El sector energético aportó el 43% del superávit comercial entre enero y agosto de 2026, impulsado por la producción récord de petróleo. En paralelo, el costo de generación eléctrica subió u$s28 por MWh en el invierno y los subsidios energéticos devengados alcanzaron u$s3.254 millones.
La Argentina registró un superávit comercial energético de u$s7.834 millones entre enero y agosto de 2026, equivalente al 43% del saldo comercial total del período, según el informe de septiembre de la consultora Economía & Energía (EyE). El resultado se sustentó en el aumento de las exportaciones de petróleo y la producción de Vaca Muerta, mientras que el abastecimiento eléctrico se encareció durante el invierno y los subsidios al sector aumentaron.
De acuerdo con el Monitor Oil & Gas de RICSA ALyC, la producción nacional de petróleo alcanzó en agosto los 936.800 barriles diarios, un 14% más que un año antes. Vaca Muerta aportó 670.202 barriles diarios, aproximadamente el 72% del total nacional, con un crecimiento interanual del 28%. La producción argentina quedó a 63.200 barriles diarios del millón.
Las exportaciones de crudo acumularon u$s6.625 millones en los primeros ocho meses, con un incremento interanual del 54,7%. En agosto, las exportaciones energéticas sumaron u$s1.494 millones, un 41,2% más interanual. Dentro de ese total, los ingresos por crudo llegaron a u$s903 millones, con un aumento del 30,9%. Las cantidades exportadas crecieron 10,6% y el valor por tonelada avanzó 18,4%. Respecto de julio, los ingresos por exportaciones de crudo cayeron 11,5% por una reducción del volumen vendido.
El rubro Combustibles y Energía registró exportaciones por u$s10.667 millones entre enero y agosto, un incremento interanual del 49%, el mayor entre los grandes grupos exportadores, según EyE. El aumento se explicó por una suba del 15% en los precios y del 27% en las cantidades.
En el mercado eléctrico, EyE registró un costo promedio de generación de u$s123 por megavatio hora (MWh) entre junio y agosto, unos u$s28 por encima del invierno anterior. Los combustibles explicaron cerca de u$s20 por MWh del aumento, tanto por su encarecimiento como por una mayor utilización de combustibles líquidos y gas natural licuado (GNL). El efecto de los precios de los combustibles representó u$s16 por MWh del incremento: el precio del gas importado subió 68% interanual, el gas local 16% y los combustibles alternativos 33%.
También incidieron el mayor costo de la generación hidroeléctrica binacional, asociado a la actualización del acuerdo con Paraguay, y el precio de la electricidad importada desde Brasil, con impacto concentrado en junio. La Renta Marginal Adaptada que perciben los generadores del mercado spot tuvo una incidencia de u$s3 por MWh, y los costos de transporte explicaron otros u$s2 por MWh.
Los precios difirieron según el mercado: durante el invierno promediaron u$s173 por MWh en el spot, u$s100 para la generación asignada y u$s90 en el mercado a término. Según EyE, los grandes usuarios que contrataron su provisión para ese período obtuvieron precios inferiores a los del spot y al costo promedio de generación del invierno anterior.
Para la demanda residencial y comercial en conjunto, el costo de abastecimiento pasó de u$s94,4 a u$s115,6 por MWh entre los inviernos de 2025 y 2026, una suba del 22%. El precio estacional pagado por esos usuarios aumentó 30%, de u$s48,2 a u$s62,7 por MWh. La cobertura del costo mejoró del 51% al 54%, pero el subsidio unitario creció 14%, hasta u$s52,9 por MWh.
El comportamiento fue diferente por segmento. En los hogares, el subsidio unitario bajó 12%, hasta u$s47,7 por MWh. Para la demanda comercial, aumentó 106%, hasta u$s63,4 por MWh: el costo de abastecimiento subió 55%, por encima del incremento del 30% en el precio estacional. EyE vinculó el encarecimiento del abastecimiento comercial con la adquisición de parte de esa energía en el mercado spot, en el marco de la reforma eléctrica. La cobertura del costo por parte de ese segmento se redujo del 67% al 57%.
Los subsidios energéticos devengados sumaron u$s3.254 millones hasta agosto, un 40% más en dólares que en igual período de 2025. Las transferencias devengadas a CAMMESA alcanzaron u$s2.611 millones, frente a u$s1.591 millones un año antes, y explicaron casi todo el incremento, según EyE.
Para 2027, el proyecto de Presupuesto prevé recursos por u$s4.024 millones para la función Energía, Combustibles y Minería, un 19,4% menos en dólares que el crédito vigente de 2026 utilizado por la consultora. Dentro de ese total, los fondos destinados a CAMMESA se reducirían 45,1%. Las transferencias corrientes destinadas a subsidios se ubicarían en u$s3.212 millones, un 10,7% por debajo del crédito vigente de 2026. EyE señaló que, hasta agosto, ya se había devengado el 90% de ese crédito anual. La comparación presupuestaria utiliza el crédito vigente al 21 de septiembre y, para 2027, un tipo de cambio promedio de $1.731 por dólar.