El costo de la desregulación eléctrica - Agosto 2026
18 de agosto de 2026
Cómo el intento de desregulación del Gobierno nacional terminó encareciendo la generación eléctrica y trasladando el costo a familias e industrias.
En 2025, el Ministerio de Desregulación, junto con la Secretaría de Energía, desarrolló cuatro reformas sucesivas del mercado eléctrico, presentadas como una desregulación orientada a introducir precios de mercado en las facturas de luz. Sin embargo, el mercado eléctrico argentino funciona dentro de un conjunto de reglas regulatorias que determinan cómo se calculan los costos y cómo se remunera la generación. En 2025 y 2026, varias de esas reglas fueron modificadas y, en lugar de cumplir la promesa de reducir el costo de la energía, terminaron elevándolo. El resultado fue paradójico: los usuarios y las industrias pagan más, pero siguen sin cubrir el costo total de la energía, mientras el Estado continúa subsidiando la diferencia.
Desde su asunción, el Gobierno nacional prometió "implementar esquemas tarifarios realistas que no afecten el bolsillo de los argentinos" (La Libertad Avanza, Plan de Gobierno, 2023-2027). Sin embargo, desde diciembre de 2023, el agua, la luz y el gas acumularon aumentos muy por encima de la inflación. Hasta hoy, en el AMBA, la canasta de servicios públicos (luz, gas, agua y transporte) se incrementó un 966% (IIEP, Informe #40).
Con ese nivel de aumento en lo que pagan los hogares argentinos, lo esperable habría sido que los costos de la energía fueran cubiertos. Sin embargo, lo que pagan los usuarios no llega a cubrir el costo de lo que el sistema reconoce por la energía porque cada vez que esta brecha se reduce, el Gobierno vuelve a emitir regulaciones que suben los costos. Así, el valor de la energía vuelve a aumentar, y ese costo termina en dos lugares: en la factura que le llega a los usuarios y en los subsidios que debe cubrir el Tesoro Nacional.
Gráfico 1. Costos del sistema eléctrico y cobertura de usuarios (USD/MWh)
Enero 2024 - junio 2026.
Fuente: Fundación Encuentro en base a Cammesa.
Como se ve en el gráfico, en enero de 2024, lo que los usuarios pagábamos en nuestras facturas no cubría los costos de la energía, producto de la fuerte devaluación de diciembre de 2023. Pese a los sucesivos tarifazos posteriores, la cobertura de los usuarios se mantiene estancada entre el 50% y el 65% del costo total: cada vez que sube la tarifa y el nivel de cobertura, vuelven a subir los costos que el Gobierno reconoce al sistema, y la brecha que cubre el Estado vía subsidios no se cierra.
En consecuencia, los subsidios a la energía crecieron 69% nominal (30% en términos reales) interanual a julio de 2026, y ya representan el 76% de todo lo que el Estado transfiere en subsidios de energía y transporte. Las transferencias a Cammesa, la empresa encargada del despacho de energía, representan la partida más relevante del sector y aumentaron 114% nominal (62% real), en el mismo periodo desde 2025. En el primer semestre de 2026, el Estado ya había transferido USD 2.147 millones en subsidios energéticos, un 80% más que en el mismo período de 2025 (Louatalot, 2026). Si la tendencia sigue, el año podría cerrar por encima de los USD 3.500 millones.
De este modo, los usuarios terminan pagando la energía dos veces: una en la factura, otra en los impuestos que cubren el subsidio.
El aumento de la energía no lo fijó el mercado
El Gobierno repite que el precio de la energía lo fi ja el mercado y que, después de años de tarifas artificialmente baratas, "hay que pagar lo que sale". Ese fue el argumento que los llevó a presentar una agenda de “desregulación” de la energía en diciembre de 2023. Sin embargo, la desregulación anunciada no solo incumplió la promesa de eliminar la intervención regulatoria sobre el funcionamiento del mercado eléctrico sino que, además, encareció los costos de generar energía.
El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) funciona dentro de un conjunto de normas regulatorias que determinan cómo se declaran los costos, cómo se remunera la potencia y la energía, cómo se asignan los combustibles y cómo se define el despacho. Esas reglas las fi ja el Estado, a través de resoluciones de la Secretaría de Energía. Por eso, la mayor parte del aumento del último año no viene del mercado actuando libremente ni del conflicto internacional que disparó los precios del petróleo, sino de decisiones regulatorias tomadas por este gobierno que, al revés de lo prometido, terminaron por aumentar lo que el sistema reconoce como costo de la energía, y cargando estos costos sobre los usuarios residenciales y las industrias.
Casi un año después de la autodenominada “desregulación”, ya se observan sus consecuencias.
El paso a paso de la desregulación
Los efectos de la desregulación ya se ven. En el primer semestre de 2026, el costo de generar electricidad promedió unos USD 90 por MWh, frente a los aproximadamente USD 68 de un año antes (según datos de CAMMESA). En junio y en julio, en lo que se llama el mercado spot, llegamos a superar los costos de generación de Chile, país vecino que no cuenta con gas natural propio.
Ese costo es la base sobre la que se calcula cuánto van a pagar los usuarios en las boletas de luz y cuánto va a ser cubierto por subsidios. Cuando este valor sube en dólares, sube todo lo que viene después: la factura y/o el subsidio del Estado. Pero, ¿por qué subió tanto la energía este año?
EL GOBIERNO AMPLIÓ EL MARGEN PARA DECLARAR COSTOS DE GENERACIÓN
La Resolución 400/2025 cambió cómo se remunera a las centrales térmicas. Antes, el Estado fi jaba un precio de referencia para el combustible. Ahora, los generadores que gestionan su propio combustible declaran cada quince días su Costo Variable de Producción (CVP), y ese valor puede ubicarse hasta un 25% por encima del precio de referencia. El cambio modifica el techo regulatorio dentro del cual esos costos pueden ser reconocidos por el sistema. Eso ha aumentado en la práctica el costo declarado por las centrales.
LA PRIVATIZACIÓN DE LAS HIDROELÉCTRICAS DEL COMAHUE VINO CON COMPROMISO DE AUMENTAR SU REMUNERACIÓN
El Gobierno concesionó por 30 años las cuatro represas del Comahue (Alicurá, El Chocón-Arroyito, Cerros Colorados-Planicie Banderita y Piedra del Águila), recaudando USD 707 millones por la firma de los contratos en diciembre de 2025. Según el Artículo 9° del pliego de licitación, durante los primeros dos años el 95% de la energía generada se vende a un precio regulado de entre USD 15 y 20 por MWh, muy por encima de lo que costaba esa misma energía bajo gestión estatal. Y ese es todavía un precio “protegido”, ya que la concesión les permite ir aumentando el precio que cobran a lo largo de los años. Los concesionarios reciben así una remuneración creciente obligatoria sobre activos hidroeléctricos que fueron construidos y financiados con inversión pública.
YACYRETÁ: AUMENTOS COMO RESULTADO DE UNA PROMESA DEL PRESIDENTE A PARAGUAY
Yacyretá es una represa binacional (Argentina-Paraguay), de las que produce la energía más barata del país. Argentina depende de Yacyretá para asegurar su abastecimiento eléctrico. En este escenario Energía Argentina S.A. (ENARSA) opera como agente comercial de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY) ante el Mercado Eléctrico Mayorista. Hasta el 10 de junio de 2025 Yacyretá se remuneraba mediante dos componentes en pesos –"Remuneración Base de Potencia Disponible" y "Remuneración por Energía Generada"– actualizados mes a mes por resoluciones sucesivas desde noviembre de 2023. A partir del 11 de junio de 2025, la Resolución 288/2025 unificó ambos conceptos en un solo valor: USD 28 por MWh.
Este aumento fue resultado de la visita de Milei a Paraguay en abril de 2025, donde acordó revisar la tarifa de Yacyretá, formalizado luego en el Decreto 303/2025. La promesa de Milei redunda en una transferencia que beneficia de manera directa a Paraguay: aunque el país es dueño del 50% de Yacyretá, en la práctica solo usa en promedio un 10% de la energía que le corresponde (se abastece principalmente de Itaipú). El 90% restante se lo "cede" a Argentina, y por esa cesión cobra una compensación calculada a la misma tarifa. Así, el salto de aproximadamente USD 17 a USD 28 por MWh encarece la energía que Argentina consume, y aumenta directamente las transferencias a Paraguay.
LA ASIGNACIÓN DEL GAS DE VACA MUERTA Y EL FRENO DE LA OBRA PÚBLICA ENCARECIERON EL ABASTECIMIENTO DE LAS CENTRALES
En 2023, Cammesa financió, a través de un contrato de transporte a 35 años con Enarsa, parte de la capacidad del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) para que ese gas se destinara a centrales térmicas y reemplazar así los combustibles líquidos importados que hasta ese momento tenía que comprar. En paralelo, el entonces gobierno nacional había adjudicado, en noviembre de 2023, la licitación TerConf para sumar 3.340 MW de potencia térmica más eficiente y más barata al sistema (una inversión de unos USD 4.000 millones). En julio de 2024, el nuevo gobierno dejó sin efecto esa adjudicación mediante la Resolución 151/2024.
El costo de generación no bajó de forma lineal ni se mantuvo estable: la serie tiene un componente estacional marcado, con mínimos hacia fi n de año y máximos en el invierno. Pero comparando el mismo mes contra el mismo mes de años distintos, se ve una suba gradual del piso: el pico de julio pasó de 89,5 USD/MWh en 2023 a 91,5 en 2024 y a 99,2 en 2025 –el valor más alto de toda la serie–. No es un quiebre único en junio de 2025, es el efecto acumulado de las sucesivas resoluciones que fueron cambiando las reglas de remuneración a lo largo de estos tres años, sobre una base estacional que ya era exigente de por sí.
El efecto se nota en la serie: desde julio de 2023 y durante buena parte de 2024, el precio monómico de generación se mantuvo relativamente contenido, sin volver a los niveles previos a la obra. Ese margen se sostuvo, con altibajos estacionales, hasta mayo de 2025. A partir de ahí el costo se dispara: en junio de 2025 entra en vigencia la Resolución 288/2025, que fi ja un nuevo valor para la energía de Yacyretá, y el precio monómico salta a 91,5 USD/MWh ese mes y a 99,2 USD/MWh en julio, los dos valores más altos de toda la serie. La misma infraestructura que había bajado el costo de la energía siguió en pie; lo que cambió fueron las reglas con las que se remunera la generación.
Pero ese gas que se iba a destinar a generar electricidad más barata terminó yendo, en los hechos, a la demanda residencial de gas. La asignación prioriza a los hogares, y las centrales eléctricas quedan más expuestas a fuentes de gas más caras o a combustibles líquidos en los picos de demanda. El sistema eléctrico pagó por ampliar el gasoducto para tener gas propio y barato y mejor generación, pero ese gas terminó en los hogares que cubren al 68% de la población, mientras se frenaron las obras que permitirían llevar más gas desde Vaca Muerta a más familias y a las centrales.
Entonces, aquellos hogares que no tienen gas natural terminan triplemente castigados: el Gobierno frenó las obras que iban a llevarles gas a menor costo, pagaron igual el financiamiento del GPNK a través de su factura de luz, y hoy pagan tarifas eléctricas más caras porque ese mismo gas no llegó a las centrales que lo iban a usar.
Al respecto, vale aclarar que a agosto de 2026 el Gobierno ha anunciado que volverá a realizar una licitación como la TerConf. Solamente que será dos años más tarde y, según estimaciones del mercado, más cara.
Cada uno de estos mecanismos tiene una explicación regulatoria distinta: uno reordena cómo se financia una central pública, otro crea una renta nueva para concesionarios privados, otro amplía el margen de declaración de costos térmicos, y otro decide qué gas es prioritario y frena la potencia nueva que iba a bajar el costo. Pero los cuatro tienen un efecto común: bajo el manto de una desregulación, elevan el costo que el sistema reconoce por la energía y que debe trasladarse a las facturas de luz o ser pagado mediante transferencias del Tesoro.
Conclusiones
En apenas un año, cuatro decisiones regulatorias distintas encarecieron el costo de generar energía. No fue el mercado el que lo hizo. Fue el resultado de decisiones de gobierno: una resolución de tarifas, una privatización, un acuerdo diplomático y un cambio en las reglas de despacho. Antes de cerrar, vale la pena descartar la otra explicación que ofrece el Gobierno para el aumento: la guerra en Medio Oriente.
La guerra encareció el gas licuado importado que se usa para completar el abastecimiento de invierno. Pero ese gas importado es una porción acotada del total de la energía que se genera en el país. La mayor parte sale de fuentes hidroeléctricas, nucleares y térmicas con gas doméstico, no de GNL importado. Por eso, cuando se traslada al costo total del sistema, el impacto es mucho menor y no alcanza para explicar un salto de esta magnitud en el costo del
sistema.
El aumento en las facturas que vemos no es el resultado de una elección individual, como sugería la frase del vocero presidencial, que propuso que la gente se abrigue mejor. Cuando el costo de la energía aumenta por decisión regulatoria, el impacto se distribuye entre hogares, industrias, comercios, provincias enteras y el Estado. Aunque te abrigues más, vas a pagar más caro.
Si el Gobierno volcara a las boletas todo lo que encareció la energía, para dejar de subsidiar, los hogares verían aumentos muy superiores a los que hoy pagan (de entre 30% y 100% dependiendo del consumo y tipo de usuario), que ya resultan imposibles para muchas familias y empresas. Como hacerlo se traduciría en un tarifazo aún más impagable, el Gobierno lo tapa con subsidios que este año podrían superar los 3.500 millones de dólares.
Referencias
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https://www.lapoliticaonline.com/energia/costo-energia/
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