La generación solar presenta una gran oportunidad para ser incorporada masivamente en la matriz eléctrica argentina.
Adicionalmente a los beneficios ambientales asociados a evitar emisiones de gases de efecto invernadero, se suma ahora la posibilidad de que sea económicamente competitiva frente a otras formas de generación más tradicionales, como ser la térmica o hidroeléctrica.
Sin embargo, al igual que la generación eólica presenta como uno de sus principales inconvenientes la falta de certeza en el despacho.
Uno no puede elegir cuando generar sino que debe hacerlo cuando sopla el viento o brilla el sol.
Pese a no poder seleccionar las horas exactas para generar, la presente nota buscará demostrar que, para la Provincia de San Juan, las horas en las que se realiza la producción coincide con las de mayor demanda. ¿Cómo es la demanda de San Juan? Recientemente hablamos de los cambios que sufrió la forma de consumo de energía eléctrica agregada a nivel nacional, donde el pico de potencia pasó a situarse en horas del mediodía o tarde de días de verano.
Sin embargo, este comportamiento puede tener algunas diferencias a nivel provincial.
En el caso particular de la Provincia de San Juan (en la cual es usual que la temperatura supere los 30°C durante el verano) esta diferencia en la demanda entre el verano y el invierno es mucho más acentuada.
En el gráfico a continuación se puede observar el consumo en la Provincia de San Juan el día de mayor demanda de febrero y de junio de 2017. 
En San Juan, durante el invierno la demanda máxima se sitúa en horas de la noche, pero el consumo en días de verano es ampliamente superior, ubicándose su punto más alto entre las 14 y 18 horas.
Se puede ver que la diferencia en un día estival de alta demanda es de alrededor de 80 MWh entre las 17 horas y las 12 horas, es decir, alrededor de un 20% adicional producto del uso masivo de aires acondicionados en momentos de mayor temperatura. 
Si se ordena la demanda horaria de los primeros 10 meses de 2017 de mayor a menor (casi 7300 horas), se puede encontrar que las 100 horas de mayor consumo generan un empuntamiento en la demanda provincial.
Para abastecer esas pocas horas de alto consumo, deben estar los sistemas de transporte y distribución sobredimensionados con las consecuentes mayores inversiones necesarias para brindar un abastecimiento confiable.
Si se analiza en que momentos se alcanzan estas 100 horas de mayor demanda, la totalidad de concentra en enero y febrero y 85 de esas horas se agrupan entre las 14 y las 19 horas. ¿Cómo es la generación solar de San Juan? San Juan tiene la particularidad de ser la única provincia que, a la fecha, tiene generación solar fotovoltaica registrada como Generadores del MEM Mercado Eléctrico Mayorista (hay generación más pequeña en otras jurisdicciones pero sin estar formalmente declarados en el MEM).
Por este motivo, se puede evaluar la generación real y no valores emanados de simulaciones.
La generación solar fotovoltaica, lógicamente se concentra en las horas diurnas y tiene la particularidad de ser más elevada en las primeras horas de la tarde durante los meses de verano.
En un artículo anterior, habíamos ejemplificado este hecho con el siguiente gráfico. 
¿Cómo es entonces la relación entre Demanda y Generación Solar? Como mencionamos anteriormente, el pico de demanda en la Provincia de San Juan se da en horas de la tarde de verano, al igual que la máxima generación solar por lo que parecería haber una relación bastante cercana.
Para ejemplificar este punto se puede hacer un ejercicio en el cual suponemos la existencia de generación solar en San Juan con una potencia de 60 MW simulando el impacto que hubiera tenido en la demanda provincial entre enero y octubre de 2017.
Dado que contamos con información real de generación solar, tomamos la producción del Parque Solar Cañada Honda 2 (de 3 MW de potencia) y la multiplicamos por 20 para cada hora del período analizado.
Luego le restamos esa generación a la demanda real de la hora para obtener la demanda neta.
Un primer resultado se observa en el gráfico siguiente, en el cual se tomaron las 100 horas de mayor demanda (línea naranja) y la demanda neta de la generación solar simulada (línea violeta).
Dado que las mayores demandas ocurrieron en horas diurnas, la generación solar sería significativa en esos momentos.
Por caso, en la hora de mayor demanda del período (correspondiente al 23/2/2017 a las 16 horas) el parque solar hubiera generado 44,56 MWh (el parque original de Cañada Honda 2 tuvo una generación real de 2,23 MWh).
De esta forma, la demanda neta se ubica en 435,4 MWh en dicha hora. 
Las 41 horas de mayor demanda de la Provincia de San Juan fueron en horas diurnas por lo que la demanda neta es menor que la demanda original.
La hora 42 correspondió con la hora 1 de la madrugada del día 13 de enero de 2017, por lo que la generación es, lógicamente, nula y se puede ver gráficamente dado que coinciden el valor de la Demanda Original con la Demanda Neta.
También se puede ordenar la nueva línea de "Demanda Neta" de mayor a menor para generar una curva monótona comparable con la demanda original para ver el efecto total en el sistema. 
Como resultado se observa que la máxima demanda de la Provincia de San Juan que fue originalmente de 480 MWh disminuye a 444 MWh, logrando un ahorro superior a los 35 MWh.
A lo largo de las 30 horas de mayor demanda, la generación solar produce un ahorro horario superior a los 25 MWh. Resumen El cambio de tendencia en la demanda de energía eléctrica, concentrando los mayores consumos en horas de la tarde en el verano permite que la generación solar fotovoltaica ofrezca beneficios adicionales para el sistema a la sola inyección de energía.
En particular, estamos indicando que, aún considerando que la potencia solar no es potencia firme, puede haber significativos ahorros para los sistemas de transporte y distribución de energía eléctrica por la introducción de esta fuente energética de origen renovable, lo que puede ser traducido en la disminución o desplazamiento en el tiempo de inversiones en los sectores mencionados, así como mejoras en la calidad de suministro por la descarga en las redes de media y/o baja tensión.
En el ejemplo planteado, inversiones solares del orden de los 60 MW otorgarían reducciones consistentes de la demanda provincial del orden de los 25 a 35 MWh en los momentos de máximo consumo. Estos beneficios deben ser estimados de forma independiente para cada jurisdicción (provincia, ciudad o barrio), dado que dependen del perfil de demanda de cada lugar (que tengan concentrados los picos en horas de la tarde) y la radiación y condiciones para la generación solar in situ.
Paralelamente se puede extender estas ventajas a la generación distribuida, la incorporación de potencia mencionada (suponiendo la producción de un parque solar con un tamaño 20 veces mayor que Cañada Honda 2) puede no ser en una única locación sino a través de generación distribuida a lo ancho y largo de la provincia.
En este caso, también los valores deberían ser analizados teniendo en cuenta que la producción energética puede ser algo menor que en un parque de mayor tamaño aunque al ser obtenida en el propio lugar de consumo se ahorrarían pérdidas eléctricas en transporte y distribución que pueden ser del orden del 10 al 15%.
Finalmente, debe considerarse que los ahorros de potencia planteados tendrán un límite (al menos hasta la implantación masiva de sistemas de almacenamiento), la incorporación de un parque solar fotovoltaico de 150 MW puede no ofrecer ventajas adicionales a la inclusión de uno de, por ejemplo, 100 MW debido a que en el nuevo escenario de demanda neta todos los nuevos picos de demanda habrían quedado en horas nocturnas.