En un escenario de creciente exigencia estructural, Transnoa consolida la robustez de su operación al mantener su tasa de fallas muy por debajo del límite de pérdida de concesión (fijado en 7 fallas/100 km al año). De hecho, el desempeño histórico de la distribuidora se sitúa de manera consistente por debajo del umbral de penalizaciones duplicadas (tasa de 4), superándolo solo de forma excepcional en meses puntuales.
Este hito de eficiencia operativa se alcanzó en un contexto desafiante, caracterizado por el crecimiento exponencial de la demanda energética en el Noroeste Argentino (NOA) y el lógico envejecimiento de componentes clave de la infraestructura regional.
Los indicadores técnicos de la compañía reflejan la madurez y confiabilidad del servicio: tras una rápida optimización en la etapa inicial de la concesión, la tasa de fallas en líneas de transporte se ha consolidado históricamente en niveles óptimos, registrando un excelente 3,19 en 2025 (muy por debajo del límite regulatorio de penalizaciones).
En sintonía, el índice de fallas en transformadores se ha mantenido estabilizado, ubicándose en 0,94 para el mismo período. Esta notable consistencia en la performance se tradujo en una mayor estabilidad para el sistema, precisamente durante el ciclo en que la potencia máxima demandada en el NOA se disparó un 351%, escalando de 595 MW a 2.688 MW.
Desde la compañía señalaron que sostener estos estándares de calidad técnica ha sido el resultado directo de una política continua de mantenimiento preventivo, optimización de procesos y modernización tecnológica, aplicada sobre una red que hoy opera bajo niveles de stress operativo muy superiores a los previstos en su diseño original.
“Garantizar el funcionamiento continuo de una infraestructura con este nivel de demanda requiere de un despliegue permanente de ingeniería de precisión, monitoreo predictivo y maniobras operativas de alta complejidad, orientadas estratégicamente a blindar la calidad y la continuidad del suministro en la región”, explicaron portavoces de Transnoa.
Transnoa asume plenamente la responsabilidad de mantener la red de transporte en óptimas condiciones operativas, gestionando con éxito la madurez del sistema actual: hoy, el 47% de la infraestructura del NOA (2.984 kilómetros de líneas) supera los 30 años de antigüedad. A pesar de convivir con niveles de carga notablemente más severos que los proyectados originalmente, la compañía implementa planes de mantenimiento de alta precisión para neutralizar el desgaste natural de los activos y garantizar la continuidad del servicio.
Este escenario de alta ocupación introduce, a su vez, una alta complejidad para las tareas de mantenimiento físico de la red. Dado que el sistema opera prácticamente al límite de su capacidad disponible, retirar líneas de servicio para intervenciones preventivas exige planificaciones milimétricas, reconfiguraciones de flujo especiales y ventanas operativas sumamente acotadas para no comprometer el abastecimiento de los usuarios.
El informe técnico de Transnoa advierte que los márgenes de operación son tan estrechos que, en un gran número de casos, las obras de mantenimiento crítico deben confinarse de manera exclusiva a fines de semana, feriados o ventanas estacionales de baja demanda. Esta exigencia obliga a optimizar al máximo los tiempos de ejecución, lo que se traduce en un consecuente incremento de los costos operativos para la empresa derivados del pago de jornadas extraordinarias y la complejidad logística que estas ventanas requieren.
Hoy en día, la compañía gestiona un entramado estratégico compuesto por 6.270 kilómetros de líneas de alta tensión (132 y 345 kV), 114 estaciones transformadoras y 730 puntos de conexión que articulan el desarrollo energético de seis provincias del norte del país.
En este marco de alta eficiencia, pero baja holgura, Transnoa concluyó remarcando la importancia clave de habilitar nuevos esquemas de inversión en infraestructura que permitan expandir la capacidad nominal del transporte eléctrico y acompañar de manera sostenible el dinamismo productivo y social de la región.
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