Es importante destacar que, a pesar de un retroceso del 11% en el precio spot respecto al récord de junio, este se mantiene como el segundo valor más elevado desde 2022. Este comportamiento se atribuye a una combinación de factores, como la estacionalidad y el aumento en los precios internacionales de los combustibles debido a conflictos en Medio Oriente.
Según datos del Monitor Eléctrico de RICSA ALyC, la cobertura promedio del segmento residencial se redujo al 35%, 11 puntos menos que el mes anterior. Esto implicó que el 65% del costo de generación del segmento residencial fuera cubierto por subsidios.
La generación eléctrica total de julio alcanzó los 13.063 GWh, apenas un 1,3% superior al mismo mes de 2025. Las temperaturas durante el mes fueron ligeramente más altas que las del año previo, lo que contribuyó a un aumento leve en la demanda de calefacción sin provocar un incremento significativo.
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 más que la media histórica.
El análisis regional mostró un crecimiento desparejo. La Patagonia lideró la demanda con un aumento interanual del 11,6%, totalizando 685 GWh. El Noreste le siguió con un incremento del 7,8% y una demanda de 789 GWh. Otros incrementos se observaron en Comahue (3,6%), Litoral (2,3%), Buenos Aires (1,5%), Cuyo (1%), Centro (0,8%) y Noroeste (0,3%). En cambio, el Gran Buenos Aires fue la única región que experimentó un descenso, disminuyendo un 1,1% interanual, a pesar de representar alrededor del 40% de la demanda total del país.
La oferta del sistema alcanzó los 13.527 GWh, con un crecimiento interanual del 0,7%, y la generación local fue de 12.629 GWh. Dentro de la matriz energética, las fuentes renovables, incluidas las instalaciones hidráulicas mayores de 50 MW, representaron el 39,8% de la generación local, mostrando un incremento del 6,8% interanual.
La tecnología hidráulica mayor a 50 MW fue la más destacada, incrementándose un 22,9% interanual al pasar de 2.636 a 3.238 GWh. En las renovables no convencionales, la energía solar lideró el crecimiento con un aumento del 13,5%, pasando de 322 a 365 GWh, mientras que la energía eólica se redujo un 20,7% interanual, y tanto la biomasa como el biogás también descendieron (6,1%).
La generación térmica, que sigue siendo la mayor fuente del sistema, representó el 52,5% de la generación total y creció un 1,9% interanual. La energía nuclear tuvo un aporte del 7,7% y creció un 9%.
En julio, se habilitaron comercialmente 167 MW de nueva energía, mayormente solar. Entre los nuevos proyectos se destacan el Parque Arauco Solar I (La Rioja, 43 MW), el Parque Solar Tres Isletas (Chaco, 20 MW), el Parque Solar Bella Vista Secco (Corrientes, 7 MW), Peugeot Palomar (Buenos Aires, 5 MW) y el Parque Eólico 3 Picos (Buenos Aires, 37 MW). Estas iniciativas reflejan la continuidad de proyectos de energías renovables bajo diferentes regímenes contractuales, como MATER, RenMDI y el Decreto 476/19.
El precio spot en julio fue de u$s168,6 por MWh. A pesar de la baja del 11% frente al récord de junio (u$s189,1 por MWh), este sigue siendo considerablemente mayor que el máximo anterior de julio de 2022 (u$s127,7 por MWh). El costo marginal operativo se situó en u$s154,5 por MWh, con una reducción mensual del 23,7%, y el costo asignado fue de u$s93,9 por MWh, una caída del 16% mensual. El precio estacional, calculado a la tasa de cambio de la quincena CVP, alcanzó u$s71,28 por MWh, con un leve aumento mensual del 1,4%.
El análisis también reveló una brecha significativa entre los distintos segmentos del mercado. El precio del mercado spot fue un 80% superior al del mercado asignado. Mientras que el total monómico del mercado spot alcanzó u$s168,6 por MWh, el precio del mercado asignado quedó en u$s93,9 por MWh.
La cobertura promedio del segmento residencial disminuyó al 35% en julio, en comparación con el 46% de junio. Este retroceso fue consecuencia de un aumento del 34% en el costo real de referencia, estimado en $222.585 por MWh, frente al Precio Estacional vigente de $105.299 por MWh, que es un 55% mayor que en julio de 2025.
La brecha de subsidios se incrementó al 65% del costo real para el sector residencial promedio. Para aquellos usuarios residenciales con base subsidiada, la cobertura se redujo al 20%, lo que implicó que el subsidio asumió el 80% restante. En el caso de usuarios residenciales sin subsidio y excedentes de consumo con subsidio, la cobertura fue del 54%, con una brecha del 46%.
El informe indicó que, en lo que va de 2026, la brecha de subsidios ha fluctuado, comenzando en 44% en enero y disminuyendo a 31% en abril, mostrando una recomposición tarifaria. Sin embargo, se ha observado un aumento desde mayo: subió a 46%, luego a 54% en junio y finalmente a 65% en julio, el nivel más alto del año.
El panorama de julio presentó un sistema eléctrico con una demanda contenida, costos elevados y un incremento de la generación hidráulica y solar que mejoró la oferta. Las importaciones asimismo cayeron un 32,3% interanual, de 1.328 a 898 GWh. Aun así, el precio spot siguió siendo afectado por condiciones estacionales y la situación internacional de combustibles, ampliando la brecha de subsidios, que se expandió a pesar de los ajustes tarifarios implementados en meses previos. En resumen, el sistema experimentó una demanda casi constante y una leve mayor generación, pero con una cobertura tarifaria residencial decreciente.
