El encarecimiento de la generación eléctrica y de la importación de gas interrumpiuó un retroceso que se venía registrando desde 2024, pese a que el Gobierno avanza con un esquema que busca trasladar mayores costos a la demanda.
Los subsidios destinados al sector energético volvieron a crecer durante 2026. En los primeros seis meses del año, el Estado nacional devengó USD 2.147 millones, un incremento del 80% respecto del mismo período de 2025 y el primer rebote significativo después de dos años consecutivos de reducción.
El dato surge de un informe de Economía & Energía (E&E) sobre la evolución del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
El principal factor detrás del incremento fue el encarecimiento de la energía. Durante el primer semestre, el costo promedio alcanzó los USD 90/MWh, unos USD 15/MWh más que un año antes, equivalente a una suba del 20%.
Si bien el monto representa un salto importante frente a los USD 1.195 millones registrados en el primer semestre del año pasado, todavía se encuentra por debajo de los USD 3.035 millones transferidos durante los primeros seis meses de 2024, que habían constituido el máximo de la gestión de Javier Milei, que por entonces se iniciaba.
Durante el primer semestre de 2023, último año del gobierno anterior, las transferencias al sector habían alcanzado USD 5.776 millones.
Un año después se habían reducido 47%, hasta los USD 3.035 millones, y en 2025 volvieron a caer hasta el mínimo de USD 1.195 millones. En 2026, la tendencia se revirtió.
Más del 70% del aumento interanual de los subsidios se canalizó mediante transferencias a Cammesa, la compañía que administra las operaciones del mercado eléctrico mayorista.
El costo de generar electricidad volvió a subir
El principal factor detrás del incremento fue el encarecimiento de la energía. Durante el primer semestre, el costo promedio alcanzó los USD 90/MWh, unos USD 15/MWh más que un año antes, equivalente a una suba del 20%.
El informe identifica tres causas principales: el aumento del costo de la generación térmica asociado a los combustibles, un mayor precio reconocido para la generación hidroeléctrica y el incremento de las importaciones de electricidad, particularmente durante mayo y junio.
A su vez, el costo de los combustibles utilizados para producir electricidad aumentó 26% interanual.Entre los factores que incidieron estuvieron el encarecimiento del gas natural licuado (GNL) importado a partir del conflicto en Medio Oriente y una modificación en la composición del abastecimiento, con una mayor participación de combustibles alternativos de mayor precio.
El resultado fue una ampliación de la distancia entre el costo de producir la energía y lo que efectivamente pagaron los usuarios.
En el segmento residencial, el costo promedio llegó a USD 89/MWh, mientras que el precio estacional abonado por la demanda fue de USD 51/MWh. La brecha de USD 38/MWh quedó cubierta por el Estado, una diferencia que aumentó USD 9/MWh frente al primer semestre de 2025.
Para los usuarios comerciales, el costo promedio fue todavía mayor, de USD 91/MWh, contra un precio estacional de USD 68/MWh. El subsidio implícito alcanzó así los USD 23/MWh, USD 19 más que un año atrás.
Subsidios que conviven con el superávit energético
El aumento de las transferencias públicas se produce, al mismo tiempo, en un escenario de expansión de las exportaciones energéticas.
Durante el primer semestre, el sector generó un saldo comercial positivo de USD 5.950 millones, equivalente al 43% del superávit comercial total argentino. Un año antes había sido de USD 3.743 millones.
Las exportaciones energéticas crecieron 42,5%, hasta los USD 7.619 millones. El petróleo explicó buena parte de ese desempeño, con ventas externas por USD 4.693 millones, 48% más interanual.
Los volúmenes alcanzaron los 309.000 barriles diarios, con un crecimiento del 25%, mientras que el precio promedio llegó a USD 84 por barril, 18% superior.
La evolución se da mientras el Gobierno busca avanzar hacia un esquema en el que la demanda pague una proporción creciente del costo real de la energía.
En ese marco, a fines de 2025 comenzó la reforma estructural del MEM, que dividió las transacciones en Mercado Asignado, Mercado Spot y Mercado a Término (MAT).
Sin embargo, la estrategia de aumentar la contractualización tuvo un avance limitado. Los bajos precios del Spot durante buena parte del semestre redujeron los incentivos para cerrar contratos en el MAT, que concentró apenas el 12% de la oferta eléctrica. El 49% correspondió a Generación Asignada y el 39% al mercado Spot.
El escenario podría modificarse con el salto del precio Spot durante el invierno: en junio alcanzó los USD 189/MWh, un nivel que, según E&E, podría favorecer una mayor contractualización en los próximos meses.
El desafío que sigue: ampliar el transporte
El otro punto crítico para el sector es la infraestructura. El Gobierno trasladó al capital privado el financiamiento de nuevas obras de transporte eléctrico y gasífero, aunque ambos sistemas presentan mecanismos diferentes para recuperar las inversiones.
En electricidad, el concesionario privado debe asumir el financiamiento y la construcción, con recuperación mediante una tarifa abonada por los usuarios beneficiarios. La Secretaría de Energía identificó como prioritarios tres corredores: AMBA, que concentra cerca del 40% de la demanda nacional, Patagonia y Centro. Las licitaciones, sin embargo, todavía están pendientes.
En gas, la estructura es más compleja porque no existe un actor equivalente a Cammesa que asegure el recupero de la inversión. La viabilidad depende de que los costos puedan trasladarse íntegramente a las tarifas, una condición que, advierte E&E, podría dificultar la asignación eficiente de recursos y limitar nuevas obras.
Desde su entrada en operación en 2023 hasta abril de 2026, el Gasoducto Perito Moreno permitió acumular ahorros por USD 2.327 millones mediante la sustitución de combustibles líquidos y GNL importados. El monto ya superó la inversión inicial, financiada por el Estado y organismos multilaterales de crédito.
