Salto de la energía solar: crece más de 40% y compensó el desplome de generación de base
El mercado eléctrico de la Argentina cerró marzo con señales mixtas que exponen la complejidad en la cobertura de la demanda del sistema interconectado nacional. Según el último informe de RICSA Alyc, la demanda total de energía alcanzó los 11.936 GWh, lo que representa un incremento del 2,4% en comparación con el mismo mes del año anterior. Este avance se produjo en un contexto de temperaturas similares a las de 2025, lo que sugiere una presión estructural más allá de los factores climáticos estacionales.
El dinamismo del consumo no fue uniforme en todo el territorio, sino que estuvo motorizado por dos zonas geográficas clave. La provincia de Buenos Aires lideró las subas con un salto del 9,2%, seguida de cerca por la región Patagónica, que registró un alza del 8,2%. Estas cifras contrastan con el comportamiento del Gran Buenos Aires, donde la demanda se mantuvo prácticamente estancada con un leve avance del 0,2%.
Para abastecer este crecimiento, la oferta total de energía debió estirarse hasta los 12.527 GWh, un 2,7% más que en el ejercicio previo. Sin embargo, lo más relevante para el sector no fue el volumen total, sino la fuerte mutación en el origen de la generación ya que el sistema debió absorber una caída crítica en dos de sus fuentes de base más estables y económicas: la energía nuclear y la gran hidráulica.
De acuerdo al informe técnico de Ricsa Alyc, la generación de las centrales nucleares sufrió un desplome del 35,5% interanual, pasando de 914 GWh a solo 590 GWh. A este bache se le sumó el retroceso de la generación hidráulica de gran escala (represas de más de 50 MW), que aportó un 7,9% menos que en marzo de 2025.
La complementación térmica y renovable
Ante este escenario, el parque de generación térmica volvió a actuar como soporte del sistema. El despacho de las centrales que operan con combustibles fósiles creció un 7,2%, consolidándose como la principal fuente de ajuste para compensar las falencias de los otros sectores. Sin embargo, la gran sorpresa y el alivio para la matriz llegó de la mano de las energías limpias, que evitaron una dependencia aún mayor de los hidrocarburos.
Las fuentes renovables en su conjunto crecieron un 5,2% interanual, pero hacia adentro del segmento se observa un salto extraordinario en la tecnología fotovoltaica. La energía solar fue la gran protagonista del mes con un crecimiento del 42%, logrando inyectar 542 GWh al sistema frente a los 382 GWh del año pasado. Este avance permite que la tecnología solar ya represente el 6% del mix total de generación en la Argentina.
Por su parte, la energía eólica también mostró su robustez y se consolidó como la segunda fuente renovable de peso detrás de la hidráulica. Con un crecimiento del 13,2% interanual, los molinos distribuidos en el mapa nacional aportaron 1.627 GWh, alcanzando una participación del 10% en la torta energética del mes. En conjunto, la eólica y la solar ya cubren el 16% de la capacidad instalada del país.
Este despliegue se sustenta en una infraestructura que no para de extenderse por todo el territorio nacional. Actualmente, la capacidad instalada conjunta de ambas tecnologías alcanza los 7.133 MW. De ese total, la potencia eólica lidera con 4.559 MW operativos , mientras que el parque solar ya cuenta con 2.574 MW instalados.
El costo de la energía y las facturas
Este cambio en la oferta se da en un momento de fuerte tensión en los cuadros tarifarios. El Precio Estacional (PEST), que es el valor que el Estado define para la demanda regulada, alcanzó los 83.180 $/MWh. Esto representa un ajuste del 28% respecto a marzo del año anterior, reflejando el sendero de quita de subsidios para intentar sanear las cuentas del sector.
A pesar del incremento en las facturas, la cobertura tarifaria promedio se ubicó entre el 77% y el 79%. Esto significa que, aunque el usuario paga más, todavía existe una brecha de al menos 20 puntos porcentuales entre lo que cuesta generar la energía y lo que se recauda, una diferencia que sigue siendo cubierta mediante transferencias o deuda del sistema.
En términos de costos mayoristas, el precio monómico (spot) del mercado se situó en los 64,6 u$s/MWh, lo que representa una baja del 7,2% en dólares respecto a marzo de 2025. No obstante, este valor se ubicó por debajo del costo marginal del sistema y del costo del mercado asignado, que cerró en 81,9 u$s/MWh, marcando una distorsión que el regulador intenta corregir mediante resoluciones como la 400/2025.
El análisis por tipo de demanda muestra que el segmento estacionalizado (residencial y pequeños comercios) representa el 72% del mercado, con un consumo de 8.563 GWh. Por el contrario, la demanda no estacionalizada, vinculada mayormente a grandes usuarios industriales que compran a precios de mercado, significó el 28% restante (3.373 GWh) del total consumido en el mes.