El mercado eléctrico argentino atravesó en abril de 2026 un escenario marcado por tres fenómenos simultáneos: un aumento significativo de la demanda, una reconfiguración de la matriz de generación ante la fuerte caída de la producción nuclear y una continuidad del proceso de recomposición de precios y tarifas. De acuerdo con el Monitor Eléctrico de abril de 2026, elaborado por RICSA ALyC, la demanda total de energía alcanzó los 10.578 GWh, lo que representó un crecimiento interanual del 7,7%. La generación, por su parte, llegó a 11.019 GWh, con una expansión del 6,8% respecto del mismo mes del año anterior. El incremento del consumo estuvo estrechamente vinculado a las condiciones climáticas. La temperatura media registrada en el Área Metropolitana de Buenos Aires fue de 19,7 grados centígrados, es decir, 1,3 grados por encima de abril de 2025 y 1,8 grados superior al promedio histórico para el mes. Este comportamiento impulsó especialmente la demanda residencial, que explicó la mayor parte del crecimiento observado. La demanda creció en todos los segmentos El análisis por tipo de usuario muestra que el sector residencial cubierto concentró el 42% de la demanda total y registró una expansión del 8,9% interanual. También se observaron aumentos en los segmentos no residenciales cubiertos y no cubiertos, además de los grandes usuarios del mercado eléctrico. El crecimiento fue generalizado en todo el país, aunque con diferencias regionales. Las mayores tasas de expansión se registraron en la región Centro, con una suba del 17,2%, seguida por el Litoral, con 11%, y las regiones de Cuyo y Patagónica, ambas con incrementos del 10,9%. Por su parte, el Gran Buenos Aires, principal centro de consumo del país con 3.747 GWh demandados durante el mes, mostró un crecimiento más moderado del 6,1%. También se observaron aumentos en el Noreste (+4,9%), Noroeste (+4%), Buenos Aires (+5,4%) y Comahue (+4,2%). La evolución homogénea en todas las regiones refleja una mayor utilización de energía, aunque el componente climático aparece como uno de los principales motores de la expansión observada durante abril. Uno de los hechos más relevantes del mes fue la abrupta disminución de la generación nuclear. La producción proveniente de esta fuente pasó de 898 GWh en abril de 2025 a 432 GWh en abril de 2026, una reducción del 51,9%. La merma generó un faltante de aproximadamente 466 GWh que debió ser compensado por otras tecnologías para garantizar el abastecimiento del sistema. La principal respuesta provino de las centrales térmicas, que incrementaron su generación en 721 GWh respecto del año anterior, equivalente a una expansión del 13,3%. También aumentó la generación hidráulica, que aportó 172 GWh adicionales y registró un crecimiento del 8,8%. Las importaciones de energía también tuvieron una participación mayor, aunque continuaron representando una porción reducida de la oferta total. Durante abril se importaron alrededor de 165 GWh frente a los 10 GWh registrados un año antes, lo que significó aproximadamente el 1,5% de la energía disponible en el sistema. De esta manera, el mercado logró absorber la caída de la generación nuclear sin afectar el abastecimiento, aunque a costa de una mayor utilización de tecnologías térmicas y de un incremento de las importaciones. Renovables: la energía solar lideró el crecimiento Las energías renovables mantuvieron una participación relevante dentro de la matriz eléctrica argentina. Considerando también la generación hidráulica de gran escala, las fuentes renovables representaron el 39,5% de la producción local durante abril. Dentro de este conjunto, la energía solar fue la tecnología que más creció en términos relativos. Su generación pasó de 353 GWh a 426 GWh, lo que implicó una expansión interanual del 20,8%. La energía eólica, en tanto, produjo 1.479 GWh y mostró un desempeño superior al peso que posee dentro de la potencia instalada nacional, reflejando condiciones favorables de operación y buenos factores de carga durante el período. Las renovables no convencionales, excluyendo las centrales hidroeléctricas de más de 50 MW, aportaron 2.165 GWh, volumen suficiente para cubrir el 20,5% de toda la demanda registrada en abril. El informe destaca además que la participación de las distintas tecnologías en la generación efectiva guarda una estrecha relación con la estructura de potencia instalada del país. Las fuentes renovables concentran actualmente cerca del 39% de la capacidad instalada y aportaron prácticamente la misma proporción de energía durante el mes. Un mercado dividido entre precios regulados y marginales La estructura del mercado eléctrico argentino continúa mostrando una segmentación entre usuarios abastecidos mediante esquemas regulados y aquellos expuestos a señales de mercado. Del total de la oferta disponible en abril, equivalente a 11.019 GWh, el 49% correspondió a generación asignada destinada a la demanda residencial cubierta y otros segmentos con abastecimiento garantizado y precios regulados. El resto se distribuyó entre el mercado spot, que representó el 36%, y los contratos del Mercado a Término (MAT), con una participación cercana al 15%. Esta segmentación implica que una parte significativa de la demanda accede a energía con precios estabilizados y cobertura garantizada, mientras que otros usuarios enfrentan costos vinculados a los valores marginales del sistema. En materia de precios, abril mostró incrementos tanto en el mercado spot como en los valores regulados. El precio spot promedio alcanzó los 72,8 dólares por MWh, con una suba interanual del 8%. El costo marginal de operación (CMO) se ubicó en 86,2 dólares por MWh y registró una fuerte expansión mensual del 37,2%. Por otro lado, el costo asignado para la demanda regulada llegó a 84 dólares por MWh, mientras que el Precio Estacional (PEST), expresado en moneda local, alcanzó los 86.929 pesos por MWh, un valor 36,4% superior al de abril de 2025. La diferencia entre el precio spot y el precio asignado responde principalmente al mayor valor de la energía incorporado al esquema regulado para garantizar el abastecimiento de los usuarios alcanzados por este mecanismo. Según el informe, la evolución de los precios refleja tanto la actualización tarifaria en marcha como el impacto de la dinámica cambiaria sobre los costos del sector eléctrico. Subsidios: la brecha sigue siendo elevada Pese al proceso de recomposición tarifaria, el sistema continúa mostrando una importante dependencia de los subsidios estatales para sostener parte del consumo residencial. Los usuarios residenciales que mantienen subsidios cubren apenas el 32% del costo real de la energía. En términos monetarios, pagan alrededor de 37.693 pesos por MWh frente a un costo efectivo cercano a los 116.062 pesos por MWh. La diferencia, equivalente al 68% del costo total, continúa siendo absorbida por el sistema mediante subsidios. En contraste, los usuarios sin subsidio cubren aproximadamente el 93% del costo de abastecimiento, con pagos cercanos a los 107.430 pesos por MWh. Este escenario pone de manifiesto que, si bien las tarifas han registrado aumentos significativos durante el último año, la estructura de subsidios sigue desempeñando un papel central en la determinación del costo final que enfrentan millones de hogares. Los resultados de abril muestran un sistema eléctrico capaz de responder ante cambios relevantes en la oferta y la demanda, aunque también dejan en evidencia algunos desafíos estructurales. Por un lado, el crecimiento del consumo confirma una demanda energética en expansión y una mayor utilización de la infraestructura existente. Por otro, la fuerte caída de la generación nuclear obligó a reforzar el papel de las centrales térmicas e hidráulicas para sostener el abastecimiento. Al mismo tiempo, las energías renovables continúan consolidando su presencia dentro de la matriz energética nacional, con un desempeño destacado de la energía solar y una participación creciente de la generación eólica. En paralelo, la recomposición tarifaria avanza de manera gradual, pero todavía convive con una brecha considerable entre los costos reales del sistema y los valores abonados por una parte de los usuarios residenciales. Esa tensión entre sostenibilidad económica y protección de los consumidores seguirá siendo uno de los principales desafíos para la política energética argentina durante los próximos meses. El dato tiene especial relevancia ante un contexto de debate sobre la modificación del Régimen de Zona Fría, aprobado esta semana por la Cámara de Diputados, y la reciente decisión del Gobierno nacional de desacelerar la quita de subsidios energéticos. El mercado eléctrico argentino atravesó en abril de 2026 un escenario marcado por tres fenómenos simultáneos: un aumento significativo de la demanda, una reconfiguración de la matriz de generación ante la fuerte caída de la producción nuclear y una continuidad del proceso de recomposición de precios y tarifas.