Septiembre 2024
1 Consideraciones generales
Este mes se produjo un evidente cambio de clima en el sector empresario, que muestra optimismo sobre las perspectivas de crecimiento e inversión con foco en los sectores del agro y la energía.
El Gobierno está avanzando en la reglamentación requerida para que los proyectos puedan ingresar en el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). Todavía este proceso no ha finalizado y no hay proyectos que se hayan ingresado al Régimen, aunque se presentan varios candidatos, entre ellos la Central Fotovoltaica El Quemado en la Provincia de Mendoza, con una capacidad de 300 MW e inversiones por 250 millones de u$s.
Se esperan importantes inversiones a partir del año próximo y en 2026, estimadas en 15.000 millones de u$s cada año donde se encuentran incluidos proyectos de energías renovables y minería del litio.
También se ampliaron las reglas para la incorporación de productores-consumidores a las redes eléctricas: el prosumer comunitario va a poder agregar producciones individuales hasta un máximo de 12 MW (en la reglamentación anterior no podían superar los 2 MW), conectados en general a las redes de distribución. Hasta ahora la cantidad de sistemas fotovoltaicos individuales es exigua, aproximándose a los 2000 productores-consumidores, principalmente en las provincias de Córdoba y Buenos Aires.
Como dato relevante, este mes el presidente presentó el proyecto de Presupuesto 2025 al Congreso, sin menciones a acciones de descarbonización previstas por el sector público para el año próximo. La hipótesis es que todos los esfuerzos en ese sentido deben ser realizados desde el sector privado, y se abre una incógnita sobre la efectiva realización en el corto plazo de proyectos que contribuyan a disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero
Se mantiene el fuerte peso de las tarifas de energía en los ingresos familiares, un 14,3% cuando en diciembre representaba el 6,2%. A pesar de ello, a partir de septiembre se anunciaron nuevos aumentos tarifarios. En los primeros ocho meses del año el costo de las tarifas casi duplicó a la inflación general.
Las empresas desarrolladoras de energías renovables continúan avanzando con sus proyectos ya aprobados en el ámbito del MATER y evalúan nuevas inversiones, confirmando las afirmaciones realizadas en el primer párrafo. También en la minería del litio existen iniciativas de inversión que generan expectativas.
En este contexto, YPF Luz está estudiando dos proyectos renovables para la producción de hidrógeno verde. Actualmente esta empresa suma 497 MW renovables en operación y otros 418 MW en construcción. Por su parte Pampa Energía, al inaugurar la ampliación de su parque eólico en Bahía Blanca, indicó que continuará estas ampliaciones, con una inversión de 500 millones de dólares, hasta alcanzar una potencia instalada de 300 MW.
En distintos foros se han presentado iniciativas con proyectos en desarrollo para la producción de hidrógeno verde y algunas novedades que tienen que ver con un tímido avance en movilidad eléctrica.
Pero también hay serias dudas sobre la seguridad de abastecimiento eléctrico en los próximos meses de verano. Particularmente en febrero que es el mes en el cual se produce el pico máximo de la demanda.
Recientes informes del regulador (ENRE) y del administrador del mercado (CAMMESA), confirman que se presentarán dificultades en el abastecimiento eléctrico por falta de transporte, distribución y generación de energía.
Precisamente, hacia fines de mes se encendieron todas las alarmas en el Gobierno que, tomando estos informes advirtió sobre posibles problemas restricciones en el verano, considerando un plan de contingencias que podría incluir cortes al sector residencial.
Las causas: a) informes meteorológicos que advierten sobre un verano más caluroso que el promedio histórico, presionando sobre la demanda por el uso de aparatos de aire acondicionado, b) oferta termoeléctrica con casi el 40% de la capacidad instalada indisponible y obsoleta; c) la central nuclear Atucha I, inaugurada en 1973 (es decir que tiene una antigüedad de 51 años) va a salir de servicio a fines de este mes, en los próximos tres años estará indisponible, por trabajos de extensión de vida útil, d) sequía en el sur de Brasil que limita las posibilidades de importación de electricidad desde ese país; y e) como consecuencia de lo anterior, menor oferta hidroeléctrica sobre la cuenca del rio Paraná, que es la más importante del país (la Central Hidroeléctrica Yacyretá se ve afectada).
Frente a la amenaza de esta tormenta perfecta, se está pensando aplicar las siguientes medidas: a) incrementar la remuneración a generadores térmicos ineficientes para incentivarlos a aumentar su oferta, b) bonificar a las industrias para que reduzcan su consumo o se retiren del sistema en el pico de la demanda, y c) la instalación de unidades móviles de generación de emergencia,
El tema es de alta sensibilidad política y ha generado declaraciones contradictorias entre altos funcionarios, creando un clima de confusión que puede ser contraproducente.
Los datos del mes de agosto del sector eléctrico tampoco son muy alentadores: hay una importante reducción de la potencia instalada, ya que a partir de este mes no se contabilizará la capacidad que pertenece a la República del Paraguay en la Central Hidroeléctrica Binacional de Yacyretá. Se trata del retiro de 1.500 MW que se suman a los mas de 500 MW térmicos retirados el mes anterior.
La incorporación de energías renovables no convencionales no compensa estos retiros. En lo que va del año se han incorporado 321 MW eólicos y 133 MW solares, en un ritmo extremadamente lento.
La producción de electricidad ha crecido en los últimos 12 meses un 2,4%, aunque esta tasa se va desacelerando con el transcurso del tiempo debido a la fuerte recesión económica en la que se encuentra el país. En el mes de agosto, la generación de electricidad se redujo un 5% respecto al mismo mes del año pasado.
También cayó un 22% el aporte de la generación descarbonizada en la comparación intermensual: las causas principales son la caída de la producción hidroeléctrica en grandes centrales (-33%), y de las centrales nucleares (-12%). La disminución de estos aportes podría pasar a ser estructural, y en los próximos meses es probable que sigan en retroceso.
Como contrapartida aumenta la generación termoeléctrica un 16% comparada con agosto de 2023. La mayor producción es aportada por las centrales de ciclo combinado a gas natural.
La demanda de energía eléctrica creció en agosto un 3,5% frente a igual mes del año anterior, impulsada por la gran industria cuyo consumo eléctrico vuelve a crecer (3%), y en gran medida por el sector residencial (8%). Algunos interpretan con estos datos que se habría llegado a un piso en la caída de la producción industrial del país. Sin embargo, esta afirmación se ve oscurecida por el derrumbe del consumo eléctrico de pequeñas y medianas empresas (-5%), que son la principal fuente de empleo y sostén económico de los sectores medios de la sociedad.
En la comparación interanual, el consumo de electricidad en los últimos doce meses cayó un 0,4%, con reducción en todos los sectores del comercio y la producción. Solamente el sector residencial mantiene un ligero crecimiento anual del 1,3%.
El costo medio de producción eléctrica fue de 87,3 u$s/MWh, inferior en un 7% al de julio. Inciden un menor valor de los combustibles, y un ligero incremento del ritmo devaluatorio del peso respecto del dólar estadounidense.
Se mantienen los subsidios a la demanda abastecida por las distribuidoras. El precio estabilizado de agosto que pagan los usuarios de las mismas fue de 53,31 u$s/MWh. El aumento de tarifas de agosto permitió aumentar el coeficiente de cobertura respecto al costo medio de producción que subió al 61%, recuperando cinco puntos respecto del mes anterior.
2 Datos del Sector Eléctrico – MEM agosto 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 agosto de 2024 fue de 42.755 MW. Una disminución de 1.032 MW respecto del mes de julio.
Esta disminución obedece a que a partir del mes de agosto se comenzó a computar solamente la potencia firme de la Argentina en la Central Hidroeléctrica de Yacyreta, que es de 1.550 MW. La capacidad instalada total de Yacyreta es de 3.100 MW y el 50% pertenece a Paraguay.
Continuó en agosto la habilitación de nuevas centrales de generación con fuentes renovables no convencionales (ERNC): cinco instalaciones con un total de 163 MW que se detallan a continuación:
- Parque solar fotovoltaico 360 Energy, con una capacidad instalada de 60 MW, en La Rioja;
- Parque Solar Pampa del Infierno (MSU Energy), con una capacidad instalada de 16 MW, en el Chaco;
- Parque Eólico Levalle, con una capacidad instalada de 37 MW, en la provincia de Córdoba;
- Incremento de potencia de 14 MW en el parque eólico La Elbita (Genneia) en la Provincia de Buenos Aires;
- Incremento de potencia de 36 MW en el parque eólico de Pampa Energía en Bahía Blanca.
Estas incorporaciones, y la desafectación de la potencia de la CH Yacyreta modificaron la composición del parque eléctrico incrementando la participación del parque termoeléctrico al 59% del total instalado, y disminuyendo la participación de las centrales hidroeléctricas de gran porte al 22,5%.
También se modifica la participación de la energía eólica, que sube al 9,4% y la solar fotovoltaica al 3,6%.
Las fuentes de energía renovable no convencional (ERNC) ley 27.191 totalizan una participación del 14,6%, todavía alejada del objetivo fijado para el 2025 (20%).
En la Figura 1 se presenta la composición del parque de generación eléctrica al mes de agosto 2024.
Figura 1: Potencia instalada – agosto 2024 – Participación por fuente

Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA
2.2 Energía generada
La energía generada en agosto 2024 fue de 11.592 GWh, cayendorespecto del mismo mes de 2024 un 5 %. Se mantiene el crecimiento anual acumulado de la generación, pero se desacelera con una tasa del 2,4% en los últimos doce meses.
- respecto de agosto 2023 bajó un 5 %;
- en los últimos 12 meses la energía generada creció un 2,4 %;
Los niveles de importación se mantuvieron en valores similares a los del mes anterior siempre proveniente en mayor medida de Brasil, y en mucho menor volumen de Uruguay. No hubo exportaciones de electricidad hacia los países vecinos.
El 39 % de la energía generada fue de origen renovable, algo menor que el mes pasado. Si incluimos la generación nuclear la producción descarbonizada alcanzó el 45 %, un registro que ha disminuido por la menor producción hidroeléctrica y nuclear. En este último caso la Central Nuclear Atucha 1 ha disminuido su producción gradualmente y a fines de septiembre saldrá completamente de servicio para ingresar en obras de extensión de vida útil que la mantendrá inactiva al menos los próximos 36 meses.
Ello reforzó la necesidad de utilizar en mayor medida el parque termoeléctrico que en agosto aportó el 55% de la producción de electricidad, y se prevé que continuara en ese nivel durante un periodo prolongado.
La incorporación continua de nuevas centrales de energía renovable no convencional no alcanza a compensar la menor producción de las grandes hidroeléctricas o de las centrales nucleares.
La participación de cada fuente de generación ha sido en agosto la siguiente:
- 24 % aportada por las grandes centrales hidroeléctricas (2% menor que en julio),
- 11% por la energía eólica (igual que el mes pasado),
- 6% nuclear (3% menor que en julio),
- 2,3% solar fotovoltaica,
- 0.8% pequeñas centrales hidroeléctricas,
- 0,7% biomasa y 0,4% biogás
La participación de la Energía Renovable No Convencional (ley 27.191) en julio cubrió el 15,2 % del total generado, 1,2 puntos mayor que en julio, pero sin alcanzar a mitigar los menores aportes de otras fuentes renovables o neutras en carbono.
Los combustibles fósiles incrementaron su participación en el mix de generación eléctrica al 55% y todo hace prever que esa participación se mantendrá o incluso podría crecer en los próximos meses. En la Figura 2 se puede observar la energía generada por fuente en agosto.
Figura 1: Energía generada por fuente – julio 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.
En los últimos doce meses la generación de electricidad descarbonizada continuó creciendo con un registro del 18%, pero este crecimiento se desaceleró seis puntos con relación al mes pasado.
La generación térmica en base a combustibles fósiles desaceleró su caída al 10%.
Tabla 1: Generación eléctrica por fuente
2024 | 2023 | Crecimiento | |||
Generación (MWh) | Agosto | Participación | Agosto | Respecto del año anterior* | Acumulado últimos 12 meses** |
Ciclo Combinado | 5620 | 48% | 4791 | 17% | -1% |
Turbina a Gas | 384 | 3% | 363 | 6% | -42% |
Diesel | 123 | 1% | 112 | 10% | -36% |
Turbina a Vapor | 186 | 2% | 159 | 17% | -53% |
Total, Térmica | 6313 | 54% | 5425 | 16% | -10% |
Hidro > 50 | 2792 | 24% | 4142 | -33% | 10% |
Eólica | 1276 | 11% | 1442 | -12% | 9% |
Nuclear | 724 | 6% | 723 | 0% | 85% |
Solar | 266 | 2.3% | 254 | 5% | 17% |
Hidro < 50 | 90 | 0.8% | 93 | -3% | 32% |
Biomasa | 86 | 0.7% | 77 | 12% | -4% |
Biogás | 45 | 0.4% | 43 | 5% | 22% |
Total, Descarbonizada | 5279 | 46% | 6774 | -22% | 18% |
Total | 11592 | 12199 | -5.0% | 2.4% |
(*) agosto 2024 vs agosto 2023
(**) agosto 2024 a septiembre 2023 vs agosto 2023 a septiembre 2022
Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA
La demanda de energía eléctrica fue de 12.171 GWh, creciendo un 3,5% respecto a agosto 2023. El sector residencial tuvo un consumo 8 % mayor que el mismo mes del año pasado, y se observa después de varios meses un regreso al crecimiento del consumo eléctrico en la gran industria, del 3%, interpretado como un síntoma que la recesión económica llegó a un piso y podríamos estar en presencia de una ligera reactivación de la producción industrial. Habrá que ver si en los próximos meses se confirma este comportamiento.
Sin embargo, el consumo eléctrico del sector comercial retrocedió un 1% y se derrumbó el de las pequeñas y medianas industrias, lo que es preocupante en términos de empleo y consumo de bienes y servicios.
En los últimos doce meses, el consumo eléctrico total retrocedió 0,4%. Caen todos los sectores económicos con excepción del residencial que tiene un consumo ligeramente mayor al de los comparado con los doce meses anteriores (+1,3%).
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) | Agosto | Participación | Agosto | Respecto del año anterior* | Acumulado últimos 12 meses** |
Residencial | 5947 | 49% | 5,502 | 8% | 1.3% |
Comercial | 3149 | 26% | 3,179 | -1% | -1.3% |
Gran Usuario Distr | 1048 | 9% | 1,107 | -5% | -4.4% |
Gran Usuario MEM | 2027 | 17% | 1,968 | 3% | -1.5% |
Total Demanda | 12171 | 11756 | 3.5% | -0.4% |
(*) julio 2024 vs julio 2023
(**) julio 2024 a agosto 2023 vs julio 2023 a agosto 2022
Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA
El costo medio de generación de agosto fue de 86.046 $AR/MWh (87,27 USD/MWh), un 7% menor que el mes pasado, medido en ambos casos en dólares norteamericanos.
El consumo de combustibles fósiles para producción de energía eléctrica continúa siendo elevado, del orden de los 44 millones de m3 equivalentes/día de gas natural. Hay un mayor aporte de producción nacional de gas natural, y un incremento considerable del consumo de combustibles líquidos (gas oil y fuel oil). La producción termoeléctrica utilizó un 85% de gas natural, un 11,4% de gas oil y 2,5% de fuel oil.
La demanda residencial, comercial e industrial abastecida por las distribuidoras (85% de la energía eléctrica consumida) pagó en agosto un precio de 52.569 $AR/MWh (53.31 USD/MWh), un incremento medido en dólares norteamericanos del 2% respecto del mes de julio.
La cobertura del costo de generación se recuperó ligeramente y pasó al 61 %, siendo todavía muy difícil prever el momento en el que la demanda cubra completamente el costo de producción y de esa manera reducir los subsidios que requiere el sistema.