Presupuesto 2027: el Gobierno se juega un pleno al súper dólar petrolero para sostener el equilibrio fiscal

El capítulo energético del proyecto de Presupuesto 2027 se consolida como uno de los motores del ordenamiento fiscal del Gobierno, al establecer el retiro definitivo del Estado en el financiamiento de subsidios y en la ejecución de infraestructura hidrocarburífera y eléctrica. De acuerdo con un análisis técnico elaborado por el consultor senior en energía Nicolás Taiariol, la propuesta migra desde un modelo de transferencias directas hacia un esquema de precios de mercado ajustados a costos reales e incentivos a la inversión privada.

El pilar más fuerte de este programa consiste en la reducción drástica de los subsidios a la energía eléctrica y al gas natural, cuyas partidas directas a la demanda exhiben una caída real superior al 70%. La estrategia busca empujar la tarifa final hacia la convergencia con los costos reales de generación, producción y transporte, manteniendo únicamente coberturas focalizadas para los sectores comprendidos en el decil de menores ingresos.

Este reordenamiento de los desembolsos públicos varía la dinámica de la industria hidrocarburífera upstream y midstream. El presupuesto consagra la eliminación de toda fijación discrecional de precios en boca de pozo, orientando el valor doméstico del petróleo y el gas a la paridad de exportación (export parity).

Si bien se mantiene el Plan Gas.Ar para honrar las rondas vigentes hasta 2028, la partida presupuestaria destinada a este programa de estímulo experimenta una caída superior al 60% en términos reales, dado que el mayor costo del fluido es absorbido directamente por las tarifas que pagan los usuarios. Para los hogares no conectados a la red de gas, el Programa Hogar mantendrá transferencias para la adquisición de garrafas de GLP, aunque sufrirá una caída en términos reales a raíz de una mayor focalización en sectores de extrema vulnerabilidad.

En paralelo, las tareas de exploración offshore -como la convocatoria internacional para el bloque CAN200- y los proyectos de desarrollo en la Cuenca Marina Austral (como Fénix) registrarán un gasto público de $0, ejecutándose 100% bajo el riesgo de capital privado.

Impuestos y biocombustibles

Un elemento de alta significación técnica y fiscal son las proyecciones asociadas a los tributos que gravan a los combustibles. La recaudación proyectada del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC) registrará un incremento del 59,3% nominal, alcanzando los $12,2 billones.

Este salto -que triplica la inflación proyectada del 18%- responde al proceso de descongelamiento y regularización de las sumas fijas atrasadas en ejercicios anteriores. Como consecuencia, la participación de estos impuestos en el precio final de la nafta y el gasoil pasará de niveles históricos del 7% a superar el 20% (a precios actuales), trasladando presión tributaria directa al consumidor y elevando los costos logísticos del transporte terrestre de cargas y del sector agropecuario.

Por otra parte, el reporte contempla la utilización de excedentes de dicho fondo, proyectados en más de $113.000 millones para el ejercicio, en operaciones de colocación y gestión de activos financieros. En lo tocante a la regulación de biocombustibles, estos operan sin desembolsos directos del Tesoro ($0). El proyecto prevé un incremento de la tasa de mezcla obligatoria en surtidor de bioetanol al 15% y de biodiésel al 10%, al tiempo que plantea la apertura del mercado a las grandes empresas aceiteras integradas exportadoras para licitar volúmenes incrementales, eliminando la reserva exclusiva que poseían las pymes.

En materia de infraestructura de transporte eléctrico, el proyecto de ley convalida la eliminación de la asignación automática de fondos públicos para obras de expansión en líneas de transmisión de alta tensión dentro del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), fijando una partida de $0 para este rubro, al igual que en oleoductos y gasoductos.

La Secretaría de Energía y el ente regulador regularán las ampliaciones caso por caso, delegando la ejecución en el sector privado a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) o esquemas de PPP. El informe de Taiariol señala que este principio de gasto público cero asume que el mercado financiará redes de transporte masivo; sin embargo, estas obras poseen altas barreras de entrada y extensos plazos de amortización, lo que genera un riesgo real de saturación en las redes de 500 kV y la imposibilidad de evacuar nueva potencia renovable del NOA y la Patagonia.

La nómina de obras presupuestadas expone un nuevo sesgo operativo. Para la ampliación del Parque Fotovoltaico Cauchari en Jujuy (de 300 MW a 525 MW), no existirá desembolso del Tesoro Nacional y el financiamiento recaerá sobre un crédito provincial por USD 250 millones.

Obras, avales y privatizaciones

En tanto, las erogaciones directas del Tesoro se concentran en la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), con $2.000 millones para el Centro Atómico Constituyentes y $1.600 millones para la remediación ambiental en Sierra Pintada, Mendoza. A su vez, el proyecto hidroenergético Nahueve en Neuquén prevé un aval por USD 20 millones.

En cuanto a garantías estatales, el articulado habilita respaldos crediticios contingentes: se autoriza a ENARSA un cupo de avales de hasta USD 500 millones para respaldar contrataciones de suministro de gas en picos invernales, e INVAP contará con USD 300 millones para proyectos tecnológicos destinados a la exportación.

Paralelamente, el proceso de privatización alcanza a ENARSA, Nucleoeléctrica Argentina (NASA) y YCRT, incluyéndose la exención del Impuesto a las Ganancias en la liquidación de los fideicomisos de las centrales térmicas Vuelta de Obligado y Guillermo Brown para transferir su patrimonio sin costo fiscal antes de su venta. Por el lado de las renovables, los aportes al FODER caen más del 75% real, desplazando el desarrollo de potencia eólica y solar a contratos PPA entre privados dentro del MATER.

Entre las ausencias del texto, el informe de Taiariol remarca la falta de recursos para destrabar el cuello de botella en la red de alta tensión del SADI, la ausencia de partidas para concluir las represas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic en Santa Cruz, y la falta de aceleración financiera para los reactores CAREM-25 y RA-10.

Tampoco se detalla el gasto tributario derivado del RIGI en energía (estimado entre USD 2.900 y 3.200 millones anuales) ni se fija una partida para una Tarifa Social Federal Unificada.

En sus consideraciones finales, el consultor advierte que el esquema plantea vulnerabilidades de fondo y premisas optimistas. La quita masiva de subsidios traslada todo el costo marginal a los hogares e industrias, al tiempo que el aumento del ICL genera inflación indirecta. Asimismo, asumir que el capital privado financiará la totalidad del transporte eléctrico no contempla las barreras de entrada de la alta tensión, dejando a la macroeconomía expuesta ante la volatilidad de los precios internacionales del Brent y del TTF.