La demanda de electricidad volvió a crecer en septiembre, pero el costo de generación registró una fuerte caída que permitió reducir la proporción del abastecimiento financiada mediante subsidios. Los usuarios residenciales cubrieron en promedio el 74% del costo de generación, mientras que el 26% restante quedó subsidiado. Se trata de la menor brecha registrada durante 2026, después de alcanzar un máximo del 65% en julio.
Los subsidios a la electricidad cayeron al nivel más bajo del año
El Estado cubrió en promedio el 26% del costo de generación eléctrica residencial en septiembre, frente al 43% de agosto. La baja estuvo impulsada por el abaratamiento de la energía mayorista, en un mes en el que aumentó la demanda y la generación hidroeléctrica alcanzó una mayor participación.
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La mayor generación hidroeléctrica coincidió con una baja del costo de abastecimiento eléctrico en septiembre, cuando la proporción subsidiada del segmento residencial cayó al 26%
El dato muestra un cambio significativo en la relación entre los costos del sistema eléctrico y los precios que pagan los consumidores. En apenas dos meses, la proporción subsidiada del abastecimiento residencial se redujo desde el 65% hasta el 26%, aunque esa mejora no respondió exclusivamente a un aumento de los valores trasladados a los usuarios. Por el contrario, el principal factor fue la caída del costo de referencia de la electricidad, que retrocedió 20,4% respecto de agosto.
La evolución, según el último Monitor Eléctrico elaborado por la consultora RICSA ALyC, también estuvo acompañada por un cambio en la composición de la generación. La producción hidroeléctrica creció 31,8% interanual, mientras que el despacho de las centrales térmicas retrocedió 11,6%. Al mismo tiempo, el consumo eléctrico nacional aumentó 5,4% respecto de septiembre de 2025, impulsado parcialmente por temperaturas más bajas que las registradas un año atrás.
De esta manera, el sistema eléctrico cerró septiembre con una combinación de mayor demanda, más participación de fuentes renovables y menores costos mayoristas respecto del mes anterior. Sin embargo, la reducción de los subsidios no tuvo el mismo alcance para todos los usuarios: mientras algunos segmentos ya pagan por encima del costo de generación de referencia, los consumos básicos que mantienen asistencia estatal todavía requieren una cobertura significativa.
Cuánto subsidia el Estado en las facturas de electricidad
La reducción de la brecha de subsidios fue uno de los principales resultados del informe , que analiza el comportamiento del Mercado Eléctrico Mayorista a partir de información de CAMMESA.
Durante septiembre, el costo real de generación utilizado como referencia se ubicó en $114.280 por megavatio hora (MWh), mientras que el precio promedio abonado por el segmento residencial fue de $84.288 por MWh.
La diferencia implica que, en promedio, los consumidores residenciales cubrieron el 74% de ese costo, mientras que el financiamiento mediante subsidios representó el 26% restante.
El cambio resulta particularmente significativo cuando se observa la evolución del año. En enero, la proporción subsidiada alcanzaba el 44% y se redujo progresivamente hasta el 31% en abril. Sin embargo, durante los meses siguientes volvió a aumentar hasta llegar al 65% en julio, en coincidencia con el período de mayor exigencia estacional sobre el sistema eléctrico.
En agosto retrocedió al 43% y en septiembre volvió a caer, esta vez hasta el mínimo del año.
La explicación central está en la reducción del costo de abastecimiento. Según el relevamiento, el valor de referencia cayó 20,4% mensual, lo que permitió que los precios pagados por los usuarios representaran una proporción mayor del costo total.
Esto no significa que el gasto público total en subsidios eléctricos haya disminuido exactamente en esa magnitud. El indicador mide la participación subsidiada del costo de generación residencial, mientras que las transferencias fiscales efectivas también dependen de los volúmenes de energía abastecida y otros factores del sistema.
Los usuarios sin subsidios ya pagan por encima del costo de generación
Detrás del promedio nacional existen diferencias importantes entre los distintos segmentos residenciales. El informe muestra que los usuarios sin subsidios abonaron un precio de $126.822 por MWh, equivalente al 111% del costo de generación utilizado como referencia. Es decir, el valor aplicado a ese segmento superó en aproximadamente un 11% el costo considerado en el estudio.
Una situación similar se registró para los consumos excedentes de usuarios que mantienen subsidios, donde el precio alcanzó los $127.686 por MWh, alrededor del 112% del costo de referencia.
En cambio, la situación de los consumos básicos subsidiados fue muy diferente. Para ese segmento, el precio se ubicó en $36.813 por MWh, por lo que los usuarios cubrieron apenas el 32% del costo y el 68% restante continuó financiado mediante asistencia estatal.
La diferencia deja en evidencia que la reducción de la brecha promedio no implica una eliminación generalizada de los subsidios, sino una cobertura desigual según la categoría de usuario y el volumen de consumo.
También es importante distinguir entre el precio de la energía y el monto final de la factura. Los valores analizados por RICSA corresponden al componente de generación y no incluyen necesariamente todos los cargos de transporte, distribución e impuestos que terminan pagando los hogares.
Por eso, la caída del costo mayorista no se traduce automáticamente en una reducción equivalente de las facturas de electricidad.
El precio mayorista de la electricidad cayó casi 43% en septiembre
La mejora en los costos también se observó en el mercado eléctrico mayorista, donde las cotizaciones habían registrado fuertes incrementos durante los meses anteriores.
El precio spot de la electricidad alcanzó en junio un máximo cercano a los u$s189 por MWh, después de ubicarse entre u$s65 y u$s73 durante los primeros cuatro meses del año.
A partir de julio comenzó una trayectoria descendente que se profundizó durante septiembre, cuando el valor llegó a u$s90,1 por MWh, una caída del 42,9% respecto de agosto.
Sin embargo, la comparación interanual presenta un resultado diferente: pese a la baja mensual, el precio spot todavía se encontraba un 17% por encima de septiembre de 2025, cuando había promediado u$s77 por MWh.
El informe también muestra que el costo asignado al segmento regulado fue de u$s75,3 por MWh, frente a los u$s90,1 del mercado spot.
La diferencia entre ambos precios se redujo considerablemente respecto de agosto. Mientras que durante aquel mes el mercado spot resultaba un 66% más caro que el asignado, en septiembre la brecha se achicó al 19,7%.
La caída de los costos mayoristas no implica, sin embargo, una reducción de los precios regulados en pesos. Según RICSA ALyC, el precio estacional vigente se ubicó en $110.530 por MWh, un 58,4% por encima del valor registrado en septiembre del año pasado.
De esta manera, el sistema muestra una combinación de costos mayoristas que retrocedieron frente al pico del invierno y precios estacionales regulados que continuaron mostrando incrementos en la comparación interanual.
La demanda eléctrica creció 5,4% y la Patagonia encabezó los aumentos
Mientras los costos de generación se reducían, el consumo de electricidad registró una recuperación frente al mismo período del año anterior.
Durante septiembre, la demanda nacional alcanzó 11.210 gigavatios hora (GWh), un incremento del 5,4% interanual. El informe vincula parcialmente esta evolución con las condiciones climáticas, ya que la temperatura media en el Gran Buenos Aires fue de 14,7 grados, aproximadamente un grado inferior a la registrada en septiembre de 2025.
El crecimiento se extendió a todas las regiones del país, aunque con diferencias significativas.
La Patagonia presentó el mayor incremento, con una suba del 12,3% interanual, muy por encima del promedio nacional. También se destacaron el Litoral, con un aumento del 7,3%, la región Centro (+6,9%), Comahue (+6,5%) y Cuyo (+6%).
El Gran Buenos Aires, que concentra aproximadamente el 37% de la demanda eléctrica del país, registró un crecimiento del 5,4%, en línea con el promedio nacional.
En el otro extremo, las regiones del Noreste y Noroeste presentaron los incrementos más moderados, del 1% y 1,8%, respectivamente.
La diferencia entre regiones permite observar que la recuperación del consumo fue generalizada, aunque el informe no identifica cuánto del crecimiento estuvo explicado por la actividad económica y cuánto por las condiciones climáticas u otros factores.
La generación hidroeléctrica ganó terreno y las térmicas retrocedieron
Uno de los cambios más importantes de septiembre estuvo en la composición de la oferta eléctrica. La generación local alcanzó los 11.152 GWh, con una participación del 54,3% de fuentes renovables, considerando dentro de esa categoría a las grandes centrales hidroeléctricas.
El principal impulso provino precisamente de las hidroeléctricas de más de 50 MW, cuya producción aumentó 31,8% interanual, desde 2.662 hasta 3.508 GWh.
De esta manera, las grandes centrales hidráulicas explicaron el 31,5% de toda la generación local del mes.
Entre las fuentes renovables no convencionales, la energía solar registró el mayor crecimiento, con una expansión interanual del 23,4%, hasta alcanzar los 602 GWh. La generación eólica, por su parte, aumentó apenas 1,2%, aunque mantuvo una participación relevante del 14,7% en la matriz eléctrica.
En contraste, las centrales térmicas redujeron su producción un 11,6% interanual, desde 4.704 hasta 4.159 GWh.
La generación nuclear creció 3,2% y representó el 8,4% de la producción eléctrica local.
El aumento de la generación hidráulica coincidió con la reducción de los costos mayoristas, en un sistema donde la disponibilidad de distintas tecnologías condiciona el despacho de las centrales y las necesidades de utilización de combustibles.
A pesar de esta mejora, las importaciones de electricidad aumentaron 28,9% interanual, hasta alcanzar los 469 GWh durante septiembre.
El resultado deja un escenario diferente del observado durante el invierno. Con una mayor disponibilidad de generación hidráulica y una menor participación térmica, el costo de abastecimiento retrocedió y permitió reducir la proporción de subsidios aplicada al segmento residencial.
La incógnita es cuánto podrá sostenerse esta relación durante los próximos meses, cuando la evolución de las temperaturas, la demanda y la disponibilidad de generación vuelvan a modificar las condiciones del mercado.
Por ahora, los datos de septiembre muestran que el costo de producir electricidad puede ser tan importante como la evolución de las tarifas para determinar cuánto termina subsidiando el Estado. Una variable que volverá a cobrar relevancia a medida que se acerquen los meses de mayor consumo estival.
