El Niño se hace sentir en el sistema eléctrico con récord de generación y menor costo
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Puntos importantes
El Niño generó un caudal hídrico récord, impulsando la producción hidroeléctrica argentina al máximo.
Esto redujo drásticamente los costos energéticos y el gasto fiscal del país, al desplazar la generación térmica.
No obstante, esta abundancia causó crecidas e impactos en zonas ribereñas por la necesidad de evacuar grandes volúmenes de agua.
El fenómeno El Niño y las intensas precipitaciones registradas en las distintas cuencas del país generaron un cambio radical en el panorama del sector energético argentino. El caudal extraordinario de los ríos principales propició una recuperación histórica de las reservas de agua en las represas, permitiendo que los principales complejos hidroeléctricos funcionen al tope de su capacidad.
Esta masiva inyección de energía limpia al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) trae consigo como impacto económico directo que al tratarse de la fuente de generación más económica de la matriz nacional, su despliegue intensivo reduce sensiblemente el costo marginal del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y alivia el gasto fiscal.
Sin embargo, la cara opuesta de esta abundancia hídrica se manifiesta en el impacto ambiental y social sobre la infraestructura de la región del Litoral. La necesidad de evacuar volúmenes masivos de agua obligó a la central binacional Yacyretá a abrir sus vertederos y compuertas, provocando consecuencias aguas abajo que encendieron los alertas preventivos frente a la crecida de las costas ribereñas.
Ante volúmenes de agua que superaron holgadamente los promedios habituales y alcanzaron picos superiores a los 26.300 metros cúbicos por segundo, los técnicos del complejo debieron habilitar las descargas de fondo y de superficie para mitigar la presión sobre el embalse y preservar la seguridad estructural de la obra, de acuerdo a lo informado por la EBY.
Aguas arriba, la situación en la central hidroeléctrica de Itaipú marca el pulso inicial de esta onda de crecida que desciende a lo largo del cauce del río Paraná. La represa emplazada en la frontera entre Brasil y Paraguay, diseñada para aprovechar un salto geográfico abrupto de unos 118 metros de caída neta con potentes turbinas Francis, enfrenta volúmenes masivos de agua que obligan a regular de forma coordinada las erogaciones hacia el tramo medio del sistema.
El impacto en el despacho hidroeléctrico
En el tramo superior del río Paraná, el escenario exigió un funcionamiento ininterrumpido a máxima potencia tanto en Itaipú como en Yacyretá. Con 18 máquinas operativas, la represa de Yacyretá afronta caudales que superan holgadamente las medias históricas. Para regular el excedente y garantizar la seguridad estructural de la obra, los operadores procedieron a la apertura de las compuertas basculantes en el brazo principal y en el brazo Aña Cuá.
Esta maniobra operativa, indispensable ante escenarios de alta hidricidad, conlleva una particularidad técnica en la eficiencia del salto hídrico. Tal como señala el ingeniero eléctrico José Stella, la potencia que puede entregar una central hidráulica es directamente proporcional al caudal y a la altura neta existente entre el eje de la turbina y el nivel superior del agua (el denominado "pelo de agua").
Al abrir de forma masiva las compuertas para evacuar el agua sobrante, la cota del embalse desciende entre 5 y 6 metros, reduciendo la presión hidráulica efectiva sobre los álabes de las turbinas. De esta manera, aunque las 20 unidades de la central permanezcan despachadas a full, la generación por unidad resulta sensiblemente menor a la que se obtendría en condiciones de compuertas cerradas y cota máxima. Pese a este condicionante físico inevitable, el volumen total volcado por el conjunto del parque hidroeléctrico continúa siendo récord por la magnitud del caudal disponible.
En el plano económico, las cifras respaldan la fuerte ventaja de este despacho hidráulico masivo: la energía de Yacyretá ronda los u$s 28 por MWh (con un costo adicional de u$s 10 por la compra de energía al Paraguay), lo que contrasta notablemente con los cerca de u$s 40 por MWh que promedia la generación térmica con combustibles líquidos o gas importado.
De esta manera, con 18 de sus 20 máquinas operativas volcando unos 2.600 MW al sistema y procesando cerca de 13.000 m³/s, la central logra sustituir la oferta más cara y comprimir el costo medio de abastecimiento.
Por otra parte, los datos técnicos confirman la magnitud extraordinaria del fenómeno y durante septiembre los caudales afluentes al Paraná ubicaron un 37% por encima del promedio histórico (1971-2025), mientras que en octubre la brecha se amplió al 40%, registrando marcas de hasta 14.400 m³/s.
Asimismo, el informe expone un contraste operativo con la cuenca del Uruguay dado que mientras Salto Grande padece un severo "ahogamiento por vertido" que reduce su entrega de 1.890 MW a menos de 1.200 MW por la subida del río aguas abajo, en Yacyretá la abundancia de caudal compensa ampliamente la pérdida neta de salto hídrico.
El Comahue como factor energético clave
La cuenca del Comahue —integrada por las centrales Alicurá, El Chocón-Arroyito, Piedra del Águila y Cerros Colorados— representa un pilar central en esta dinámica de transformación productiva. Al comparar el desempeño del bimestre septiembre-octubre entre los años 2025 y 2026, los datos reflejan un salto cuantitativo impulsado por el notable repunte hídrico en los ríos Limay y Neuquén.
Medida desde el cierre del invierno, la generación hídrica de la Patagonia acumula un alza interanual del 44,6%. En el período equivalente de 2025, la oferta del sistema nacional se ubicaba en torno a los 10.916 GWh en octubre, priorizando un parque térmico con alto consumo de combustibles fósiles. Para el mismo bimestre de 2026, la erogación acumulada permitió un desplazamiento directo de la energía térmica por hidroeléctrica, reduciendo de forma significativa los costos de despacho del sistema.
Este salto operativo coincidió con un nuevo esquema institucional en las represas del Comahue. Mientras que en 2025 los complejos funcionaban bajo prórrogas estatales transitorias a la espera de definiciones licitatorias, en 2026 la operación quedó asentada bajo nuevos contratos de concesión privada.
En paralelo, la aplicación del marco normativo mediante la Resolución SE 19/2026 otorgó una flexibilidad operativa renovada para coordinar el despacho hídrico en el MEM, maximizando los ahorros fiscales producidos por la abundante oferta física.
Proyección de CAMMESA: más aportes de todas las cuencas hacia 2027
Las proyecciones oficiales de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) confirman la continuidad de este ciclo favorable para la generación hídrica nacional. La Programación Estacional Provisoria para el período comprendido entre noviembre de 2026 y abril de 2027 anticipa un comportamiento superavitario en la totalidad de las cuencas que alimentan al SADI, en comparación con el ciclo anterior.
Al revisar la distribución de la matriz de generación hídrica total se concluye:
- Región Yacyretá (YAC): Se mantiene como el principal contribuyente del sistema hídrico, aportando un 43,8% del total proyectado para el período Nov'26-Abr'27.
- Región Comahue (COM): Registra una marcada expansión en la participación relativa del país, elevando su cuota del 23,8% al 26,2% en el período de análisis.
- Región Litoral (LIT): Pasa del 12,8% al 14,0% del total de la generación hidráulica proyectada.
- Región Cuyo (CUY): Muestra un incremento del 6,7% al 9,8% de participación sobre la matriz hidroeléctrica.
- Otras cuencas (PAN, CEN, NON): Completan el esquema con aportes distribuidos entre el NOA, Centro y Cuyo.
En términos de potencia promedio medida en MW-medios, el comparativo estacional confirma incrementos consolidados en todas las regiones. En la Región Comahue, el promedio proyectado para el semestre Nov'26-Abr'27 alcanza niveles muy superiores al promedio previo, acompañados por repuntes de similar magnitud en Yacyretá, Litoral y Cuyo.
Ahorro de costos y balance del sistema
El impacto final de este fenómeno natural redefine la ecuación económica del mercado eléctrico. El costo marginal del sistema se reduce drásticamente cada vez que la oferta hidráulica logra desplazar a la generación térmica con combustibles líquidos o gas importado. Durante los meses estivales, donde la demanda de electricidad alcanza picos por consumo residencial y comercial, contar con represas al límite de su capacidad actúa como un amortiguador de precios.
La abundancia de lluvias traída por El Niño representa un alivio directo para el costo medio de abastecimiento de las distribuidoras y para las arcas del Estado. No obstante, la gestión operativa del sistema deberá continuar equilibrando la maximización del beneficio económico de esta energía barata con la contención de las crecidas que siguen bajo permanente monitoreo en las poblaciones aledañas a las cuencas.
La mayor inyección de energía hidráulica de bajo costo genera un impacto directo y sustancial en las cuentas públicas. Al disminuir el costo monómico de generación en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) por el desplazamiento de combustibles fósiles más caros —como el gasoil o el gas importado—, se reduce la necesidad de erogaciones por parte del Tesoro Nacional destinadas a cubrir las compensaciones tarifarias y los subsidios a la energía.
Este ahorro fiscal actúa como un alivio financiero clave para el Estado, transformando la abundancia hídrica estacional en una herramienta macroeconómica de contención del gasto público.
