El consumo energético nacional registró una marcada aceleración durante el cuarto mes del año
De acuerdo con los datos aportados por el Monitor Eléctrico, un informe especializado elaborado por la consultora Regional Investment Consulting SA (RICSA), la demanda de energía eléctrica experimentó un crecimiento interanual del 7,7%, alcanzando un volumen total de 10.578 GWh. Este incremento estuvo motorizado principalmente por registros climáticos atípicos y una fuerte incidencia del consumo en los hogares, en medio del proceso de actualización tarifaria que lleva adelante el Gobierno nacional.
El factor climático y el comportamiento en las provincias
El principal dinamizador de esta expansión fue el termómetro. Durante abril, la temperatura media en el Gran Buenos Aires se ubicó en 19,7 grados, un registro que se posicionó 1,3 grados por encima del mismo mes del año pasado y 1,8 grados arriba del promedio histórico para esta época (17,9 grados). Esta anomalía climática disparó el uso de artefactos eléctricos en el segmento residencial, el cual representó de forma exclusiva el 42% de la demanda total del sistema. Los usuarios no residenciales explicaron un 18%, mientras que los grandes consumidores industriales oscilaron en participaciones menores de entre el 16% y el 2%.
Asimismo, el informe de RICSA reflejó que la suba del consumo no fue un fenómeno aislado, sino que se extendió con variaciones positivas a todas las regiones del país:
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Noreste (NEA): Encabezó el ranking nacional con un fuerte salto del 17,2%.
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Litoral, Noroeste (NOA) y Patagonia: Registraron importantes subas del 11% en el primer caso, y del 10,9% para las dos regiones restantes.
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Grandes centros urbanos: El Gran Buenos Aires (GBA) —el área de mayor peso para el sistema— creció un 6,1%; la provincia de Buenos Aires un 5,4%; la región Centro un 4,9%; Comahue un 4,2% y la región de Cuyo un 4%.
Tarifas: los usuarios con subsidio solo cubren el 32% del costo real
El relevamiento privado puso el foco sobre la persistente brecha existente entre el costo real de generación y las tarifas que efectivamente abonan los usuarios residenciales que conservan el beneficio de la asistencia estatal. En abril, un usuario con subsidio pagó $37.693 por MWh, una cifra que apenas logró cubrir el 32% del costo real de la energía, estimado por los especialistas en $116.062 por MWh. El 68% restante de la factura continuó siendo financiado con fondos del Tesoro Nacional.
En contraposición, los hogares de altos ingresos o sin subsidio afrontaron una tarifa de $107.430 por MWh, lo que representó una cobertura del 93% del valor real. El estudio advierte que esta brecha fiscal se mantiene activa a pesar de la recomposición de precios en marcha, considerando que el precio estacional de abril ($86.929 por MWh) ya se ubicó un 36% por encima de los valores vigentes un año atrás.
Caída de la energía nuclear y el rol de las renovables
En el plano de la oferta de energía, el sistema debió asimilar una drástica reducción del 51,9% en la generación nuclear respecto a abril de 2025, cayendo de 898 GWh a solo 432 GWh. Para cubrir ese faltante crítico de 466 GWh y abastecer el pico de demanda, el parque de generación debió reconfigurar sus fuentes de despacho:
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Centrales Térmicas e Hidráulicas: Las usinas térmicas incrementaron su aporte un 13,3% (sumando 721 GWh adicionales), mientras que las represas hidráulicas aportaron 172 GWh extra (+8,8%).
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Importaciones energéticas: Registraron un fuerte salto al pasar de 10 GWh a 165 GWh, aunque mantuvieron un peso marginal del 1,5% sobre la oferta total disponible.
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Energías Renovables: Consolidaron un sólido protagonismo al aportar en conjunto el 39,5% de la generación local. La tecnología solar fue la de mayor expansión con un avance interanual del 20,8% (426 GWh), en tanto que la energía eólica generó 1.479 GWh (un alza del 2,3%), ubicándose nuevamente por encima de su promedio de potencia instalada.