El Informe Mensual de Indicadores de Energía Eléctrica, Renovables y Transición Energética de Aleph Energy, con datos de agosto de 2026, muestra una demanda que creció 6,1% interanual, una hidráulica que subió 45% y desplazó generación térmica, y un precio Spot de 157,9 USD/MWh. Su editorial advierte que un verano húmedo no reemplaza las inversiones que exige el crecimiento y analiza el alcance de la Resolución 264/2026.

Aleph Energy, la consultora de los ingenieros Daniel Dreizzen y Nadia Sager, publicó su informe de octubre de 2026 con los indicadores del sistema eléctrico argentino de agosto. El editorial plantea que detrás de las noticias más importantes del mes hay un hilo común: cómo sumar demanda sin trasladar al resto del sistema riesgos e inversiones que nadie contrató.

LA RESOLUCIÓN 264/2026: LA GRAN DEMANDA TRAE SU PROPIA EXPANSIÓN

Para Aleph, la frase que mejor resume la Resolución 264/2026 es que la nueva gran demanda tendrá que traer parte de su propia expansión. La norma modifica el artículo 13 de la Resolución 400/2025 y alcanza a proyectos de unos 80 MW o más. Estos deberán cubrir con oferta nueva el 80% de su energía y contratar potencia firme por el 100% de su demanda máxima si desarrollan una actividad productiva, o por el 115% si son data centers.

Hasta ahora, un proyecto podía decidir cuánto contratar en el Mercado a Término (MAT o MATER) y cuánto dejar expuesto al Spot. Esa libertad queda acotada porque un consumo de ese tamaño puede tensionar la reserva, forzar generación cara y exigir nuevas obras. Además, el informe aclara que no alcanza con firmar un contrato de abastecimiento (PPA) eólico o solar: cubre los MWh, pero no garantiza el abastecimiento en las horas críticas. Para la potencia firme habrá que sumar respaldo térmico, hidráulico, nuclear o baterías de al menos seis horas.

Los precios de agosto, según el informe, muestran por qué el Gobierno quiere reducir esa exposición. El Spot alcanzó 157,9 USD/MWh, frente a 95,1 USD/MWh del Mercado Asignado y unos 86 USD/MWh del MAT, lo que lo hizo 83,4% más caro que este último. La medida no es neutra, advierte Aleph. Puede convertir a una minera o un data center en el cliente que haga financiable un parque renovable, una batería o nueva generación firme, pero también eleva el costo y la complejidad de invertir. El desafío será que dé previsibilidad sin convertirse en una barrera. Si lo logra, concluye el editorial, minería, data centers, GNL e hidrógeno podrían dejar de ser solamente grandes consumidores para convertirse también en motores de nueva oferta.

DEMANDA: CRECE 6,1%, PERO CON UNA COMPOSICIÓN DESIGUAL

La demanda total fue de 12.432 GWh en agosto, un 6,1% más que un año atrás y 2,1% más en el año móvil. Influyó el clima: la temperatura media fue de 12,3 °C, frente a 13,9 °C en agosto de 2025 y 0,3 °C por debajo de la media histórica. El consumo residencial, que concentró el 49% del total, subió 9%. El comercial aumentó 1% y representó el 25%.

Los Grandes Usuarios del MEM (GUMA y GUME) crecieron 12% y absorbieron el 18% de la demanda, mientras que los Grandes Usuarios en Distribuidor (GUDI) cayeron 5%, con migración hacia las categorías GUME y GUMA. En los primeros ocho meses de 2026, la demanda acumuló 97.720 GWh, un 1,5% más que en igual período de 2025.

Aleph advierte que el desempeño de los grandes usuarios está concentrado en una sola empresa. Su consumo total subió 3,4%, de 3.816 a 3.947 GWh, pero solo por Aluar, que pasó de 376 a 547 GWh (+45,5%). Sin Aluar, el consumo de los grandes usuarios cayó 1,2%, y las ramas de alimentación y servicios, industrias y petróleos y minerales registraron bajas. Para el período noviembre 2026 a abril 2027, la Programación Estacional proyecta una demanda total de 71.154 GWh, apenas 0,1% por debajo del período anterior.

LA HIDRÁULICA DESPLAZA A LA TÉRMICA

La generación local alcanzó 11.976 GWh (+3%). La hidráulica de grandes centrales llegó a 3.422 GWh, con un salto de 45% interanual y una participación cercana al 28,5% de la matriz. Aportó unos 1.056 GWh más que en agosto de 2025, un volumen superior al aumento neto de toda la generación, por lo que, según el informe, fue el principal factor que permitió compensar la caída térmica.

La generación térmica bajó 13% hasta 5.303 GWh y su participación pasó de 52,9% a 44,3%. Los ciclos combinados, con 4.519 GWh, cayeron 20% y explican el 38% de la generación total. En consecuencia, el consumo de combustibles para generación eléctrica fue de unos 38 MMm3/día de gas equivalente, 7% menos que un año atrás. El gas natural, con 34 MMm3/día, cayó 16% y concentró el 89% del total. Las emisiones térmicas informadas bajaron de 3,07 a 2,43 millones de toneladas de CO2 respecto de julio.

La importación fue de 910 GWh (+54% interanual), con Brasil (469 GWh) y Uruguay (371 GWh) como principales orígenes. Las compras a Uruguay ganaron casi 24 puntos de participación frente a julio, de 16,6% a 40,7%. Las exportaciones fueron de apenas 3 GWh, por lo que el sistema cerró con un saldo importador de unos 907 GWh.

PRECIOS: EL SPOT SE ENFRÍA, PERO SIGUE ALTO

El Costo del Mercado Spot fue de 157,9 USD/MWh en agosto, 73% más que un año atrás, pero 10,7 USD/MWh menos que en julio y por debajo del pico de 189,1 USD/MWh de junio. El Costo Marginal Operado Medio fue de 141,2 USD/MWh (+81% interanual). Según Aleph, entre noviembre de 2025 y abril de 2026 el costo del Mercado Asignado había estado por encima del Spot, pero desde mayo esa relación se invirtió con la llegada del invierno.

El Precio Estacional de la demanda fue de 72,8 USD/MWh, lo que implica que la demanda con tarifa estacional paga el 77% del costo del Mercado Asignado. La cobertura total del sistema fue de 70,7%: 57% en la demanda residencial y 69% en la no residencial, mientras que los grandes usuarios pagan el 100%. Aleph observa que el déficit de cobertura sigue concentrado en la demanda estacionalizada.

POTENCIA INSTALADA: LAS RENOVABLES COMPENSAN LA BAJA TÉRMICA

La potencia instalada total fue de 44.653 MW (+1,1% interanual, unos 476 MW). Las renovables sumaron 8.341 MW, el 18,7% del total, con 663 MW más que un año atrás, mientras que el parque térmico cayó 187 MW hasta 24.918 MW. La eólica llegó a 4.603 MW y la solar a 3.016 MW, con un crecimiento de 22,4% interanual. En agosto se habilitaron 17 MW solares: el Parque Solar Esquina (12 MW, Noreste) y San Pedro I – Coral (5 MW, Cuyo). Esa incorporación se vio más que compensada por una baja de 254 MW en turbinas de gas, de modo que la capacidad total se redujo en el mes.

La generación renovable fue de 2.280 GWh (+6%) y el 19,0% de la generación local, impulsada por la solar (493 GWh, +26%), mientras que la eólica (1.528 GWh) se mantuvo estable. Genneia fue el principal generador renovable del mes, con 451 GWh, seguida por YPF Luz (257 GWh). Aleph advierte que, en el ranking de activos, ningún parque eólico o solar figura entre los 25 mayores generadores del mes. Y que sumar potencia nominal no equivale a sumar energía: los factores de carga de agosto fueron menores que los de un año atrás.

MATER: CERCA DEL MÁXIMO HISTÓRICO

En el Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuentes Renovables (MATER) se comercializaron unos 987 GWh en agosto, un 42,4% más que en julio y a un precio promedio de 61,2 USD/MWh. El volumen quedó prácticamente al nivel del máximo histórico de octubre de 2025 (986,5 GWh). La potencia habilitada en el MATER llegó a 3.757 MW: 1.971 MW eólicos y 1.785 MW solares. De la capacidad incorporada en 2026, unos 453 MW fueron solares, el 92% del crecimiento neto.

El informe marca también una brecha entre la potencia asignada y la habilitada: de 3.966,5 MW con Prioridad Plena habilitaron 2.345,5 MW (59%), y de 3.900,7 MW con Prioridad Referencial A, solo 1.035,8 MW (27%). La capacidad pendiente de desarrollo supera los 4.400 MW. Esos proyectos aún deben completar financiamiento, construcción, habilitación comercial y, en su caso, obras de transporte.

EL VERANO: ENERGÍA DE SOBRA EN EL PROMEDIO, POTENCIA JUSTA EN EL PICO

Aleph destaca que CAMMESA espera que el alivio hidráulico continúe en el verano. Su Programación Estacional proyecta un aumento de 35,9% en la generación hidráulica media, con una participación que pasaría de 17,8% a 23,6%, mientras que la térmica bajaría al 47,9%. El Niño alcanzaría su mayor intensidad hacia diciembre y sus efectos podrían extenderse hasta marzo o abril. Si se cumple, el costo marginal medio rondaría los 37,5 USD/MWh y el Spot tendría un costo monómico de 56,5 USD/MWh, inferior a los 64,8 USD/MWh de la energía asignada antes del transporte.

El informe es cauto: el verano tendrá un pico previsto de 32.000 MW y necesitará unos 2.090 MW de importaciones o recursos adicionales. Puede sobrar energía en el promedio y faltar potencia en el pico. El riesgo sería, según Aleph, confundir un verano húmedo con una solución estructural.

PROYECTOS: ALMACENAMIENTO Y SOLAR, EN CONSTRUCCIÓN

Según la última reprogramación trimestral de CAMMESA, hasta fines de octubre de 2026 se prevé el ingreso de unos 773 MW: 544 MW de generación y 229 MW de baterías. De la generación, 534 MW son renovables (210 MW eólicos y 324 MW solares). Las baterías corresponden a BESS Chingolo (24 MW), Costanera (55 MW) y Nuevo Puerto (150 MW), del programa ALMA GBA.

Entre los proyectos en construcción con ingreso en 2026, el informe menciona el Parque Solar El Quemado (300 MW, YPF Luz), el Parque Eólico Aluar Etapa V (336 MW) y los parques solares Anchoris, San Rafael y San Juan Sur, de Genneia. Aleph contabiliza 1.829 MW con ingreso previsto en 2026, 1.142 MW en 2027 y 200 MW en 2028. En cartera hay más de 90 proyectos, y los de mayor inversión son las centrales nucleares Atucha IV y Atucha III, con estimaciones de 9.000 y 8.300 millones de dólares.

TRANSICIÓN: LA BRECHA ENTRE EL OBJETIVO Y LA EJECUCIÓN

En su capítulo de transición energética, el informe recuerda que la nueva Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC 3.0) de Argentina fija un objetivo de 375 MtCO2e. Señala que, según organismos internacionales, el país está fuera de trayectoria respecto de su meta 2030 con las políticas actuales. Sobre el impuesto al carbono, vigente desde 2018, indica que su valor real se licuó por los congelamientos de actualizaciones y que, según la OCDE, solo el 17,9% de las emisiones del país enfrenta una señal de precio positiva una vez descontados los subsidios.