El futuro de la energía fotovoltaica parece favorable para el país, situación que desentona con el escenario actual.
Mientras en el mundo se instalaron 50.000 MW sólo en 2015 y casi 190.000 MW entre 2010 y 2015, en Argentina la potencia instalada fotovoltaica es de 8 MW.
En este sentido, puede resultar interesante la comparación con Chile, país con el que compartimos ciertas potencialidades y donde en la actualidad están en funcionamiento casi 850 MW que fueron implantados en los últimos 2 años (en 2013 tenía instalados 3 MW).
En apenas semanas se van a presentar las ofertas para la "Licitación de Energías Renovables" convocada a través de la Resolución SEE 71/2016.
Del cupo total de 1000 MW, 300 MW corresponden a la tecnología solar fotovoltaica aunque la adjudicación puede ser mayor bajo determinadas circunstancias.
Estas nuevas centrales deben estar entregando energía al sistema en no más de 2 años (con la excepción de aquellas ubicadas sobre la línea que vincula el norte argentino con Chile, que tienen un plazo de casi medio año adicional).
Teniendo en cuenta que se espera una masiva presentación de ofertas, este es un buen momento para analizar cómo fue la operación de aquellas centrales que están instaladas actualmente.
En ese sentido, un resumen de las características generales de los parques solares existentes conectados al SADI (todos ellos ubicados en la provincia de San Juan) se puede observar a continuación. 
Para evaluar la performance de los parques (y tener en cuenta como referencia para posibles inversiones futuras), un indicador clave es el factor de carga (FC) que tuvieron en los últimos años.
Definimos el FC como el cociente entre la energía generada y la energía que hubiera generado en caso de estar funcionando a plena carga todas las horas del año. 
Es evidente que, dado que la energía fotovoltaica depende de la cantidad de horas con luz solar, los valores de factor de carga para esta tecnología van a ser sensiblemente menores a generación de tipo térmica (independientemente de si es alimentada por combustibles o solar térmica). 
Sin embargo, hay otros factores que afectan la producción total de energía, además de las horas totales de radiación solar, como ser el nivel de insolación, la orientación y el ángulo de inclinación de los paneles, la temperatura ambiente, nubosidad, entre otros.
Por estos motivos, la generación de electricidad no es constante a lo largo de las distintas horas del día así como también varía en las distintas estaciones del año. 
En el gráfico 1 se observa la generación promedio en los meses seleccionados para cada hora del día (para diluir el impacto de días puntuales que hayan sido particularmente nubosos).
Allí se visualiza que, durante las primeras horas luego de la salida del sol, la generación es relativamente baja alcanzando su máximo sobre el mediodía o primeras horas de la tarde.
Por otro lado, la menor cantidad de horas de sol del invierno se ven acentuadas por una menor radiación, lo que redunda en una generación diaria reducida.
Así, tomando el ejemplo del año 2014 en el parque fotovoltaico Cañada Honda 1, se arriba a un factor de carga medio fue de 22,6%, pero con resultados superiores al 25,5% en enero y octubre a diciembre y menores al 18% en mayo y junio.
Al expresar estos valores de forma relativa, el factor de carga en enero fue 50% mayor que en junio de 2014. 
Debido a la variabilidad de la generación eléctrica de fuentes renovables, como la presentada recientemente, es que en la normativa emitida a la fecha se indica que el objetivo de cumplimiento que debe cubrir la generación con fuentes de origen renovable será considerado de forma anual y no mensual.
Para dar un ejemplo, un parque similar al Parque Solar Cañada Honda podría realizar contratos asegurando el cumplimiento del primer objetivo de la Ley N° 27.191 por un 30% más de energía si se considera la energía media anual que de ser considerado el cumplimiento mensual de los límites (por lo que la contratación debería coincidir con el mes de menor generación del año).