En los primeros seis meses de 2026, el Estado nacional devengó USD 2.147 millones en subsidios al sector energético, el primer rebote significativo tras dos años consecutivos de caída, aunque el nivel se mantuvo todavía por debajo de los USD 3.035 millones transferidos en el primer semestre de 2024, el nivel más alto de la gestión del presidente Javier Milei.
El dato surge de un informe de la consultora Economía & Energía (E&E), que relevó el comportamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) durante el período y advirtió que el aumento en el costo de la energía se trasladó solo de forma parcial a los usuarios.
La cifra correspondiente a los primeros seis meses del año representa un salto del 80% frente al mismo período de 2025, cuando los subsidios habían tocado un piso de aproximadamente USD 1.195 millones. La distancia respecto de ese piso es de casi USD 952 millones, y, según consigna el propio informe, más del 70% del incremento se canalizó a través de transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), el organismo que administra las transacciones del sistema eléctrico.
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Los números de los últimos cuatro años permiten dimensionar el quiebre de tendencia. En el primer semestre de 2023, último año de la gestión anterior, las transferencias al sector energético alcanzaron los USD 5.776 millones. Con la llegada de Milei al poder, esa cifra se redujo casi a la mitad en 2024, cuando los subsidios del primer semestre totalizaron USD 3.035 millones, una caída del 47% interanual. La baja continuó en 2025 hasta el piso ya mencionado. En los primeros seis meses de 2026 esa curva se invirtió por primera vez.
Las razones detrás del incremento de los subsidios
El detonante del rebote fue el costo de la energía, que trepó a un promedio de 90 USD/MWh durante el primer semestre, unos 15 USD/MWh y un 20% por sobre el nivel del mismo período de 2025.
Ese encarecimiento respondió a tres factores combinados, según el informe: el mayor costo de la generación térmica por el alza en el precio de los combustibles, el precio más elevado reconocido a la generación hidroeléctrica y el encarecimiento de las importaciones eléctricas, especialmente pronunciado en mayo y junio.
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El costo de los combustibles para generación subió 26% interanual, traccionado por el encarecimiento del gas natural licuado (GNL) importado en el marco del conflicto en Medio Oriente y por un cambio en la matriz de abastecimiento, con mayor participación de combustibles alternativos de precio más elevado.
Brecha entre costo y tarifa
La brecha entre costo y tarifa es el centro del problema. En el segmento residencial, el costo de la energía promedió 89 USD/MWh, pero el precio estacional que abonó la demanda fue de 51 USD/MWh. La diferencia de 38 USD/MWh la cubrió el Estado, USD 9 más por unidad que en el mismo período del año anterior.
En el segmento comercial, la situación fue más pronunciada: el costo llegó a 91 USD/MWh mientras el precio estacional cayó a 68 USD/MWh, lo que implicó un subsidio promedio de 23 USD/MWh, con un incremento interanual de 19 USD/MWh.
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¿Paradoja?
La paradoja que expone el informe de E&E es que este aumento en las transferencias del Estado convive con un desempeño exportador récord del sector. En el primer semestre de 2026, el saldo comercial energético de Argentina alcanzó los USD 5.950 millones, el 43% del superávit comercial total del país, contra USD 3.743 millones en el mismo período de 2025.
Las exportaciones energéticas crecieron 42,5% interanual hasta los USD 7.619 millones. El crudo lideró ese resultado con ventas externas por USD 4.693 millones —un 48% más que un año atrás—, impulsadas por una expansión de volúmenes a 309.000 barriles diarios (+25% interanual) y precios favorables de USD 84 por barril (+18% interanual).
Desde su asunción, el Gobierno sostuvo que los consumidores —ya sea residenciales o industriales— debían pagar el costo real de la energía. De hecho, llevó a cabo la reforma estructural del MEM que se puso en marcha a fines de 2025, con la creación de tres segmentos de transacción: Mercado Asignado, Mercado Spot y Mercado a Término (MAT).
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Uno de los objetivos declarados de esa reforma era dinamizar la contractualización en el MAT, pero los bajos precios del Mercado Spot durante los primeros meses del año desalentaron ese proceso. Como resultado, en el primer semestre de 2026 el MAT representó apenas el 12% de la oferta eléctrica, mientras que la Generación Asignada y el Spot concentraron el 49% y el 39%, respectivamente. El fuerte aumento del precio Spot en el invierno —que llegó a 189 USD/MWh en junio— podría reactivar la contractualización en los próximos meses, según estima el informe.
La deuda pendiente: infraestructura de transporte
La deuda pendiente del sector está en la infraestructura de transporte. El Gobierno nacional trasladó al sector privado el financiamiento de nuevas obras de transporte de electricidad y gas natural, pero los dos sistemas presentan asimetrías que podrían condicionar su expansión.
En el transporte eléctrico, el concesionario privado asume el riesgo de financiamiento y construcción, y recupera la inversión a través de una tarifa que pagan los usuarios beneficiarios de la obra. La Secretaría de Energía identificó tres obras prioritarias en los corredores AMBA —que concentra el 40% de la demanda nacional—, Patagonia y Centro, aunque el llamado a licitación aún está pendiente.
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Con el gas es diferente
En el transporte de gas, la lógica es diferente y más compleja. Sin un agregador como Cammesa que garantice el recupero de la inversión, la viabilidad económica de las obras depende de la posibilidad de trasladar su costo pleno a los cuadros tarifarios. El informe de E&E advierte que las asimetrías entre ambos sistemas podrían impedir que el mercado asigne eficientemente los recursos y condicionar el desarrollo de nueva infraestructura en los próximos años. Un dato que ilustra el potencial de esa infraestructura: desde su puesta en marcha en 2023 hasta abril de 2026, el Gasoducto Perito Moreno generó ahorros acumulados por USD 2.327 millones en sustitución de importaciones de combustibles líquidos y GNL, una cifra que ya compensó la inversión inicial financiada por el Estado y organismos multilaterales de crédito.