El uso de combustibles líquidos en usinas cayó un 80% en los últimos cuatro años desplazados por gas natural

A lo largo de la última década, la generación térmica en el sistema eléctrico mostró una tendencia descendente persistente, consolidando una tasa de reducción anual acumulativa del 1,4% entre 2015 y 2025. Este fenómeno es resultado de una reconfiguración de la matriz energética donde la expansión de las fuentes renovables comenzó a desplazar el despacho de unidades térmicas, especialmente aquellas de menor eficiencia.

Durante 2025, esta tendencia se profundizó con una caída interanual de la generación térmica del 0,2% (equivalente a -0,2 TWh). Este retroceso estuvo traccionado por la menor actividad de las turbinas a gas natural (-1,4 TWh) y en menor medida de los motores diésel y unidades de turbovapor (-0,4 TWh), de acuerdo al detalle del informe de la consultora Economía y Energía.

A pesar de esta reducción en el volumen total generado, el parque térmico mantuvo una disponibilidad técnica sólida, promediando el 78%, con un desempeño destacado de los ciclos combinados, que operaron con una disponibilidad cercana al 89%.

El dato más disruptivo del último quinquenio es la velocidad con la que el sistema logró desplazar a los combustibles alternativos más costosos y contaminantes. El consumo de gasoil, carbón y fuel oil en las centrales eléctricas -que representaba una presión sobre las divisas y los costos de generación- cayó de 10 MMm3/d de gas natural equivalente en 2021 a apenas 2 MMm3/d en 2025.

Mayor peso del gas local

Este desplazamiento permitió que el gas natural de origen local asuma un rol protagónico y casi excluyente dentro del despacho térmico. Mientras que en 2021 el gas local cubría el 62% de la demanda de las usinas, en el último año su participación trepó al 89%, destacó el trabajo de la consultora que encabeza el economista Nicolás Arceo.

Este cambio en la dieta de las centrales, sumado a un menor ingreso de las máquinas menos eficientes, resultó en una mejora sensible del consumo específico medio del sistema (medido en Kcal/kWh), optimizando la performance térmica general sobre todo frente a los registros de 2023.

El 2025 presentó desafíos en términos de recursos naturales, y la generación hidráulica alcanzó los 30,1 TWh, lo que representa una caída del 10% respecto a 2024, y esta merma tuvo su eje en la región del Comahue (-31%) y en el Litoral (Salto Grande). Históricamente, una baja en la hidraulicidad solía disparar el consumo de combustibles líquidos para suplir el faltante.

Sin embargo, se destacó en el reporte que la madurez actual del sistema permitió que esta contracción hídrica fuera compensada no por térmico fósil pesado, sino por la mayor oferta de energía nuclear y, fundamentalmente, por el salto en la generación renovable. De hecho, las estadísticas indican que, de haber contado con una hidraulicidad normal, el despacho térmico habría sido incluso más reducido que el registrado.

La generación nuclear aportó 10,8 TWh en 2025, cubriendo el 8% de la demanda total. Este crecimiento del 3% interanual se logró a pesar de la salida de servicio de Atucha I en octubre de 2024. El sostenimiento del parque nuclear fue clave para aportar energía de base constante, con Atucha II operando con normalidad tras su revisión interna y habiendo obtenido una extensión de licencia hasta mayo de 2026.

Demanda y capacidad de punta

Por su parte, el sector renovable continúa siendo el motor de cambio más dinámico, y con una tasa de crecimiento anual acumulativa del 26,7% desde 2015, las renovables se expandieron un 16,5% solo en el último año. La energía eólica sigue liderando este segmento, representando el 70% de la oferta renovable total y manteniendo factores de carga sumamente competitivos (48,2%). La energía solar, aunque en menor escala, mostró una expansión interanual del 29,5%, consolidándose como el segundo vector de crecimiento verde.

De acuerdo al reporte, el balance de 2025 arroja un sistema eléctrico que aprendió a gestionar su intermitencia y sus crisis de recursos naturales (como la baja hidraulicidad) mediante la diversificación.

La reducción de la utilización total de combustibles en usinas a una tasa del –2,6% anual desde 2015 refleja un sistema que produce más con menos recursos fósiles, priorizando el gas natural local sobre los líquidos importados. Esta transición no solo mejora los indicadores de emisiones, sino que otorga una mayor previsibilidad de costos en un mercado eléctrico que busca la autosuficiencia y la eficiencia tecnológica.

En cuanto a la dinámica de la demanda y segmentación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), el análisis detallado del nuevo funcionamiento del sector revela que la demanda eléctrica total entre noviembre de 2025 y enero de 2026 se segmentó en un 75% de demanda estacional (residencial y comercial) y un 25% de demanda no estacional (industrial).

Resalta que el abastecimiento de la demanda estacional alcanzó picos de 10,0 TWh en los meses de mayor temperatura (diciembre y enero), donde la prioridad de despacho de la Generación Asignada garantizó el suministro residencial. En este periodo, la hidroelectricidad nacional y binacional cubrió el 34% de dicha demanda, seguida por los contratos PPA térmicos (30%) y renovables (20%), demostrando una arquitectura de contratos diversificada que blinda al usuario final de la volatilidad del mercado spot.

A pesar de la optimización del despacho, el sistema enfrenta el reto de la capacidad de punta, y en ese sentido, entre 2015 y 2021, la potencia instalada creció al 4,2% anual, permitiendo una recuperación de los márgenes de reserva. No obstante, en el periodo 2021-2025, ese ritmo se desaceleró drásticamente al 0,7% anual, manteniéndose la potencia prácticamente constante frente a un pico de demanda que creció al 2,8% anual acumulativo.

Esta divergencia subraya la necesidad de retomar planes de expansión en infraestructura de generación y transporte para evitar una erosión crítica de los márgenes de reserva del sistema en los periodos de mayor exigencia climática, asegurando que la eficiencia ganada en el uso de combustibles sea acompañada por una robustez estructural.