El sistema eléctrico argentino cerró julio con una leve suba de la demanda y una mayor participación hidráulica
La demanda eléctrica creció 1,3% interanual durante julio, mientras la generación hidráulica aumentó 22,9%. El precio spot se ubicó en US$168,6 por MWh y la cobertura residencial promedio cayó al 35%, según un análisis de RICSA ALyC.
El sistema eléctrico argentino atravesó julio con un comportamiento relativamente estable de la demanda y un cambio en la composición de la generación. De acuerdo con el análisis del Mercado Eléctrico Mayorista Argentino elaborado por RICSA ALyC, la demanda eléctrica nacional aumentó 1,3% interanual, en un mes marcado por temperaturas apenas superiores a las de julio de 2025 y a la media histórica.
Ese escenario climático generó una leve mayor demanda residencial asociada a la calefacción, aunque sin provocar un salto significativo en el consumo. Dentro de la composición de la demanda, el segmento residencial cubierto representó el 51%, seguido por la demanda no residencial no cubierta, con el 20%, y los Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (GUMA), con el 13%.
La Patagonia lideró el crecimiento
Según el informe, el comportamiento no fue uniforme entre las distintas regiones del país. La región Patagónica registró el mayor incremento interanual, con una demanda de 685 GWh, lo que representó una suba del 11,6%.
En segundo lugar se ubicó el Noreste, con 789 GWh y un crecimiento del 7,8% interanual. Comahue demandó 487 GWh, un 3,6% más que en julio de 2025, mientras que Litoral alcanzó los 1.495 GWh, con una variación positiva del 2,3%.
También aumentaron la demanda Buenos Aires, con 1.563 GWh (+1,5%); Cuyo, con 723 GWh (+1%); Centro, con 1.166 GWh (+0,8%); y Noroeste, con 986 GWh (+0,3%).
Gran Buenos Aires fue la única región que mostró una caída. La demanda alcanzó los 5.170 GWh, un 1,1% menos interanual. Según el informe, esta región concentra alrededor del 40% de la demanda eléctrica nacional.
La generación hidráulica tuvo el mayor crecimiento
La generación local alcanzó en julio los 12.629 GWh. Dentro de la matriz, la generación hidráulica de centrales de más de 50 MW fue la tecnología que registró el mayor crecimiento interanual, con una suba del 22,9%, al pasar de 2.636 a 3.238 GWh.
Entre las fuentes renovables no convencionales, la generación solar también mostró un aumento, del 13,5%, al pasar de 322 a 365 GWh. En cambio, la generación eólica cayó 20,7% interanual.
En términos generales, las fuentes renovables, incluyendo la hidráulica de más de 50 MW, representaron el 39,8% de la generación local, con un crecimiento interanual del 6,8%.
Por su parte, el despacho térmico tuvo una variación mucho más moderada. La generación pasó de 6.505 a 6.627 GWh, lo que implicó un incremento del 1,9%. Al mismo tiempo, las importaciones de electricidad disminuyeron 32,3%, de 1.328 a 898 GWh.
El mercado eléctrico también mostró cambios en la forma de abastecimiento de la demanda. La oferta total alcanzó los 13.526 GWh y la Generación Asignada concentró el 54% de la participación. El Mercado Spot representó el 34%, equivalente a 4.651 GWh, mientras que el Mercado a Término (MAT) explicó el 12%, con 1.565 GWh.
Según el informe, la Generación Asignada aumentó su participación frente a junio, cuando representaba el 52%, mientras que el Mercado Spot pasó del 36% al 34%. El cambio refleja una mayor cobertura de la demanda mediante generación asignada.
El precio spot bajó, pero se mantuvo en niveles elevados
En julio, el precio spot de la electricidad se ubicó en US$168,6 por MWh. El valor implicó una caída del 11% frente al récord registrado en junio, cuando había alcanzado los US$189,1 por MWh.
A pesar de la baja mensual, julio cerró con el segundo precio spot más elevado desde 2022 y se mantuvo por encima del máximo previo registrado en julio de 2022, de US$127,7 por MWh.
El informe vincula el comportamiento de los precios con factores de estacionalidad y con el contexto internacional, marcado por un mayor precio de los combustibles en el marco del conflicto en Medio Oriente.
En términos interanuales, el precio spot de julio mostró una suba del 74,1%.
La brecha de subsidios alcanzó el 65%
Uno de los principales cambios del mes se observó en la cobertura de los costos de generación para los usuarios residenciales. La cobertura residencial promedio cayó al 35% en julio, 11 puntos porcentuales por debajo del 46% registrado en junio.
La reducción se produjo en un contexto de aumento del 34% en el costo real de referencia. Como resultado, la brecha de subsidios llegó al 65% del costo real de generación del segmento Residencial Promedio.
El Precio Estacional (PEST) vigente se ubicó en $105.299 por MWh, un 55% por encima del valor registrado en julio de 2025.
La evolución de 2026 muestra un cambio de tendencia. Entre enero y abril, la brecha de subsidios del segmento residencial promedio se había reducido del 44% al 31%, en línea con una recomposición tarifaria. Sin embargo, desde mayo comenzó a ampliarse nuevamente y alcanzó en julio el 65%, el nivel más alto del año.
Así, julio combinó una demanda eléctrica prácticamente estable, con una suba de 1,3% interanual, una mayor participación de la generación hidráulica y una menor dependencia de las importaciones. En paralelo, el precio spot retrocedió frente al récord de junio, aunque permaneció en niveles elevados, mientras que la cobertura residencial mediante tarifas se redujo y la brecha financiada por subsidios alcanzó su máximo del año.
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