El suministro local
Un informe advierte sobre el creciente costo estructural del sistema eléctrico y cambios en la matriz de generación
Un estudio de la consultora Economía & Energía señala que la demanda eléctrica creció apenas 0,7% anual en la última década, pero los picos de consumo avanzaron a un ritmo mucho mayor, generando mayores exigencias y costos para el sistema.
La evolución del mercado eléctrico argentino en los últimos diez años muestra un escenario de crecimiento moderado en la demanda promedio, pero con una presión creciente en los momentos de máximo consumo.
Así lo detalla un informe elaborado por Economía & Energía, que analiza la dinámica de la demanda, la oferta y el impacto de la reciente reforma del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Según el trabajo, entre 2015 y 2025 la demanda eléctrica total se expandió a una tasa anual acumulativa del 0,7%. El principal motor fue el segmento residencial, que creció al 1,8% anual, mientras que la demanda industrial cayó al 0,8% anual acumulativo y en 2025 se ubicó 7,6% por debajo del nivel de una década atrás, en línea con el estancamiento de la actividad económica.
Sin embargo, el dato más relevante es el desacople entre demanda media y demanda máxima de potencia. Mientras el consumo promedio avanzó de manera acotada, el pico creció a un ritmo considerablemente superior.
Entre 2015 y 2025, la demanda máxima aumentó al 2,4% anual acumulativo, lo que implicó incorporar 6.308 MW adicionales en los momentos de mayor exigencia.
En 2025, la brecha entre la demanda media y la máxima alcanzó los 13.100 MW. Una década atrás, la potencia media representaba el 65% del pico; hoy esa relación cayó al 57%. Este fenómeno obliga a sostener capacidad de generación, transporte y distribución que solo se utiliza en momentos críticos, configurando —según el informe— un sobrecosto estructural para el sistema.
El comportamiento se replica tanto en verano como en invierno. En los meses estivales, la potencia media creció al 1% anual, pero la máxima lo hizo al 2,4%. En invierno, el pico avanzó al 1,8% anual, más del doble que la demanda media (0,8%). En el último año, además, la potencia máxima invernal subió 5,4% interanual, impulsada por temperaturas mínimas más exigentes.
Cambios en la matriz de generación
En paralelo, el estudio destaca una transformación en la oferta eléctrica. Entre 2015 y 2025 la generación total creció apenas 0,5% anual acumulativo, pero con una fuerte recomposición interna.
La generación renovable se expandió al 26,7% anual acumulativo en la última década y ya representa el 19% del total. Solo en 2025 creció 16,5%, impulsada principalmente por la energía eólica, que explica el 70% del segmento renovable.
En contraste, la generación térmica mostró una tendencia descendente. En el último quinquenio cayó al 4,4% anual acumulativo, aunque aún mantiene un peso mayoritario en la matriz, con el 53% de participación en 2025.
La menor utilización de usinas térmicas redujo el consumo total de combustibles al 2,6% anual acumulativo en la década, con un marcado reemplazo de combustibles líquidos por gas natural local, que pasó de representar el 62% en 2021 al 89% en el último año.
La generación hidráulica, en tanto, cayó 10% interanual en 2025 por menores aportes del Comahue y del Litoral, ubicándose por debajo del promedio de la década. Esa merma fue compensada por mayor producción renovable y nuclear, que creció 3% interanual pese a la salida de servicio de Atucha I.
Reforma del MEM y precios
El informe también analiza los primeros efectos de la reforma del MEM implementada en noviembre pasado. En los meses iniciales se registró un incremento en el costo de abastecimiento de la demanda asignada (residencial y comercial) respecto del mismo período del año anterior.
Como contrapartida, los grandes usuarios industriales experimentaron una reducción en el costo de la energía en el mercado spot y, previsiblemente, también en el Mercado a Término (MATER).
Esta dinámica responde a la composición de la oferta en cada segmento: mientras el mercado asignado se abastece mayormente con generación hidráulica, nuclear y contratos PPA —de costos más estables—, el mercado spot es más sensible a la estacionalidad y al peso de la generación térmica sin contrato, que tiende a encarecerse en invierno.
En síntesis, el estudio de Economía & Energía advierte que el sistema eléctrico enfrenta un doble desafío: sostener la expansión de las energías renovables y la eficiencia térmica, al tiempo que debe atender un crecimiento sostenido de la demanda en los picos de consumo, que tensiona la infraestructura y eleva los costos estructurales del sistema.
