En medio de un semestre atravesado por tensiones políticas, turbulencias cambiarias y transformaciones estructurales, el escenario económico argentino combina múltiples frentes críticos: el ruido electoral presiona al dólar en un contexto de reservas debilitadas y señales mixtas del FMI; el sector energético vive una reconfiguración profunda, con caída sostenida en las ventas de combustibles, ajustes tarifarios, licitaciones clave en transporte y almacenamiento eléctrico, y un ambicioso impulso exportador desde Vaca Muerta. A esto se suma una paradoja empresarial: mientras los estacioneros reclamaban libre mercado, ahora piden intervención estatal para asegurar márgenes. Un combo que tensiona la macro, desafía al consumo y redefine el futuro energético del país.
El “ruido electoral” impacta significativamente en el precio del dólar debido a la histórica sensibilidad del mercado cambiario frente a la incertidumbre política. En contextos electorales, especialmente cuando están en juego modelos económicos divergentes, los agentes económicos —empresas, ahorristas e inversores— tienden a dolarizar sus carteras como forma de cobertura ante posibles cambios abruptos en las reglas de juego, controles, impuestos o políticas monetarias. Esta mayor demanda de dólares, tanto en los mercados oficiales como paralelos, presiona al alza la cotización, incluso sin que existan variaciones reales en las reservas o en los fundamentos económicos inmediatos.
JP Morgan, en un reciente informe advirtió: “Con el pico de ingresos agrícolas ya superado, la probabilidad de salidas continuas de divisas por turismo, posible ruido electoral y cierto bajo rendimiento del peso, que motiva una intervención cambiaria a través de derivados, preferimos dar un paso atrás y esperar a que haya mejores niveles de entrada para volver a posicionarnos”.
La entidad señaló que la estrategia recomendada previamente, consistía en la adquisición de LECAPs y su cobertura a través del mercado de dólar contado con liquidación (CCL). Con esa estrategia, se obtuvo una ganancia de 10,4% descontando costos de transacción, gracias a la estabilidad que logró el Banco Central tras la implementación del nuevo régimen cambiario a mediados de abril.
La disparada del dólar en Argentina impactará directamente en el precio del crudo y, en consecuencia, en el precio de los combustibles en surtidor. Dado que el crudo se comercializa a valor internacional y cotiza en dólares, cualquier salto del tipo de cambio eleva automáticamente el costo en pesos del barril, incluso si el precio internacional permanece estable. Esto presiona a las refinadoras, que deben pagar más por el insumo básico, y acelera la necesidad de ajustar los precios en estaciones de servicio para evitar desfasajes financieros y desincentivos a la producción. En contextos de control de precios o atraso cambiario, esta dinámica también genera distorsiones, acumulación de tensiones en la cadena energética y, en algunos casos, riesgo de desabastecimiento.
La Argentina ha incumplido este año principalmente con la meta de acumulación de reservas internacionales netas (RIN) que debía alcanzar para mediados de junio como parte del programa con el FMI. Aunque otros criterios cuantitativos y metas indicativas se cumplieron exitosamente, las reservas no alcanzaron los niveles pactados y el desvío fue reconocido por el propio Fondo.
A raíz de este incumplimiento específico, el FMI decidió aplicar un “waiver” o perdón parcial, permitiendo avanzar con la primera revisión del programa y autorizar el desembolso de US$ 2.000 millones, a pesar de no cumplir totalmente con los objetivos pactados. El organismo además ajustó oficialmente la meta de reservas para 2025, reduciéndola en US$ 5.000 millones, aunque advirtió que se exigirá una recuperación del ritmo de acumulación en 2026.
En conjunto, aunque Argentina avanzó con reformas fiscales, desinflación (las tasas de interés en pesos llegaron al 65%), eliminación de controles y estabilización macroeconómica, el principal foco del incumplimiento residió en la endeble reconstrucción del stock de reservas, un elemento crítico dentro del marco del programa de Facilidades Extendidas respaldado por el FMI.
Combustibles
La demanda de combustibles en las estaciones de servicio volvió a retroceder en junio por séptimo mes consecutivo, con una baja del 12,05% interanual, más aguda que la registrada en mayo (-8%). Según datos de la Secretaría de Energía, en junio de 2024 se despacharon 1.313.239 m³ de naftas y gasoil, frente a los 1.493.090 m³ del mismo mes de 2023.
La caída afectó a todas las provincias, especialmente a las fronterizas: Formosa (-34,13%), Misiones (-26,94%), Corrientes (-23%) y Entre Ríos (-16,60%).
Por tipo de combustible, la nafta Premium fue la más golpeada con una baja del 20,61% interanual, seguida del gasoil Grado 2 (-16,72%), el diésel de máxima calidad (-9,03%) y la nafta súper (-6,27%).
Todas las compañías sufrieron bajas en sus ventas interanuales. Refinor fue la más perjudicada (-29,48%), seguida por Puma Energy (-18,9%) y AXION (-16,99%). Incluso comparado con mayo 2024, las ventas de junio tampoco repuntaron, registrando bajas entre -1,28% y -4,98%.
Reclamo
Ante este panorama, la Federación de Entidades de Combustibles envió una nota al ministro de Economía, Luis Caputo, expresando su preocupación por la caída de rentabilidad en muchas estaciones de servicio, especialmente las más pequeñas, a raíz del sinceramiento de precios impulsado por el gobierno. Aunque reconocen la necesidad de corregir distorsiones en el mercado —algo que ellos mismos promovieron—, ahora advierten que la liberalización ha afectado a los actores más débiles del sistema. Por ello, piden al Estado que intervenga para “rebalancear” los márgenes del negocio y asegurar condiciones contractuales más equitativas con las refinadoras y así garantizar una mayor participación de los expendedores en los beneficios del sector.
Paradójico: los estacioneros demandaron reglas de mercado y libertad de empresa, pero ahora reclaman la intervención estatal para proteger sus márgenes. Una postura ambigua que refleja cómo algunos sectores solo adhieren al libre mercado cuando no les toca ajustar. La pretensión de un 12% de margen asegurado sin ajuste por volumen ni estructura evidencia una lógica corporativa más cercana al privilegio que a la competencia real.
En junio de 2025, la demanda de energía eléctrica en Argentina alcanzó los 12.685,3 GWh, lo que representa un incremento interanual del 13 %, impulsado por temperaturas más bajas que en el mismo mes del año anterior. Este crecimiento se reflejó en todos los sectores: residencial (+23,3 %), industrial (+1 %) y comercial (+6,2 %). En comparación con mayo de 2025, se observó además un aumento intermensual del 15,9 %, consolidando a junio como el tercer mes con mayor consumo en lo que va del año. El área metropolitana (Ciudad de Buenos Aires y GBA) registró una suba del 22,4 % interanual, concentrando el 36 % del consumo nacional, con EDENOR creciendo un 23,3 % y EDESUR un 21,3 %. A nivel regional, las mayores alzas se observaron en el Litoral (+15,8 %), NEA (+14,7 %), BAS (+11 %) y NOA y Centro (ambos con +10,2 %), mientras que Chubut fue la única jurisdicción con caída, de -15 %. El acumulado del primer semestre muestra una suba de 0,4 %, y el año móvil (últimos doce meses) un crecimiento del 0,5 %.
Respecto a la generación, el sistema eléctrico nacional cuenta con una potencia instalada de 43.662 MW, de los cuales el 58 % proviene de fuentes térmicas y el 38 % de renovables (hidráulica y alternativas). En junio, la generación térmica lideró con el 47,49 % del total, seguida por la hidráulica (24,87 %), las fuentes alternativas (15,56 %), nucleares (6,33 %) e importaciones eléctricas (5,75 %). La generación hidráulica registró un importante aumento interanual del 46,7 %, desplazando al tercer lugar a las energías renovables no convencionales. El despacho térmico también fue mayor y, aunque se usaron combustibles alternativos en forma moderada, el gas natural representó cerca del 80 % del consumo. La temperatura media del mes fue de 11,2 °C, inferior a la de junio de 2024 (14,6 °C) y levemente por debajo del promedio histórico (11,7 °C), lo que explica en parte el notable incremento en la demanda energética.
Precios y tarifas
En junio de 2025, el Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET) reportó un fuerte aumento en el costo de la canasta de servicios públicos en el AMBA, que alcanzó los $183.496 mensuales por hogar, sin subsidios. Este incremento, del 10,2 % mensual y 38 % interanual, estuvo impulsado por subas en electricidad, gas, agua y transporte, en un contexto de recomposición de precios relativos. La factura eléctrica promedio de un hogar N1 (altos ingresos) fue de $42.511 y la de gas natural de $44.897. Los hogares del AMBA pagan aproximadamente el 47 % del costo real de la electricidad y el 43 % del gas, mientras el Estado subsidia el resto.
El esquema de segmentación muestra que los hogares de bajos ingresos (N2) abonan solo el 19 % del gas y el 23 % de la electricidad, y destinan hasta el 6,8 % de su ingreso mínimo a cubrir estos servicios. A nivel nacional, la factura promedio varía significativamente según el segmento y la región, al igual que la composición de costos (energía, distribución e impuestos). En paralelo, el ajuste fiscal aplicado por el gobierno tuvo un fuerte impacto en los subsidios económicos: al 18 de junio solo se ejecutó el 32 % del presupuesto previsto, con recortes reales del 70 % en energía y 100 % en agua. CAMMESA y ENARSA, principales destinatarias, vieron caer sus transferencias un 62 % y 84 %, respectivamente.
La excepción fue el Plan Gas.Ar, que creció un 90 % en términos reales. Este reordenamiento, que busca eficiencia y equilibrio fiscal, redujo la participación de los subsidios en el gasto primario del 12 % al 4,8 % y refleja una estrategia orientada a reducir el gasto público, aún en un contexto social y económico desafiante.
Infraestructura
A través de la Resolución 311/2025, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía dio un paso clave en la ejecución del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, al definir las tres primeras obras estratégicas que serán licitadas bajo un modelo de concesión a inversores privados, sin financiamiento estatal. Las obras seleccionadas —AMBA I, Línea de 500 kV Río Diamante–Charlone–O’Higgins, y Línea de 500 kV Puerto Madryn–Choele Choel–Bahía Blanca— buscan mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico nacional, facilitar la evacuación de generación renovable y convencional, y fortalecer la conexión de la Patagonia al sistema troncal. Estas iniciativas, incluidas en el conjunto de 16 proyectos prioritarios establecidos por la Resolución 715/2025 en el marco del Plan de Contingencia 2024–2026, responden a la necesidad de resolver cuellos de botella estructurales y acompañar el crecimiento de la demanda con la infraestructura necesaria.
Las obras se ejecutarán bajo el régimen de concesión de obra pública establecido por la Ley 17.520, permitiendo que la inversión, construcción, operación y mantenimiento recaigan en el sector privado. La remuneración del concesionario podrá provenir de una tarifa específica por ampliación de transporte, cuya determinación requerirá identificar a los usuarios beneficiarios. La Subsecretaría de Energía Eléctrica deberá elaborar los pliegos técnicos y contractuales necesarios para las licitaciones, con intervención previa del Poder Ejecutivo, y podrá requerir asistencia técnica y financiera de CAMMESA, organismos multilaterales y agencias especializadas. Además, se prevé que, bajo ciertas condiciones técnicas, el adjudicatario podrá financiar total o parcialmente las obras con fondos propios a cambio de prioridad de despacho y/o uso exclusivo de hasta el 90 % de la capacidad por un plazo vinculado a la vida útil del proyecto.
Esta prioridad podrá cederse a terceros del MEM, informando a los organismos correspondientes. El Gobierno nacional destaca esta política como un avance hacia una modernización del sistema energético con mayor eficiencia, menor gasto público y mayor protagonismo privado.
Exportaciones de crudo
VMOS S.A., la sociedad conformada por las principales compañías del sector energético para desarrollar el Vaca Muerta Oleoducto Sur, concretó la firma de un préstamo sindicado por US$ 2.000 millones destinado a financiar esta obra estratégica, considerada la iniciativa de infraestructura privada más relevante en décadas en Argentina. La operación, liderada por Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander, cuenta con la participación de 14 bancos e inversores internacionales y representa la reapertura del mercado internacional de Project Finance para el país, cerrado desde 2019.
Este préstamo comercial, el mayor en la historia argentina para un proyecto de infraestructura, cubrirá el 70 % de la inversión total; el 30 % restante será aportado por los socios de VMOS, que incluyen a YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron, Shell y Tecpetrol, con GyP como socio Clase B.
El proyecto ya está en construcción y contempla un oleoducto entre Allen y la terminal de exportación en Punta Colorada (Río Negro), además de plantas compresoras, una terminal portuaria y una playa de almacenamiento. Se prevé que entre en operación hacia fines de 2026 con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, escalando a 550.000 barriles por día en 2027.
Este desarrollo permitirá ampliar significativamente la capacidad exportadora de petróleo del país, consolidando a Vaca Muerta como plataforma clave para convertir a Argentina en un actor global en materia energética.
La tasa del préstamo será SOFR más 5,5 %, con un plazo de cinco años. La firma del financiamiento reunió a los principales referentes financieros de las compañías accionistas y entidades bancarias participantes, consolidando un respaldo institucional y financiero inédito para una obra de esta magnitud.
Extensión de las concesiones
También comenzó el proceso de otorgamiento de la extensión de las licencias de Transporte y Distribución de gas por redes. TGS obtuvo una prórroga de 20 años sobre su licencia de transporte —originalmente otorgada en 1992—, que ahora se extiende hasta el 28 de diciembre de 2047.
Esta medida fue formalizada mediante el Decreto 495/2025 tras validar el cumplimiento técnico y operativo de la empresa. Además, las distribuidoras Cuyana, Centro, Naturgy, Metrogas, Litoral Gas y Camuzzi Gas Pampeana en sendas audiencias públicas solicitaron la renovación de sus licencias por otros 20 años conforme al artículo 6º de la 24.076 (modificadas por la Ley 27.742).
Privatizaciones
El Ministerio de Economía, mediante la Resolución 1050/2025, dio inicio al proceso de privatización total de Energía Argentina S.A. (ENARSA) en los términos del Decreto 286/2025, que dispone la separación de actividades y bienes por unidad de negocio.
En una primera etapa, se venderán las acciones que el Estado posee en la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica (CITELEC S.A.) —controlante de Transener con el 52,65% del capital y la totalidad de las acciones Clase A— a través de un concurso público nacional e internacional bajo el marco de la Ley 23.696 de Reforma del Estado. La venta de este paquete accionario, ya intentada sin éxito durante el gobierno de Mauricio Macri por diferencias internas sobre el carácter estratégico del sector, se enmarca en la implementación del Decreto 695/2024, reglamentario de la Ley Bases.
La Resolución instruye a la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas”, con asistencia de ENARSA, a coordinar el proceso y concretar la venta de CITELEC S.A. en un plazo de ocho meses. Asimismo, se encomienda la contratación de una entidad bancaria pública para tasar el paquete accionario. La Subsecretaría de Energía Eléctrica será responsable de elaborar la documentación técnica y contractual del proceso, con intervención previa de dicha Agencia, dirigida por Diego Martín Chaer. Esta entidad también lidera la privatización de otras empresas estatales incluidas en la Ley 27.742, como INTERCARGO, Aysa, Belgrano Cargas, SOFSE, Corredores Viales, Nucleoeléctrica y YCRT. Finalmente, el artículo 4 de la resolución establece que todos los procedimientos se realizarán a través de la plataforma CONTRAT.AR, según lo dispuesto por el Decreto 416/2025.
GNL
La terminal flotante regasificadora de Escobar alcanzó recientemente su transferencia número 600 de Gas Natural Licuado (GNL) desde buques metaneros, superando además los 50 millones de metros cúbicos descargados desde su puesta en marcha en 2011. Esta infraestructura estratégica, operada por el FSRU Expedient de la empresa estadounidense Excelerate —fletado por Enarsa y YPF—, cumple un rol clave en el abastecimiento de gas natural durante los picos de demanda invernal, inyectando hasta 20 MMm³ diarios a la red nacional. El hito fue marcado con la llegada del buque Orion Spirit, mientras se concreta la mayor operación anual del regasificador.
La instalación de Escobar fue pionera en Sudamérica y se distingue por haber alcanzado récords mundiales de utilización. Su diseño busca garantizar la cobertura confiable del consumo del AMBA, complementando el aporte de otras fuentes y desplazando combustibles más costosos y contaminantes en las centrales térmicas.
Durante el invierno de 2025, Enarsa licitó 27 cargamentos de GNL con un precio promedio cercano a los US$ 26 millones, asegurando entregas hasta fines de agosto. A pesar del crecimiento de la producción local y la ampliación de infraestructura como el gasoducto Perito Moreno, se estima que la terminal de Escobar continuará siendo necesaria en los próximos años como herramienta de seguridad energética.
A mediano plazo, se prevé que el GNL de producción nacional comience a abastecer al FSRU no antes de 2028, cuando entren en funcionamiento las unidades licuefactoras flotantes del plan Argentina LNG.
Además, el GNL se proyecta como vector energético en un mercado más desregulado, con usos potenciales que van desde la provisión a termoeléctricas hasta el abastecimiento de regiones aisladas y buques en tránsito.
Las complejas operaciones de descarga, que involucran 12 horas de conexión y 36 de transferencia, se realizan en el kilómetro 74,5 del Río Paraná de las Palmas bajo estrictas normas de seguridad impuestas por la Prefectura Naval.
Baterías
El Gobierno llevó a cabo la apertura de sobres del proceso licitatorio “Alma-GBA”, orientado a la contratación de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en baterías (BESS) para nodos críticos del AMBA.
La convocatoria superó ampliamente las expectativas: se presentaron 27 proyectos por parte de 15 empresas, con una capacidad total ofrecida de 1.347 MW frente a los 500 MW requeridos inicialmente, y un compromiso de inversión superior a los 1.000 millones de dólares.
La iniciativa, que forma parte del Plan de Contingencia lanzado en 2024 para recuperar la infraestructura eléctrica tras años de deterioro, apunta a mejorar la confiabilidad del sistema, reducir los costos marginales y mitigar cortes durante los picos de demanda. La inversión estimada por el Estado ronda los 500 millones de dólares, con un plazo de ejecución de 12 a 18 meses.
Los contratos tendrán una duración de 15 años y serán firmados con Edenor y Edesur, contando con el respaldo de CAMMESA como garante operativo. Las ofertas económicas se abrirán el 19 de agosto, tras la precalificación técnica prevista para el 12, y la adjudicación se realizará el 29 de agosto.
Participaron empresas como Central Dock Sud, Genneia, Pampa Energía, Central Puerto, Baesa, Grupo Alberdi, Sullair, Rowing y MSU Green Energy.
La Secretaría de Energía destacó que este proceso refleja el fuerte interés del sector privado por invertir en infraestructura energética y constituye un paso importante en la normalización del mercado eléctrico, en el que las distribuidoras retoman su rol como agentes de contratación directa.
Asimismo, se alentó a las provincias a replicar este modelo licitatorio para abordar problemáticas similares en otras regiones del país.
