El sistema eléctrico cerró julio con una demanda prácticamente estable, pero con precios todavía elevados y una nueva ampliación de la brecha de subsidios. La demanda eléctrica alcanzó los 13.063 GWh, con una suba interanual de 1,3%, mientras que el precio spot llegó a u$s168,6 por MWh, un salto de 74% frente al mismo mes del año pasado.
Pese a los ajuste, el costo eléctrico sigue bajo presión: demanda estable, spot alto y más subsidios
La demanda eléctrica creció apenas 1,3% interanual en julio, pero el precio spot llegó a u$s168,6 por MWh. La cobertura residencial promedio cayó al 35% y el 65% del costo de generación quedó financiado vía subsidios.
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La demanda eléctrica totalizó 13.063 GWh en julio, apenas 1,3% por encima del mismo mes de 2025.
DepositphotosEl dato clave es que, aunque el precio spot retrocedió 11% respecto del récord de junio, se mantuvo como el segundo valor más alto desde 2022. El informe atribuyó ese comportamiento a una combinación de estacionalidad y mayor precio internacional de los combustibles por el conflicto en Medio Oriente.
Al mismo tiempo, según el Monitor Eléctrico de RICSA ALyC, la cobertura residencial promedio cayó al 35%, 11 puntos menos que en junio. Eso dejó un 65% del costo de generación del segmento residencial promedio financiado vía subsidios.
Demanda estable y fuerte dispersión regional
La demanda eléctrica totalizó 13.063 GWh en julio, apenas 1,3% por encima del mismo mes de 2025. El informe explicó que el mes registró temperaturas levemente superiores a las del año anterior y a la media histórica, lo que impulsó algo la demanda residencial de calefacción, pero sin generar un salto marcado.
La temperatura media en el Gran Buenos Aires fue de 12,5 grados, apenas 0,2 grados por encima de julio de 2025 y 1,3 grados sobre el promedio histórico.
La evolución por regiones fue dispar. La Patagonia lideró el crecimiento, con una suba interanual de 11,6% y una demanda de 685 GWh. Le siguió el Noreste, con un aumento de 7,8% y 789 GWh.
También crecieron Comahue, con 3,6%; Litoral, con 2,3%; Buenos Aires, con 1,5%; Cuyo, con 1%; Centro, con 0,8%; y Noroeste, con 0,3%. En cambio, el Gran Buenos Aires fue la única región en retroceso, con una caída de 1,1% interanual, pese a concentrar alrededor del 40% de la demanda nacional.
Hidráulica y solar impulsaron la generación renovable
La oferta total del sistema llegó a 13.527 GWh, con una suba interanual de 0,7%. La generación local del mes fue de 12.629 GWh.
Dentro de la matriz, las fuentes renovables, incluyendo la hidráulica mayor a 50 MW, alcanzaron el 39,8% de la generación local y crecieron 6,8% interanual.
La hidráulica mayor a 50 MW fue la tecnología de mayor crecimiento, con una suba de 22,9% interanual, al pasar de 2.636 a 3.238 GWh. Entre las renovables no convencionales, la solar lideró el avance, con un incremento de 13,5%, desde 322 hasta 365 GWh.
La eólica, en cambio, cayó 20,7% interanual. Biomasa y biogás también retrocedieron, con una baja de 6,1%.
La generación térmica, que sigue siendo la principal fuente del sistema, representó el 52,5% de la generación real y creció 1,9% interanual. La nuclear tuvo una participación de 7,7% y aumentó 9%.
Nuevas habilitaciones por 167 MW
Durante julio se habilitaron comercialmente 167 MW de nueva potencia. El informe identificó cinco proyectos, con predominio de energía solar.
Las incorporaciones incluyeron el Parque Arauco Solar I, en La Rioja, con 43 MW; el Parque Solar Tres Isletas, en Chaco, con 20 MW; el Parque Solar Bella Vista Secco, en Corrientes, con 7 MW; Peugeot Palomar, en Buenos Aires, con 5 MW solares; y el Parque Eólico 3 Picos, también en Buenos Aires, con 37 MW.
Estas habilitaciones reflejan la continuidad de proyectos renovables bajo distintos marcos contractuales, entre ellos MATER, RenMDI y el Decreto 476/19.
El precio spot siguió en niveles máximos
El precio spot fue de u$s168,6 por MWh en julio. Aunque bajó 11% frente al récord de junio, cuando había alcanzado u$s189,1 por MWh, todavía se ubicó muy por encima del máximo anterior registrado en julio de 2022, de u$s127,7 por MWh.
El costo marginal operativo fue de u$s154,5 por MWh, con una baja mensual de 23,7%. El costo asignado fue de u$s93,9 por MWh, también con una caída mensual de 16%. El precio estacional, calculado a la tasa de cambio de la quincena CVP, llegó a u$s71,28 por MWh, con una suba mensual de 1,4%.
El informe también mostró una brecha fuerte entre los segmentos del mercado. El precio del mercado spot fue 80% superior al precio del mercado asignado. Mientras el total monómico del mercado spot llegó a u$s168,6 por MWh, el mercado asignado se ubicó en u$s93,9 por MWh.
La brecha de subsidios volvió al nivel más alto del año
La cobertura residencial promedio cayó al 35% en julio, frente al 46% de junio. Según RICSA ALyC, la baja se explicó por un salto del 34% en el costo real de referencia.
El costo real fue estimado en $222.585 por MWh, mientras que el Precio Estacional vigente se ubicó en $105.299 por MWh, 55% por encima de julio de 2025.
La brecha de subsidios llegó así al 65% del costo real para el segmento residencial promedio. En los usuarios residenciales con base subsidiada, la cobertura fue de apenas 20% y el subsidio cubrió el 80% restante.
Para usuarios residenciales sin subsidio y para excedentes de consumo con subsidio, la cobertura fue del 54%, con una brecha del 46%.
El informe marcó que, en lo que va de 2026, la brecha de subsidios había bajado desde 44% en enero hasta 31% en abril, reflejando una recomposición tarifaria. Sin embargo, desde mayo la tendencia se revirtió: subió a 46%, luego a 54% en junio y finalmente a 65% en julio, el nivel más alto del año.
El dilema entre tarifas, costos y estacionalidad
La foto de julio muestra que el sistema eléctrico atravesó un mes de demanda contenida, pero con costos todavía elevados. La mejora hidráulica y la mayor generación solar ayudaron a la oferta, mientras las importaciones cayeron 32,3% interanual, desde 1.328 hasta 898 GWh.
Sin embargo, el precio spot siguió presionado por la estacionalidad y por el contexto internacional de combustibles. Esa dinámica se trasladó a la brecha de subsidios, que volvió a ampliarse pese a la recomposición tarifaria aplicada en los meses previos.
El resultado es un sistema con demanda casi estable, generación levemente mayor y una cobertura tarifaria residencial en retroceso. En julio, el Estado volvió a financiar una porción creciente del costo eléctrico residencial, en un contexto en el que el precio spot quedó muy por encima de los registros históricos recientes.
