Noviembre 2024
1 Consideraciones generales
Desde la perspectiva del presente informe, la retirada de la delegación argentina de la Conferencia de las Partes – COP 29, en Bakú, genera alta incertidumbre sobre la continuidad de las acciones de descarbonización del sector eléctrico y los compromisos de reducción de emisiones presentados por la Argentina en el marco del Acuerdo de Paris.
En el mes de febrero la Argentina debe presentar una nueva Contribución Nacional Determinada (NDC por sus siglas en inglés), con un mayor nivel de ambición que la anterior, según las reglas del Acuerdo. El cumplimiento de este compromiso permitirá conocer el rumbo que tomará la actual administración al respecto.
La política tarifaria sigue siendo un tema de primordial importancia, los incrementos tarifarios han continuado este mes y se anuncia que en diciembre habrá nuevos aumentos, aunque en 2025 se podría comenzar a aflojar la presión con fines de contención inflacionaria. Habiendo alcanzado un nivel de cobertura del costo de generación del 85% en octubre, y con valores recuperados del valor agregado de distribución, los subsidios se han reducido drásticamente, y el gobierno está trabajando en una focalización de los mismos que se demora en implementar.
Queda por resolver el problema de las inversiones necesarias para expansión del sistema de transmisión y para nueva generación, para las cuales el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) podría ser un instrumento adecuado. Ya se han inscripto para recibir estos beneficios proyectos solares fotovoltaicos y proyectos mineros de litio.
Los proyectos de generación eléctrica con fuentes renovables mantienen una dinámica muy activa. En la ultima ronda del MATER se presentaron 30 proyectos por más de 1.600 MW. En octubre la participación de las fuentes de energía renovable (ley 27.191) fue del 19,1%, y el promedio anual de esta generación eléctrica alcanzó el 15,5% (ver punto 2). Se consolidan buenos resultados operativos de las principales empresas como YPF Luz, Genneia, PCR, y 360Energy entre otras, también se multiplican iniciativas subnacionales con proyectos de energías limpias, y contratos en el MATER con importantes grupos industriales.
En biocombustibles la situación es menos alentadora: la intervención estatal en el precio paralizó gran parte de la producción. Otro ítem con desarrollo decepcionante es la generación distribuida. Los productores-consumidores (prosumer), hasta octubre habían instalado 54 MW, una cifra exigua comparada con otros mercados similares en países vecinos (Brasil y Chile).
El hidrógeno verde sigue generando expectativas por el potencial que tiene la Argentina para su producción y exportación, con especial interés desde la Unión Europea. Una empresa austriaca, RP Global, presentó un proyecto para instalar 6 GW en electrolizadores, en la isla de Tierra del Fuego, para producir hidrógeno verde, que deberá demostrar su factibilidad.
La minería del litio y del cobre mantienen una actividad creciente, con importantes inversiones anunciadas por empresas internacionales como Gala Lithium y Rio Tinto, que han inscripto sus proyectos para recibir los beneficios del RIGI. La provincia de Mendoza aprobó la licencia ambiental para mas de 36 proyectos destinados a la exploración de cobre y otros minerales críticos.
La buena performance de los proyectos de generación eléctrica renovable se refleja en las exitosas colocaciones de bonos, por parte de empresas como YPF Luz, Genneia y 360Energy, en los mercados financieros locales e internacionales, obteniendo fondos en condiciones competitivas de tas y plazos, para la ejecución de sus proyectos.
2 Datos del Sector Eléctrico – MEM octubre 2024
Los datos del sector se refieren siempre al mes anterior al Informe, por la disponibilidad de los datos correspondientes
2.1 Potencia instalada
La Potencia Instalada en octubre de 2024 fue de 43.048 MW, con un incremento de 129 MW respecto del mes anterior, en todos los casos con fuentes renovables.
Las nuevas instalaciones de generación habilitadas en el Sistema Argentino de Interconexión son las siguientes:
- Incremento de potencia de 49 MW en el PSFV Pampa del Infierno de la empresa MSU, en la provincia del Chaco. Con este incremento, el parque alcanza una capacidad total de 106 MW;
- Incremento de potencia de 18 MW en el parque eólico Pampa Energía VI en Bahía Blanca, que alcanza una capacidad total de 112,5 MW.
- Incremento de potencia de 9 MW en el parque eólico La Elbita (Genneia) en la Provincia de Buenos Aires; que llega a una capacidad total de 162 MW.
- Nueva Central de Cogeneración de Arroyo Seco de 53 MW, que se alimenta con residuos forestales, ubicada en la Provincia de Corrientes.
La capacidad eólica incorporada hasta octubre es de 418 MW eólicos. Con 4123 MW, representa el 9,6% de la capacidad instalada total.
Los capacidad solar fotovoltaica incorporada durante 2024 es de 267 MW. Llega en octubre a 1633 MW: 3,8% del total instalado.
2.2 Energía generada
La energía generada en octubre 2024 fueron 10.932 GWh, un 0,4 % menos que en octubre 2023. Considerando los últimos doce meses, el crecimiento anual acumulado de la generación es positivo en un 0,6%, con tendencia negativa.
- respecto de octubre 2023 bajó un 0,4 %;
- en los últimos 12 meses la energía generada creció un 0,6 %;
Las importaciones repuntaron respecto del mes anterior con 302 GWh comprados principalmente a Uruguay. La tendencia estacional explica el crecimiento. Las exportaciones crecieron marginalmente a 127 GWh. Las cifras de intercambio comercial se mantienen poco significativas.
Es importante destacar los siguientes datos relevantes:
1) la importancia de la energía eólica en el balance de generación se redujo ligeramente respecto de septiembre. Su participación en el mix fue del 13,1%. Mantiene la tendencia alcista como se muestra en la figura 1;
Figura 1: Generación eólica (GWh) y participación en el total (enero-oct. 2024)

Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA
2) La participación de la generación solar fotovoltaica fue del 3,7% y sigue superando el máximo histórico mensual, como se muestra en la figura 2;
Figura 2: Generación solar fotovoltaica (GWh) y participación en el total (enero-oct. 2024)

Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA
3) En conjunto, la generación de fuentes eólica y solar fotovoltaica representaron el 16,8% del total de electricidad generado en octubre. Agregando todas las ERNC (hidroeléctrica < 50 MW, biomasa y biogás), la participación fue del 19,1%, en línea, puntualmente, con el objetivo fijado por la ley 27.191 (20% en 2025). El promedio anual para 2024 para estas fuentes es del 15,5%.
4) La caída de la generación hidroeléctrica (menores aportes hidráulicos) y nuclear, ha requerido una mayor generación en base a combustibles fósiles (gas natural), en todas las tecnologías y esencialmente las TV, con una demanda equivalente de gas natural de 44 millones de m3/día.
Sin embargo, la generación de electricidad descarbonizada recupera participación este mes llegando al 47%. En la figura 3 se observa la participación de la generación con energía fósil, la generación descarbonizada (que incluye hidroelectricidad de gran porte y nuclear) y la participación de esta última.
Figura 3: Generación fósil y descarbonizada (GWh) y participación en el total (enero-sept. 2024)

Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA
La participación de cada fuente de generación descarbonizada ha sido en octubre la siguiente (ver figura 4):
- 24% aportada por las grandes centrales hidroeléctricas (6% mayor que en septiembre),
- 13,1% por la energía eólica (1,4% menor que en septiembre),
- 3,65% nuclear (1,4% menor que en septiembre),
- 3,7% solar fotovoltaica, (0,2% mayor que en septiembre)
- 1,2% pequeñas centrales hidroeléctricas (0,1% menor que en septiembre),
- 0,7% biomasa y 0,4% biogás
- Los combustibles fósiles redujeron su participación en el mix de generación eléctrica al 53%
Figura 4: Energía generada por fuente – octubre 2024

Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA
En la Tabla 1 se presenta la variación en la participación por fuente y tecnología de la generación de electricidad respecto del mes anterior y en los últimos 12 meses.
Se pueden destacar los siguientes comportamientos:
- La generación hidroeléctrica de gran porte fue un 37 % inferior a la registrada el año pasado (menores aportes hidráulicos a pesar que se están recuperando respecto del mes pasado);
- La generación nuclear fue un 54% inferior a la del año pasado (Atucha II fuera de servicio por mantenimiento preventivo y Atucha I fuera de servicio prolongado por trabajos de extensión de vida útil);
- A pesar que la generación eólica fue 9% superior a la del ano pasado, y la solar fotovoltaica un 17% superior, no alcanzan a compensar las caídas señaladas en los dos puntos anteriores y de esta forma la generación de electricidad descarbonizada cayó en octubre un 26%, respecto de octubre de 2023;
- Como contrapartida la generación de electricidad con combustible fósil creció un 43%. En este sentido es notable la mayor utilización de grupos turbo vapor (con gas natural), probablemente sustituyendo ciclos combinados en mantenimiento para estar en condiciones para el verano;
- Los ciclos combinados son los equipos que más electricidad aportan al sistema (42%), seguidos por las hidroeléctricas de gran porte (23%) y las eólicas (13%);
- Los resultados acumulados anuales indican que la generación de electricidad descarbonizada ha sido un 6% mayor que en los doce meses anteriores, con sostenido crecimiento de la generación eólica (12%) y solar (19%). Con menor incidencia absoluta, pero con importantes incrementos relativos se destaca el crecimiento de la hidroelectricidad generada en centrales pequeñas (< 50 MW) con un 26% y la generación en base a biogás (19%).
Tabla 1: Generación eléctrica por fuente
2024 | 2023 | Crecimiento | |||
Generación (MWh) | Octubre | Participación | Octubre | Respecto del año anterior* | Acumulado últimos 12 meses** |
Ciclo Combinado | 4560 | 42% | 3657 | 25% | 4% |
Turbina a Gas | 635 | 6% | 292 | 117% | -34% |
Diesel | 115 | 1% | 81 | 42% | -35% |
Turbina a Vapor | 515 | 5% | 32 | 1509% | -39% |
Total, Térmica | 5825 | 53% | 4062 | 43% | -4% |
Hidro > 50 | 2625 | 24% | 4159 | -37% | -6% |
Eólica | 1430 | 13% | 1317 | 9% | 12% |
Nuclear | 394 | 3.6% | 859 | -54% | 52% |
Solar | 403 | 3.7% | 344 | 17% | 19% |
Hidro < 50 | 134 | 1.2% | 138 | -3% | 26% |
Biomasa | 77 | 0.7% | 59 | 31% | 2% |
Biogás | 44 | 0.4% | 40 | 10% | 19% |
Total, Descarbonizada | 5107 | 46% | 6916 | -26% | 6% |
Total | 10932 | 10978 | -0.4% | 0.6% |
(*) octubre 2024 vs octubre 2023
(**) octubre 2024 a noviembre 2023 vs octubre 2023 a noviembre 2022
Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA
2.3 Demanda
La demanda de energía eléctrica fue de 10.678 GWh, un 2,2% mayor respecto a octubre 2023.
El sector residencial tuvo un consumo 4% mayor respecto al mes de octubre pasado. Esta demanda esta muy vinculada a la temperatura y octubre fue un mes caluroso, con una media de 20,5 ºC en el AMBA, superior en 2,3 ºC a octubre 2023, y 3,1 ºC mayor que la media histórica para este mes.
También creció el consumo comercial (1%), el de la pequeña y mediana industria (2%), y el de los grandes consumidores industriales (1%), rompiendo una tendencia decreciente durante todo el año que habrá que seguir, para ver si estamos frente a un cambio de tendencia por mayor actividad económica.
En los últimos doce meses, se mantiene la retracción del 1,4% en el consumo eléctrico total. Caen todos los sectores económicos incluyendo el residencial (-0,5%), que había sido, hasta ahora, el motor del crecimiento, fortaleciendo la hipótesis de que los aumentos tarifarios han tenido un impacto relevante en el comportamiento de los consumidores.
La demanda máxima de potencia fue un 16,4% mayor que en mismo mes del año pasado. Este dato hay que seguirlo con mucha atención, porque está relacionado con el uso de equipos de aire acondicionado en el sector residencial, por la mayor temperatura media, y será un dato critico para los meses del verano que presentan una probabilidad importante de ruptura del abastecimiento en los picos de demanda.
En la Tabla 2 se puede apreciar el comportamiento de la demanda de energía eléctrica:
Tabla 2: Demanda de energía eléctrica por sector
2024 | 2023 | Crecimiento | |||
Demanda (MWh) | Octubre | Participación | Octubre | Respecto del año anterior* | Acumulado últimos 12 meses** |
Residencial | 4561 | 43% | 4,396 | 4% | -0.5% |
Comercial | 3079 | 29% | 3,054 | 1% | -1.9% |
Gran Usuario Distr | 1060 | 10% | 1,041 | 2% | -3.9% |
Gran Usuario MEM | 1978 | 19% | 1,962 | 1% | -1.5% |
Demanda Energía | 10678 | 10,453 | 2.2% | -1.4% | |
Máxima Potencia (MW) | 23.755 | 20.455 | 16.4% |
(*) octubre 2024 vs octubre 2023
(**) octubre 2024 a noviembre 2023 vs octubre 2023 a noviembre 2022
Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA
2.4 Costo medio de generación y precio estacional distribuidores
El costo medio de generación de octubre fue de 69.858 $AR/MWh (71,36 USD/MWh), cayendo un 15 % respecto del mes pasado, medido en ambos casos en dólares norteamericanos al tipo de cambio oficial de cada momento.
El consumo de combustibles fósiles (gas natural) para producción de energía eléctrica se mantuvo elevado, por las condicionadas mencionadas en el punto 2.2, en 44 millones de m3 equivalentes/día de gas natural. Hay un mayor aporte de producción nacional de gas natural, lo que contribuye a reducir el costo del combustible y como consecuencia el costo medio de generación, lógico en este periodo estacional de mayores temperaturas.
La demanda residencial, comercial e industrial abastecida por las distribuidoras pagó en octubre un precio de 59.530 $AR/MWh (60,81 USD/MWh), un incremento medido en dólares norteamericanos del 1 % respecto del mes de septiembre.
La cobertura del costo de generación, al caer el costo medio de generación y subir el precio pagado por los consumidores, sigue recuperándose significativamente llegando al 85 %. El aumento de las tarifas y la disminución del costo medio de generación van reduciendo la brecha de subsidios, al costo de una caída importante del consumo. En octubre de 2023 esta cobertura fue del 68%, mostrando la influencia de la estacionalidad en este indicador. En la figura 5 se observa su evolución.
Figura 5: Evolución del costo medio de generación, precio mayorista Distribuidoras y cobertura de costos.

Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA