El proyecto de Presupuesto 2027 prevé un fuerte ajuste en los recursos para energía, según el último informe de la consultora Economía y Energía. El documento destina 4.024 millones de dólares (MUSD) al sector, un 19,4% menos en dólares que en 2026. Esos fondos representan el 3,8% del gasto primario y el 0,5% del PBI, ambos los valores más bajos de la serie. El análisis incluye además un repaso del invierno 2026 en gas y electricidad.

El proyecto proyecta un crecimiento del PBI de 4% en 2027, traccionado por la inversión (+9,2%) y las exportaciones (+8,5%), con un consumo privado que subiría 3,4% y un consumo público casi estancado (+0,6%). Prevé que la inflación baje a 18% en diciembre de 2027, por debajo del 20,5% que espera el mercado en el REM, y que el tipo de cambio suba 15%, lo que implicaría una nueva apreciación real. Mantiene un superávit primario de 1,3% del PBI y uno financiero de 0,2%.

Para el sector externo, el proyecto espera que el dinamismo exportador se apoye en energía, minería y agro, con Vaca Muerta y los proyectos del RIGI como motores. El informe señala que el presupuesto no incluye el costo fiscal del RIGI, aunque esos proyectos no impactarían de forma significativa en 2027.

EL AJUSTE SE CONCENTRA EN CAMMESA

La baja de 966 MUSD en los recursos del sector se explica casi por completo por CAMMESA: sus transferencias caerían 45%, de 3.242 a 1.779 MUSD. Aun así, la compañía seguiría siendo el principal destino de los fondos, con el 44% del total. Las transferencias corrientes (subsidios) suman 3.212 MUSD en 2027, un 10,7% menos que el crédito vigente de 2026.

Para lograr ese recorte, el proyecto prevé que los usuarios paguen una porción mayor del costo de abastecimiento eléctrico: Residenciales con subsidio: abonarían el 64,27% del costo; Residenciales sin subsidio: el 94,62%; No residenciales: el 99,75%.

El informe estima el impacto con los precios de los primeros ocho meses de 2026. Si el costo de abastecimiento se mantuviera igual, el precio estacional subiría 12% para residenciales sin subsidio, 46% para residenciales con subsidio y 43% para comerciales. En la tarifa final, el aumento sería de 9%, 26% y 19%, respectivamente. Si el costo bajara 20%, el precio estacional de los residenciales sin subsidio caería 10%, aunque los subsidiados igual pagarían 17% más.

GARRAFAS, PLAN GAS, ZONA FRÍA Y ENARSA

El subsidio al GLP pasa a ser el principal apoyo a la demanda de gas, con 457 MUSD en 2027 para hogares de menores ingresos. Esos fondos pasaron al Programa Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que reemplazó al Programa Hogar: según el informe, en lo que va de 2026 no se registraron erogaciones por ese concepto.

El Plan Gas.Ar prevé 142 MUSD, tras devengar solo el 13% del crédito vigente de 2026 (21 de 161 MUSD hasta agosto). Zona Fría tendría 95 MUSD, un 51,7% menos. El informe recuerda que el 25 de septiembre se votó una modificación de la ley que reduce el régimen: lo limita a las zonas históricas (Patagonia, Malargüe y la Puna) y deja un beneficio adicional, a determinar, para beneficiarios SEF de las zonas incorporadas por la Ley 27.637.

ENARSA recibiría 662 MUSD (566 corrientes y 96 de capital), un 4,2% más, pese al proceso de privatización. Las transferencias de capital se reducen fuertemente, y el presupuesto no detalla a qué obras se destinarían.

LA ENERGÍA, PROTAGONISTA DEL SECTOR EXTERNO

Entre enero y agosto de 2026 las exportaciones argentinas crecieron 21% interanual, a 67.248 MUSD, mientras las importaciones cayeron 3%. El superávit comercial llegó a un récord de 18.249 MUSD, superior al previsto para todo el año (16.951 MUSD), por lo que el informe considera conservadora la proyección oficial.

En energía, las exportaciones alcanzaron 10.667 MUSD (+49%), con el petróleo como motor: 6.625 MUSD (+55%), con volúmenes 13% mayores y precios 37% más altos. Las ventas de gas natural cayeron 3%, a 464 MUSD. El saldo comercial energético fue de 7.834 MUSD, un 71% más que un año atrás.

El peso del sector en el superávit total fue de 30% en 2024, 69% en 2025 y 43% en lo que va de 2026. Según el informe, las exportaciones de combustibles y energía crecieron 442% entre 2016 y 2025, frente a 50% del total exportado. Hoy representan el 16% de las ventas externas.

El sector también aporta financiamiento: de las 10.600 MUSD en obligaciones negociables en moneda extranjera emitidas entre enero y agosto, cerca del 65% corresponde a empresas energéticas.

EL INVIERNO EN GAS: VACA MUERTA A PLENA CAPACIDAD

Entre junio y agosto, la demanda de gas dentro del sistema de transporte promedió 149,8 MMm3/d, un 2% menos que en 2025. Se movieron en direcciones opuestas la demanda prioritaria (72,4 MMm3/d, +5,3%), la industrial (31 MMm3/d, -7%) y la de generación eléctrica (31 MMm3/d, -4%). El pico diario total llegó a 188,8 MMm3/d, apenas por encima del máximo de 2025 (187,5 MMm3/d).

Por el lado de la oferta, la Cuenca Neuquina inyectó 111 MMm3/d en junio y julio, con un pico de 115 MMm3/d. El informe lo interpreta como plena utilización de la capacidad de transporte. En agosto bajó a 107 MMm3/d con la mejora de las temperaturas. La inyección desde el sur (cuencas Austral y Golfo San Jorge) cayó 13%, a 24 MMm3/d.

Las importaciones de GNL promediaron 12,4 MMm3/d, frente a 13,0 el año pasado. Con menos GNL en la mezcla, el costo de abastecimiento de la demanda prioritaria bajó 4,7%, a 4,9 USD/MMBTU, mientras el precio que pagan los residenciales subió 32,8%, a 2,9 USD/MMBTU. Así, la cobertura del costo mediante la tarifa residencial llegó a 60%, frente a 43% en los dos inviernos previos.

Las exportaciones de gas tocaron un máximo mensual de 7,5 MMm3/d en mayo y cayeron a 4,4 MMm3/d en agosto. El informe atribuye la baja a una menor generación térmica a gas en Chile, por más hidroelectricidad y renovables.

ELECTRICIDAD: MÁS HIDRÁULICA, MÁS COSTO

La demanda eléctrica creció 2,2% entre junio y agosto, a 12.712 GWh mensuales, con el pico de potencia en 27.189 MW (3,3% por debajo del de 2025). Los grandes usuarios fueron el segmento más dinámico: su demanda subió 5,4% en junio-julio, aun con una producción industrial que cayó 2,9%. La industria del aluminio explicó el 57% del aumento. El informe plantea que la suba del gas industrial habría favorecido un mayor uso de electricidad en ciertos procesos.

En el mix, la participación térmica bajó de 52% a 51%, la hidráulica subió de 23% a 25% (con Yacyretá aportando 1.021 GWh adicionales) y las renovables se mantuvieron en 17%. La generación renovable fue 2,3% menor, con menos eólica (-353 GWh) y más solar (+215 GWh). En agosto, la térmica cayó a 44% de la generación total.

El costo monómico de generación promedió 123 USD/MWh entre junio y agosto, 28 USD/MWh más que el año pasado. El combustible explica cerca de 20 USD/MWh de ese aumento: el gas importado subió 68%, el gas local 16% y los combustibles alternativos 33%. En el nuevo esquema de tres mercados, el spot promedió 173 USD/MWh, la generación asignada 100 y el mercado a término 90, por lo que los grandes usuarios que contrataron energía pagaron menos que el costo promedio de generación del año anterior.

Para la demanda estacionalizada, el costo de abastecimiento fue de 116 USD/MWh (+22%). La cobertura residencial subió de 43% a 52%, pero la comercial cayó de 67% a 57%, porque las distribuidoras debieron comprar parte de la energía en el spot. El subsidio comercial se duplicó, de 31 a 63 USD/MWh.

COMBUSTIBLES Y REFINACIÓN

En agosto se procesaron 585,5 kbbl/d de crudo, un 4,1% más que un año atrás. Las importaciones de naftas y gasoil entre enero y agosto cayeron 76% en volumen y 70% en valor, a 241 MUSD. La producción de nafta grado 3 subió 31,9% y la de gasoil grado 3 19,4% en agosto, mientras las ventas totales de naftas y gasoil bajaron 2,2%.

LA ACTIVIDAD Y LOS SUBSIDIOS

El informe marca un contexto de actividad débil: el EMAE cayó 1,4% interanual en julio (la industria -4,9% y la construcción -4,5%), con la minería (+8,4%) entre los pocos sectores positivos. Los subsidios energéticos acumularon 3.254 MUSD hasta agosto, un 40% más que un año atrás en dólares, y las transferencias a CAMMESA (2.611 MUSD) explican casi todo el aumento. La inflación de agosto fue de 1,7% mensual y los precios de electricidad, gas y otros combustibles acumulan 37,9% en el GBA desde diciembre de 2025.