Cada invierno, el Mercado Eléctrico Mayorista argentino ingresa en su período de mayor exigencia operativa. La baja de temperaturas modifica el perfil de consumo, aumenta la demanda residencial y obliga al sistema a utilizar con mayor intensidad su parque térmico. En 2026, ese comportamiento comenzó a reflejarse con claridad desde mayo: según CAMMESA, el precio monómico medio del mercado spot alcanzó los 139,8 USD/MWh, frente a los 77,7 USD/MWh registrados en mayo de 2025, con una variación de +79,8% interanual.
En junio, el precio monómico medio del mercado spot se ubicó en 189,1 USD/MWh, frente a los 94,7 USD/MWh de junio de 2025, lo que representa una variación de aproximadamente +99% interanual.
El dato debe leerse en contexto. La demanda total del sistema fue de 12.151 GWh, con un crecimiento de 11,1% interanual. CAMMESA explicó ese incremento principalmente por mayores consumos residenciales asociados a la temperatura: en el Gran Buenos Aires, la media diaria fue de 13,5°C, unos 3,2°C por debajo del mismo mes del año anterior y también por debajo de los valores históricos. En términos prácticos, el frío adelantó presión sobre el sistema y obligó a cubrir un mayor volumen de energía desde el primer mes invernal.
El despacho térmico fue una de las principales variables del período. En mayo, CAMMESA informó que la generación térmica fue 3% superior a la de mayo de 2025, mientras que el consumo medio de combustibles para generación aumentó 5,2% interanual. En junio, el despacho térmico tuvo una suba más marcada: la generación térmica pasó de 6.284 GWh en junio de 2025 a 6.850 GWh en junio de 2026, equivalente a un incremento de 9% interanual.
En el mismo mes, la generación hidráulica superior a 50 MW cayó de 3.291 GWh a 2.446 GWh, una disminución de 25,7% interanual. Esta menor disponibilidad hidroeléctrica obligó al sistema a cubrir una porción mayor de la oferta con generación térmica e importaciones. Por eso, el aumento del monómico de junio no puede explicarse sólo por la demanda: también responde a un cambio en la matriz efectiva de abastecimiento del mes.
En mayo, las centrales consumieron 42,8 MMm³/día equivalentes de gas natural. De ese total, 34,5 MMm³/día correspondieron a gas natural y 8,2 MMm³/día a combustibles alternativos. Es decir, el gas natural representó aproximadamente 80,7% del consumo físico, mientras que los alternativos explicaron el 19,3% restante. A simple vista, la participación de los alternativos parece acotada, pero su incidencia económica fue mucho más relevante que su peso volumétrico.
La diferencia de costos es contundente. El gas natural tuvo un precio medio en central de 7,8 USD/MMBtu, mientras que los combustibles alternativos promediaron 17,9 USD/MMBtu. Esa brecha se amplifica al mirar el costo variable de generación: producir con gas natural tuvo un CVP total de 67,5 USD/MWh, mientras que la generación con alternativos alcanzó 169,1 USD/MWh. En otras palabras, menos de una quinta parte del consumo físico tuvo capacidad suficiente para empujar hacia arriba el costo promedio del sistema.
El impacto de los combustibles alternativos
La composición de esos combustibles alternativos ayuda a entender la dinámica del costo. En mayo, la generación asociada a alternativos fue de 1.060 GWh. El mayor aporte correspondió al gas oil, con 743 GWh, seguido por carbón mineral, con 192 GWh, y fuel oil, con 125 GWh. En costos variables, el gas oil se ubicó en torno a 183,8 USD/MWh, el fuel oil en 159,5 USD/MWh y el carbón mineral en 118,8 USD/MWh.
En junio, el consumo total de combustibles alcanzó 49,4 MMm³/día equivalentes, frente a 45,7 MMm³/día en junio de 2025. El gas natural representó 83,5% del consumo equivalente, con 41,3 MMm³/día, mientras que los alternativos explicaron el 16,5%, con 8,1 MMm³/día equivalentes. Dentro de este grupo se registraron 147,5 miles de m³ de gas oil, 34,1 miles de toneladas de fuel oil y 83,9 miles de toneladas de carbón mineral.
El origen del gas también explica el costo
El gas natural sigue siendo el combustible principal de las centrales térmicas, pero en invierno no alcanza con mirar el volumen total consumido. También importa el origen del gas y el precio al que ingresa en la generación. En mayo, la inyección total destinada a generación fue de 37,0 MMm³/día, compuesta por 32,2 MMm³/día de origen nacional y 4,8 MMm³/día de gas importado. Mientras el gas nacional tuvo un precio PIST promedio de 4,7 USD/MMBtu, el gas importado promedió 18,8 USD/MMBtu. Dentro de ese bloque, el GNL alcanzó una referencia de 19,7 USD/MMBtu.
Este punto es relevante para el análisis industrial porque el costo de generación no depende solamente de la cantidad de energía térmica despachada. Cuando el sistema requiere gas importado, GNL o combustibles líquidos, el precio marginal queda condicionado por recursos de mayor costo. En un contexto de demanda invernal y menor aporte hidroeléctrico, esa combinación se traslada al precio monómico.
La importación de energía eléctrica también tuvo un rol relevante. En mayo de 2026, CAMMESA había registrado 763,5 GWh importados, frente a 49,8 GWh en mayo de 2025. En junio, la importación total alcanzó 840,8 GWh, un 11% más que en junio de 2025. Brasil explicó la mayor parte, con 714,5 GWh, seguido por Bolivia con 76,1 GWh y Uruguay con 39,0 GWh.
La hidrología, una variable a monitorear
La hidrología, por su parte, sigue siendo una variable estructural para monitorear, La hidrología sigue siendo una variable estructural para monitorear, especialmente por el peso del Comahue dentro de la potencia instalada del país. En mayo de 2026 no aparecía como la explicación principal del salto del monómico, ya que el informe mensual de CAMMESA mostraba un mayor aporte hidráulico interanual en términos agregados. En junio, en cambio, la generación hidráulica superior a 50 MW cayó 25,7% interanual, pasando de 3.291 GWh en junio de 2025 a 2.446 GWh en junio de 2026. Esta menor disponibilidad hidroeléctrica incrementó la necesidad de respaldo térmico e importaciones.
Qué señal deja para los Grandes Usuarios
Para los Grandes Usuarios, mayo dejó una señal concreta. El precio monómico no es un dato aislado, sino una síntesis de las condiciones del sistema: demanda, disponibilidad de oferta, origen del gas, despacho térmico, combustibles utilizados, importaciones y señales regulatorias. Cuando esas variables se alinean en un escenario de mayor exigencia, la exposición al mercado spot puede modificar de manera significativa el costo de abastecimiento.
En ese contexto, anticiparse pasa a ser una decisión estratégica. Para una industria electrointensiva, una empresa con consumo estable o un Gran Usuario que busca previsibilidad presupuestaria, la diferencia entre contar con una estrategia de contratación adecuada o permanecer expuesto a la volatilidad del spot puede tener un impacto directo en la estructura de costos.
Desde Alpes Energy seguimos de cerca la evolución del MEM, los informes de CAMMESA, los costos de combustibles y las señales que impactan sobre la contratación de energía eléctrica para grandes consumidores. En un mercado cada vez más dinámico, la información técnica y la anticipación comercial son herramientas centrales para tomar mejores decisiones.
Como comercializadora independiente de energía líder en el mercado argentino, acompañamos a industrias y grandes usuarios en el diseño de estrategias de abastecimiento más eficientes, con propuestas adaptadas al perfil de consumo, al nivel de exposición y a las necesidades operativas de cada empresa.
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