La crecida extraordinaria del Paraná por el fenómeno del Súper Niño ya se traduce en números concretos para el sistema eléctrico argentino. En septiembre de 2026, las grandes centrales hidroeléctricas produjeron 3.508 GWh, un 31,8% más que en el mismo mes del año anterior, cuando habían generado 2.662 GWh. Ese salto de la fuente más económica de la matriz empujó a un segundo plano a las usinas que queman combustibles fósiles y derrumbó el precio spot —el valor mayorista de la energía— un 42,9% en apenas un mes, de USD 157,9 a USD 90,1 por MWh, de acuerdo con el Monitor Eléctrico de septiembre que elabora RICSA Alyc.

Más consumo, menos costo

El dato llama la atención porque la demanda no bajó: el país consumió 11.210 GWh en septiembre, un 5,4% más que un año atrás. La Patagonia fue la región de mayor crecimiento (+12,3%), mientras que el Gran Buenos Aires, que concentra el 37% del consumo nacional, avanzó en línea con el promedio (+5,4%). Aun con esa mayor actividad, los costos de generación retrocedieron. El informe lo explica por un cambio en la composición de la oferta: entró más agua y salió menos combustible.

El peso de las represas en la matriz

Las centrales hidroeléctricas de más de 50 MW representan el 22% de la potencia instalada, pero en septiembre aportaron el 31,5% de la generación real. Es decir, produjeron bastante por encima de su participación en la capacidad del sistema. La energía solar acompañó con un alza del 23,4% (de 488 a 602 GWh), mientras que la eólica quedó casi planchada (+1,2%). En conjunto, las renovables —incluida la hidráulica de gran escala— cubrieron el 54,3% de la generación local y crecieron 20% interanual.

Del otro lado, el despacho térmico cayó 11,6%: pasó de 4.704 a 4.159 GWh. Menos agua en las represas obliga a quemar más gas y gasoil; con las represas llenas, ocurre lo contrario.

Cómo se forma el precio que pagás

El mercado mayorista funciona por orden de costos. Primero se despachan las fuentes más baratas, como la hidroeléctrica y las renovables, y al final quedan las térmicas, que son las más caras. El precio spot lo termina fijando la última central que hay que encender para cubrir la demanda. Cuando sobra agua y la hidráulica cubre una porción mayor del consumo, varias de esas usinas caras ni siquiera arrancan, y el costo de todo el sistema baja.

Eso es lo que pasó en septiembre. En junio, con menos caudal en los ríos, el spot había marcado su máximo del año en USD 189 por MWh. En tres meses se redujo a menos de la mitad. Aun así, el valor de septiembre sigue 17% por encima de los USD 77 por MWh de un año atrás. El costo marginal de operación (CMO), que mide cuánto cuesta producir la última unidad de energía necesaria, también bajó: 55,9% mensual, hasta USD 62,2 por MWh.

La brecha con el mercado regulado

El sistema eléctrico tiene varios segmentos: el 61% de la oferta abastece a los hogares a través del mercado regulado, el spot representa el 24% y los contratos entre empresas el 15% restante. En agosto, el precio spot era 66% más caro que el regulado; en septiembre esa diferencia se achicó a 19,7%. La mayor disponibilidad de agua abarató los costos en todo el sistema.

El informe de RICSA Alyc corresponde a septiembre de 2026 y refleja el impacto directo del Súper Niño sobre la cuenca del Paraná. La evolución del precio en los próximos meses dependerá de si los caudales se mantienen o vuelven a bajar.