El invierno arrancó caro para el mercado eléctrico: el precio spot más alto en doce años

Junio fue el segundo mes más frío de los últimos diez años, con temperatura media por debajo de la climatología y precipitaciones por debajo de lo normal en casi todo el territorio. El impacto sobre el sistema eléctrico fue inmediato, como puede verse en el monitor mensual del sector eléctrico.

La baja temperatura aumentó la demanda de calefaccionamiento, impulsando la demanda total del mes a 1.192 GWh, récord para un mes de junio, y 2% por encima de junio de 2025.

Las renovables, que en un junio promedio en el período 2019-2025 cubren más del 100% de la demanda, alcanzaron 81% en junio de 2026.

La falta de precipitaciones llevó a que la hidroeléctrica aportara 516 GWh, 28% menos que un año atrás y por debajo del promedio de los junios previos. El faltante se concentró en Salto Grande, que generó 239 GWh contra un promedio de 392 GWh para los junios del período 2019-2025.

A la falta de agua se sumó falta de viento. La generación eólica en junio, 263 GWh, fue la más baja desde octubre 2018, tanto en volumen como en participación (21% de las inyecciones al sistema interconectado nacional, SIN). El parque eólico generó 30% menos que en junio de 2025 y un tercio menos que el promedio de los junios del período 2019-2025.

El despacho de generación térmica fósil para compensar la falta de renovables fue significativo: 141 GWh, 11% de las inyecciones, el nivel más alto desde marzo de 2023. En promedio, la térmica fósil aportó 38 GWh en los meses de junio del período 2019-2025. A su vez, operó casi íntegramente con gasoil, que subió 27% en costo variable en el mes en promedio, a pesar de que el precio del petróleo Brent cayó 20%. Su aporte a los costos del sistema alcanzó US$ 32 millones (230 US$/MWh), cerca del 37% del costo total de abastecimiento del mes.

Las importaciones también fueron cuantiosas, lo que ayudó a abatir costos y minimizar costo térmico fósil. A un costo estimado de 120 US$/MWh, representan cerca de la mitad del costo de la térmica fósil. Alcanzaron 124 GWh (en su totalidad desde Brasil), 10% de las inyecciones, el volumen más alto desde junio de 2023, aunque 32 GWh fueron energía en tránsito a Argentina.

El precio spot promedió 216 US$/MWh en junio, el mayor valor desde febrero de 2014, 2,5 veces el precio de mayo (88 US$/MWh) y 4,2 veces el de junio de 2025 (51 US$/MWh). El registro fue máximo en las tres bandas horarias: 246 US$/MWh en punta, 231 US$/MWh en llano y 169 US$/MWh en valle.

Por su parte, el Costo de Abastecimiento de la Demanda (CAD) ascendió a aproximadamente 87 millones de dólares (73 US$/MWh), el valor más alto desde junio de 2023 y más del doble que un año atrás (43 millones).

En lo transcurrido de julio hasta redactar esta columna, la generación térmica fósil ha sido marginal, y la hidroeléctrica y la eólica retomaron valores favorables. Las renovables cubrieron 93% de las inyecciones hasta el día 29 del mes.

Los aportes hidrológicos a Salto Grande, que entre el 1 y el 26 de junio promediaron 2.400 m³/s, treparon a 8.500 m³/s en los mismos días de julio: tres veces y media más, y 40% por encima de la media histórica del mes para la serie 1996-2025. La represa, que en junio no vertió, empezó a verter el 22 de julio con picos superiores a 6.000 m³/s.

Esto se ve reflejado en el valor del agua, el precio sombra que calcula ADME para decidir cuándo conviene turbinar y cuándo guardar. En Palmar pasó de unos 146 US$/MWh en la primera semana de julio a menos de 8 US$/MWh en la última, y es cero desde el 24; en Salto Grande y Baygorria estuvo en cero prácticamente todo el mes.

Si bien los costos parecerían estabilizarse luego del shock inicial del invierno, queda abierta la pregunta de cuánto conviene invertir y en que tecnologías para que el próximo mes con poca agua y viento, sobre todo si coincide con demanda alta y costo térmico fósil elevado, tenga menos impacto en los costos del sistema.

-El autor, Felipe Bastarrica, es Director Ejecutivo, Observatorio de Energía y Desarrollo Sustentable (UCU)