Las razones que explican el salto en subsidios energéticos del semestre pese al ajuste de tarifas

La intención del Gobierno nacional de reducir progresivamente las transferencias estatales hacia el sector energético quedó condicionada por la evolución de los costos de generación. Durante la primera mitad de 2026, los subsidios energéticos en la Argentina escalaron a US$2.147 millones, cifra que representó un salto del 80% frente a los US$1.195 millones registrados en el mismo período de 2025.

Este incremento neto de US$952 millones reflejó una brecha lógica si se analizan los fundamentos del mercado entre la evolución de los costos reales del sistema eléctrico y la velocidad de su traslado a las boletas abonadas por los usuarios residenciales y comerciales. Es que además de razones técnicas, hay cuestiones políticas que atender referidas a decisión de contener el efecto inflacionario de los servicios públicos y no debilitar aún más los presupuestos hogareños.

Según el reciente informe de la consultora Economía & Energía, dirigida por el economista Nicolás Arceo, la causa estructural de esta expansión fiscal no radicó en un congelamiento deliberado de tarifas, sino en un marcado encarecimiento del costo mayorista de la energía que el Gobierno cubrió solo de forma parcial.

En el segmento residencial, mientras que el costo medio de abastecimiento trepó a US$89 por MWh en el primer semestre de 2026 (frente a US$74 en 2025), el precio estacional promedio transferido a la demanda se ubicó en US$51 por MWh. Como consecuencia directa, la brecha exigió un subsidio de US$38 por MWh, un aumento de US$9 por MWh respecto al nivel acumulado un año atrás.

Un fenómeno aún más marcado ocurrió en la categoría comercial e industrial menor. En este segmento, el costo promedio de la energía trepó a US$91 por MWh, registrando una suba interanual de US$17. Sin embargo, el precio estacional de referencia cayó a US$68 por MWh, provocando que el subsidio promedio por MWh se disparara de US$4 a US$23 por MWh, es decir, un incremento del 475% en la asistencia estatal por unidad consumida.

Así, la cobertura tarifaria sobre los costos reales se redujo del 96% al 75% en los comercios, y del 60% al 58% en las viviendas, resalta el trabajo de la consultora. Pero para comprender el origen de este sobrecosto de generación en la Argentina, resulta indispensable desagregar la dinámica de los insumos y la reconfiguración regulatoria del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

El aumento de los costos mayoristas

Durante los primeros seis meses del año, el costo de la Generación Asignada -destinada al consumo residencial y comercial- promedió US$90 por MWh, registrando una suba del 21% respecto al costo monómico de 2025. Por su parte, en el Mercado Spot el precio medio trepó a US$96 por MWh (+29%), alcanzando picos invernales de US$189 por MWh en junio debido al requerimiento de combustibles líquidos y gas natural licuado (GNL).

El principal motor de esta escalada provino del frente térmico, impulsado por la volatilidad internacional. El costo de los combustibles para la generación eléctrica aumentó un 26% interanual, equivalente a US$12 por MWh adicionales. Dos vectores confluyeron en este resultado. En primer lugar, la cotización internacional del GNL escaló a US$16 por MMBTU (+30%), directamente impactada por la volatilidad geopolítica y el conflicto en Medio Oriente. A nivel local, el precio del gas importado trepó de US$14 a US$22,7 por MMBTU (+58%).

En segundo lugar, se produjo un cambio forzado en la matriz de abastecimiento, ya que al destinarse un mayor volumen de gas natural de producción nacional a las distribuidoras de red para cubrir los picos residenciales de invierno, las centrales térmicas debieron recurrir a una mayor proporción de GNL (+44% en volumen) y combustibles alternativos (gasoil y fueloil), sensiblemente más costosos.

El impacto de la reforma eléctrica

A esta tensión de insumos se sumaron factores contractuales e institucionales. La remuneración reconocida a la generación hidroeléctrica aumentó como resultado de la renegociación del acuerdo con Paraguay por Yacyretá (la hidroeléctrica binacional pasó de US$20 a US$27 por MWh) y las nuevas concesiones de las represas del río Comahue.

Asimismo, las importaciones de energía eléctrica desde Brasil durante mayo y junio mostraron un fuerte encarecimiento, pasando de US$92 a US$135 por MWh. Finalmente, la propia reforma del MEM -que dividió la demanda entre Mercado Asignado, Spot y Mercado a Término (MAT)- introdujo la Renta Marginal Adaptada (RMA), que promedió US$7 por MWh para los generadores térmicos, agregando mayor presión sobre el precio de la oferta.

La dinámica fiscal resultante genera severos interrogantes sobre la meta presupuestaria del Poder Ejecutivo para el conjunto de 2026. Del total de US$2.147 millones devengados en el semestre, el 73% (US$1.567 millones) se canalizó hacia la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), registrando un alza del 78% interanual.

El saldo restante fue absorbido fundamentalmente por ENARSA (US$380 millones, con una suba de US$210 millones impulsada por la compra de barcos metaneros) y los programas de estímulo a la producción de gas.

Puesto en perspectiva, CAMMESA consumió en apenas seis meses más del 82% de la partida anual de US$1.910 millones estipulada en la Ley de Presupuesto 2026. Para restablecer los niveles de cobertura tarifaria del año previo, las autoridades deberían aplicar un ajuste inmediato de al menos 22% en los precios estacionales, un dilema técnico y político de compleja resolución.