Iprofesional 25-08-2026 El Estado nacional cubrió el 65 por ciento del costo real de la energía eléctrica durante julio, alcanzando el nivel de subsidios más alto en lo que va del año y borrando todos los ajustes tarifarios realizados en lo que va de 2026.

Según un informe elaborado por RICSA Alyc, el incremento de subsidios se explica por la disparada en los costos de generación que superó por completo la recomposición tarifaria del primer cuatrimestre y dejó las cuentas públicas en una situación más exigida que a comienzos de 2026.

Detrás de este estancamiento en la actualización de los cuadros tarifarios hay una decisión política del Gobierno de no trasladar el salto en los costos de generación a las facturas para evitar un impacto directo sobre el Índice de Precios al Consumidor (IPC). En plena batalla por retomar el sendero de desaceleración inflacionaria y alcanzar el ansiado "cero mensual", las tarifas de los servicios públicos volvieron a actuar como ancla de los precios.

A este factor fiscal se le suma la fragilidad del bolsillo, y la conducción económica buscó evitar una mayor afectación sobre el poder adquisitivo de los ingresos familiares, fuertemente golpeados por la recesión y el proceso de reordenamiento macroeconómico en curso.
El usuario hoy paga solo el 35 por ciento de lo que vale la energía

Se trata del tercer mes consecutivo en que el peso del subsidio vuelve a ampliarse. La cobertura que abona el usuario residencial promedio cayó al 35 por ciento, lo que significa que el Tesoro debe hacerse cargo del 65 por ciento restante. El fenómeno no ocurrió porque se hayan reducido las tarifas en los hogares, sino porque el costo real de referencia del sistema saltó un 34 por ciento en un solo mes, al pasar de $166.180 a $222.585 por MWh.

La dinámica de los primeros meses del período mostraba una trayectoria opuesta, dado que entre enero y abril, la porción del costo cubierta por subsidios en el segmento Residencial Promedio se había achicado de manera gradual desde el 44 por ciento hasta tocar un piso del 31 por ciento, empujada por la actualización de los cuadros tarifarios.

Sin embargo, a partir de mayo la tendencia se revirtió bruscamente -escalando al 46 por ciento en mayo, 54 por ciento en junio y 65 por ciento en julio-, desandando el camino recorrido y dejando al descubierto la vulnerabilidad del esquema frente al salto en los costos de generación.
Los subsidios son resultado de la suba en los precios

El incremento acelerado en los costos del sistema respondió a factores estacionales de consumo invernal y al contexto energético internacional. Durante julio, el precio spot del Mercado Eléctrico Mayorista se ubicó en 168,6 u$s/MWh, explica el trabajo de RICSA.

Aunque experimentó un descenso del 11 por ciento respecto del pico registrado en junio (189,1 u$s/MWh), se consolidó como el segundo valor más elevado desde 2022, afectado por el encarecimiento global de los combustibles a raíz de las tensiones bélicas en Medio Oriente. A su vez, el costo monómico del mercado spot resultó un 80 por ciento más elevado que el de la Generación Asignada regulada (93,9 u$s/MWh).

En cuanto a la demanda, el sistema eléctrico de la Argentina registró un consumo total de 13.063 GWh en julio, lo que representó una leve suba del 1,3 por ciento interanual, y el factor climático explicó parte de este comportamiento.

La temperatura media en el Gran Buenos Aires se ubicó en 12,5 °C (+0,2 °C frente a julio de 2025 y +1,3 °C respecto del promedio histórico), impulsando una mayor demanda de calefacción residencial sin llegar a generar picos desmedidos. Del total demandado, los usuarios residenciales cubiertos explicaron el 51 por ciento, mientras que el sector no residencial no cubierto representó el 20 por ciento.
Qué regiones incrementaron su consumo

El reporte señala, además, un desempeño sumamente dispar a nivel geográfico y mientras que la Región Patagónica lideró la expansión del consumo con una suba interanual del 11,6 por ciento (685 GWh) y el Noreste creció un 7,8 por ciento (789 GWh), el Gran Buenos Aires -que concentra cerca del 40 por ciento de la demanda del país- fue la única zona del territorio nacional que mostró una retracción, con una caída del 1,1 por ciento interanual (5.170 GWh).

Por el lado de la oferta, la generación local alcanzó los 12.629 GWh. La matriz eléctrica estuvo abastecida mayoritariamente por parque térmico, que representó el 52,5 por ciento del total producido con 6.627 GWh (+1,9 por ciento interanual).

Sin embargo, el dato destacado del mes fue la generación hidráulica de más de 50 MW, que trepó un 22,9 por ciento interanual al pasar de 2.636 a 3.238 GWh. Este repunte en las represas permitió absorber parte del consumo y compensar la drástica caída en las importaciones de energía, que cayeron un 32,3 por ciento interanual (de 1.328 a 898 GWh).

Las fuentes renovables en su conjunto (sumando la gran hidroelectricidad) alcanzaron una participación del 39,8 por ciento en la producción local. Dentro de las tecnologías no convencionales, la solar creció un 13,5 por ciento interanual (365 GWh), contrarrestando la caída de la eólica, que retrocedió un 20,7 por ciento respecto al mismo mes del año anterior.

Asimismo, la energía nuclear aportó el 7,7 por ciento de la electricidad del país, registrando un alza del 9,0 por ciento interanual. Durante el mes, el sistema incorporó 167 MW en nuevas habilitaciones comerciales distribuidas en parques solares y eólicos en La Rioja, Chaco, Corrientes y la provincia de Buenos Aires.