sistema necesita más a medida que los picos de demanda crecen más rápido que la capacidad instalada. No se trata de la energía que una central genera en promedio anual, sino de si estará disponible el 1° de julio a las 20:36 cuando el sistema marque un nuevo récord. La reforma del mercado eléctrico que avanza desde la Resolución 400/2025 apunta en parte a remunerar mejor esa disponibilidad y a crear señales de precio que incentiven nuevas inversiones en generación flexible. Distribuidoras y grandes usuarios deberán cubrir el 75% de su demanda mediante contratos bilaterales, lo que reactiva el mercado a término como vía de crecimiento para los generadores con contratos confiables en dólares.
El invierno 2026 llega con el sistema eléctrico argentino en una transición simultánea en tres frentes: una demanda de picos que crece más rápido que la infraestructura, una reforma regulatoria que recién empieza a operar y un mercado de combustibles más volátil que en años anteriores. En ese escenario, la variable que más importa no es la capacidad instalada total del sistema sino la disponibilidad real en los momentos de máxima exigencia. Para MSU Energy, cuyas tres centrales de ciclo combinado llegan al invierno con calificación AA-(arg), contratos hasta 2038 y disponibilidad del 99%, ese escenario no representa un riesgo sino la condición exacta para la que fueron diseñadas.
Periodista especializado en tecnología, energía e infraestructura.
