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Arranca 2026 con subas de servicios públicos: aumentan electricidad, gas y agua en todo el país

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El inicio de 2026 llegará con nuevos aumentos en las tarifas de luz, gas, agua y cloacas en todo el país, tras una serie de resoluciones oficiales que establecen ajustes de entre 2,5% y 4% promedio para los usuarios residenciales. Las subas, que ya fueron formalizadas en el Boletín Oficial y por los entes reguladores, no incluyen aún la eliminación de subsidios energéticos anunciada por el Gobierno nacional, una decisión que podría llevar los incrementos a porcentajes de dos dígitos, especialmente en el gas natural.

La política tarifaria combina actualizaciones mensuales indexadas por inflación, cambios en la segmentación de usuarios, un nuevo esquema de subsidios focalizados y señales de fondo orientadas a reducir el déficit fiscal, garantizar la sustentabilidad económica de los servicios públicos y avanzar en la reorganización regulatoria y empresarial del sector.

Electricidad y gas: subas moderadas en enero, con riesgo de mayores ajustes

En el caso de la energía eléctrica, el Gobierno confirmó que desde enero regirán nuevos cuadros tarifarios con un aumento promedio del 2,5% en la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano bonaerense, áreas bajo concesión de Edenor y Edesur. En términos precisos, el incremento será del 2,31% para Edenor y del 2,24% para Edesur, según lo establecido en las Resoluciones 841 y 842/2025, publicadas en el Boletín Oficial.

Para el resto del país, la actualización del precio mayorista de la electricidad será del 3,2%, aunque el impacto final en las facturas dependerá de las decisiones que adopten provincias y municipios sobre el componente de distribución.

Las normativas explican que los ajustes surgen de la aplicación mensual de la fórmula prevista en el artículo 17 de la Resolución ENRE 304/2025, cuyo objetivo es garantizar que la remuneración de las distribuidoras conserve su valor real durante el período tarifario de cinco años. Para el cálculo se toman las variaciones del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y del Índice de Precios al Consumidor (IPC) del INDEC, que en noviembre fueron del 1,59% y 2,47%, respectivamente. La fórmula pondera un 67% el IPIM y un 33% el IPC, lo que arroja un aumento del 1,88% en el Costo Propio de Distribución (CPD) antes de su traslado completo a las tarifas finales.

En cuanto al gas natural por redes, el incremento anunciado para enero oscila entre 2% y 3%. Sin embargo, el principal foco de atención está puesto en la quita de subsidios, ya que la actualización llevará el precio mayorista del gas a 3,79 dólares por millón de BTU, frente a los 2,95 dólares que paga actualmente Metrogas. De concretarse plenamente este ajuste, algunas regiones y categorías de consumo podrían enfrentar subas superiores al 10%.

Nuevo esquema de subsidios y cambios regulatorios desde 2026

A partir del 2 de enero de 2026, el Gobierno reemplazará el esquema de segmentación tarifaria vigente hasta 2025 por una clasificación de solo dos categorías de usuarios residenciales. Además, los bloques de consumo subsidiado variarán según la estación del año, lo que podría modificar de manera significativa la composición de las facturas y el acceso a los beneficios estatales.

En paralelo, comenzará a implementarse el nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que establece un tope de ingresos equivalente a tres canastas básicas totales. Los hogares cuyos ingresos totales superen ese umbral perderán el subsidio, en caso de que aún lo estuvieran recibiendo.

El Ejecutivo ratificó que la actualización tarifaria mensual indexada por inflación se mantendrá al menos hasta abril de 2030, con el argumento de preservar la capacidad de inversión de las empresas y evitar nuevos atrasos tarifarios. En ese marco, se prevé que durante el primer trimestre de 2026 se avance en la fusión de los entes reguladores del gas y la electricidad en un único organismo, con directorio y control parlamentario, para unificar la regulación y la supervisión del sector energético.

Agua y cloacas: AySA tendrá aumentos del 4% mensual hasta abril

El servicio de agua y cloacas en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) también registrará subas relevantes. La Resolución 53 del ERAS habilitó a AySA a aplicar aumentos de hasta 4% mensual entre enero y abril de 2026, en reemplazo del ajuste del 1% mensual que rigió durante 2025.

El cambio busca compensar un retraso tarifario acumulado del 21,05%, asociado a incrementos que no se aplicaron el año pasado, lo que derivó en una caída de ingresos estimada en 95.000 millones de pesos para la empresa. Ese desfasaje fue absorbido mediante la postergación de gastos e inversiones, en un contexto donde el Gobierno evalúa la privatización de la compañía.

Con la nueva escala, la factura promedio antes de impuestos se ubicará en 30.489 pesos para el valor zonal “alto”, 27.689 pesos para el “medio” y 22.248 pesos para el “bajo”. De mantenerse el ajuste del 4% mensual durante los primeros cuatro meses del año, el incremento acumulado alcanzará aproximadamente el 17%.

Pese a que se esperaba la realización de una audiencia pública en 2025 para definir un criterio uniforme de actualización tarifaria, el proceso no se concretó, dejando pendiente la discusión sobre el mecanismo definitivo que regirá los futuros aumentos.

Un inicio de año con mayor presión sobre los ingresos familiares

Las subas de luz, gas y agua que entran en vigencia desde enero se suman en un contexto de reordenamiento fiscal y reducción de subsidios, con un impacto directo sobre el presupuesto de los hogares y sobre la estructura de costos de comercios e industrias. Aunque los aumentos iniciales son moderados, el verdadero desafío estará en cómo evolucionen las tarifas una vez que se profundice la quita de subsidios y se consolide el nuevo esquema regulatorio.

El Gobierno sostiene que estas decisiones son necesarias para asegurar la sustentabilidad de los servicios públicos, reducir el déficit y avanzar con la desregulación de los mercados, pero el efecto social y político de los ajustes marcará buena parte de la agenda económica del primer tramo de 2026.

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Vaca Muerta rompe otro récord histórico

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La producción de petróleo en Neuquén alcanzó un récord. En octubre la provincia logró extraer 587.190 barriles de crudo por día, una marca histórica impulsada casi en su totalidad por los yacimientos de Vaca Muerta y su auge en el shale oil.

Este dato, oficializado por la Subsecretaría de Energía e Hidrocarburos de Neuquén, representa un salto del 3,57% respecto al mes anterior y un aumento del 31,23% si se compara con octubre del año pasado.

En lo que va de 2025, la producción acumulada también muestra una fuerte recuperación: entre enero y octubre, Neuquén creció un 23,81% en comparación con el mismo periodo del año anterior.

El récord no es casualidad, detrás están varias áreas clave de Vaca Muerta que han “pisado el acelerador” recientemente. Entre ellas destacan La Amarga Chica, La Angostura Sur I, Bajada de Añelo, Coirón Amargo Sureste y El Trapial Este, este último operado por Chevron y ubicado cerca de Rincón de los Sauces. Esa zona es especialmente estratégica porque podría consolidarse como un nuevo polo productivo alternativo dentro del bloque shale.Vaca Muerta como protagonista del éxito

De esos 587.190 barriles diarios, 567.802 provienen del petróleo no convencional, lo que equivale al 96,7% del total de la provincia. Esa gran mayoría corresponde justamente al shale oil. Este protagonismo refleja cómo Vaca Muerta se ha convertido en el motor principal del crecimiento petrolero neuquino.La diferencia con el GNL

Producción gasífera

Pero no todo sube. La producción de gas natural en octubre se ubicó en 82,66 millones de metros cúbicos por día, un 6,14% menos que en el mismo mes del año anterior. Aun con esa caída puntual, el acumulado entre enero y octubre registra una mejora interanual del 1,39%, lo que deja entrever que, a pesar de las fluctuaciones, la producción gaseosa también mantiene un crecimiento sostenido.

Del total de gas extraído en ese mes, el 88,54% fue no convencional: 64,84 millones de metros cúbicos diarios provienen de gas shale, y otros 8,33 millones corresponden a tight gas.

El liderazgo del no convencional no es una sorpresa en Neuquén. El desarrollo de Vaca Muerta lleva años consolidándose como la pieza central en el esquema energético provincial.

Además, los expertos atribuyen este crecimiento no solo al incremento en la perforación de pozos, sino también a mejoras estructurales: la expansión de la infraestructura de transporte, como oleoductos, ha sido clave para que la producción no quede estancada por falta de salida.

También hay una lectura estratégica. Algunas de las áreas que más crecieron están en zonas que podrían definir futuros polos de Vaca Muerta, como Rincón de los Sauces, lo que podría diversificar la producción y reducir la dependencia de bloques tradicionales.

La posición Argentina en el mercado petrolero

Desde lo económico, este récord tiene potencial para impactar más allá de Neuquén. Al consolidarse como una potencia petrolera no convencional, la provincia refuerza su peso dentro del mapa energético nacional. Vaca Muerta, con su producción dominante, no solo sostiene el crecimiento neuquino sino que fortalece la posición de Argentina en el mercado hidrocarburífero.

Sin embargo, el récord también refleja desafíos. Aunque el gas no convencional sigue predominando, la caída mensual de octubre plantea preguntas sobre la estabilidad del crecimiento gaseoso. Además, para sostener la producción de petróleo en estos niveles, será clave seguir invirtiendo no solo en perforación, sino también en infraestructura para evacuar todo lo que se extrae.

Al mismo tiempo, a nivel internacional la OPEP+ ya definió que dejará de aumentar la producción de barriles diarios desde enero por temor a una sobreoferta de crudo, que podría bajar los precios.

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Autorizan a Southern Energy a exportar GNL por 30 años con nuevo gasoducto desde Vaca Muerta

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La Secretaría de Energía emitió la Resolución 353/2025, que otorga a Southern Energy S.A. un certificado de libre exportación de Gas Natural Licuado (GNL) por un plazo de tres décadas. La autorización contempla volúmenes diarios de hasta 548.900 MMBTU y un total de 5.464 millones de MMBTU entre 2028 y 2058. El proyecto está condicionado a la construcción de un gasoducto de 470 km que conectará Neuquén con Río Negro.

La medida se enmarca en la Ley 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, que reformó el marco regulatorio del gas natural (Ley 24.076) y habilitó nuevas actividades como la producción de GNL y el almacenamiento subterráneo.

En particular, el artículo 3° bis de la Ley 24.076 otorga a los exportadores autorizados el derecho a operar “en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones”, siempre que cuenten con la infraestructura de transporte y procesamiento necesaria. La Resolución 353/2025 se suma a las disposiciones del Decreto 1.057/2024, que reglamentó la operatoria de exportaciones firmes de largo plazo.

Southern Energy ya había recibido en abril un primer certificado de libre exportación (Resolución 165/2025) con vigencia entre 2027 y 2057. El nuevo permiso amplía ese esquema, extendiéndolo entre septiembre de 2028 y agosto de 2058, con volúmenes mayores y la incorporación de una segunda planta flotante de licuefacción, denominada MKII.

Detalles técnicos del proyecto: gasoducto y plantas flotantes

El certificado publicado como Anexo de la Resolución 353/2025 establece que Southern Energy podrá exportar:

  • CMD (Cantidad Máxima Diaria): 548.900 MMBTU.
  • CMA (Cantidad Máxima Anual): 191.241.750 MMBTU.
  • CT (Cantidad Total): 5.464.050.000 MMBTU.

Para viabilizar estos volúmenes, la empresa se comprometió a construir un gasoducto de 36 pulgadas y 470 km, que partirá desde Tratayén (Neuquén) hasta San Antonio (Río Negro), con capacidad de transporte de 28 millones de m³ diarios y puesta en marcha prevista para mayo de 2028.

El proyecto fue declarado de carácter estratégico dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en abril de este año, tras la adhesión aprobada por la Resolución 559/2025 del Ministerio de Economía. Esto le otorga beneficios fiscales, cambiarios y aduaneros durante tres décadas.

La Secretaría de Energía, a través de sus áreas técnicas, validó que la disponibilidad de gas de la cuenca neuquina excede en más de veinte veces los volúmenes comprometidos para la exportación. Sin embargo, la garantía de estabilidad de la exportación prevista en la ley y el decreto reglamentario quedó expresamente supeditada a la ejecución del gasoducto.

En caso de que la infraestructura no esté lista al inicio de las operaciones, la empresa deberá gestionar, bajo su propio riesgo, la contratación de capacidad disponible en el sistema de transporte existente.

La resolución también obliga a Southern Energy a cumplir con los requisitos de información, mantenimiento de disponibilidad y reportes previstos en los artículos 6° y 8° de la Resolución 145/2025, que regula el procedimiento de exportación de GNL.

La autorización refuerza la estrategia del Gobierno nacional de posicionar a la Argentina como exportador de GNL a gran escala, aprovechando los recursos excedentes de Vaca Muerta. La magnitud del proyecto —un horizonte de 30 años de ventas externas aseguradas— busca garantizar previsibilidad para atraer financiamiento internacional y socios tecnológicos.

Desde el punto de vista económico, el esquema podría generar un flujo sostenido de divisas en un contexto en el que el sector energético se proyecta como uno de los motores de la balanza comercial. No obstante, expertos advierten que el desafío clave será la infraestructura de transporte y la posibilidad de compatibilizar los compromisos de exportación con la demanda interna, especialmente en picos invernales.

En el plano político, la decisión profundiza la impronta liberal del actual marco energético, en línea con el Decreto 70/2023 y la Ley de Bases, que reducen la discrecionalidad estatal y otorgan seguridad jurídica a los privados.

Si Southern Energy cumple con el cronograma de inversiones, el país contará desde 2028 con al menos dos plantas flotantes de licuefacción operativas, conectadas por un gasoducto dedicado a la exportación. Ello abre la puerta a que la Argentina se convierta en un hub regional de GNL, con acceso a mercados internacionales en Europa y Asia.

El horizonte a tres décadas convierte a este proyecto en uno de los de mayor envergadura del sector energético nacional, comparable con la construcción de gasoductos troncales en la historia reciente. La incógnita radica en si el Estado y el sector privado podrán cumplir con los plazos de inversión y con la estabilidad macroeconómica necesaria para sostener la confianza de los mercados.

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El Gobierno desregula el mercado de gas licuado: eliminan controles y liberalizan precios

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El Gobierno desregula la cadena del gas licuado: Decreto modifica la Ley 26.020 para liberar el mercado de GLP. Con un nuevo decreto, el Ejecutivo avanza en la liberalización del sector del gas licuado de petróleo, elimina controles económicos y redefine el rol del Estado. El objetivo es reducir costos, fomentar la competencia y garantizar el abastecimiento para hogares vulnerables.

Mediante el Decreto 446/2025, el Poder Ejecutivo modificó de forma sustancial la Ley 26.020, que regula la producción, fraccionamiento, distribución y comercialización del gas licuado de petróleo (GLP) en Argentina. La medida redefine el rol de la Secretaría de Energía, limita sus facultades regulatorias al aspecto técnico y de seguridad, y promueve un modelo basado en libre competencia de mercado.

El nuevo marco elimina la intervención del Estado en decisiones vinculadas a precios, oferta y demanda, dejando estos aspectos en manos de los agentes privados del sector. También suprime la necesidad de autorizaciones previas para operar en la industria, sustituyéndolas por un sistema de declaración jurada con verificación posterior.

Con el argumento de reducir sobrecostos, duplicación de funciones y distorsiones, el Gobierno busca incentivar el crecimiento de la industria y garantizar un abastecimiento más económico para los consumidores. La intervención estatal se limitará a controlar condiciones de seguridad, normas técnicas y el cumplimiento de requisitos mínimos operativos.

En este sentido, la Autoridad de Aplicación ya no tendrá potestad para fijar precios o definir cupos, sino que podrá delegar funciones de fiscalización en organismos públicos o privados competentes y coordinar con provincias y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Cambios clave en el funcionamiento del mercado del GLP

Entre las modificaciones centrales del decreto se destacan:

  • Libre instalación y operación de plantas fraccionadoras sin necesidad de autorización previa.
  • Eliminación de exclusividades en los contratos entre fraccionadores y comercializadores.
  • Libre importación de GLP, con exportación autorizada automáticamente si no se objeta en un plazo de 7 días.
  • Canje de envases y uso común del parque de cilindros, gestionado de forma voluntaria por las empresas.
  • Simplificación de trámites: el “silencio positivo” se aplicará si la Autoridad de Aplicación no responde en 10 días hábiles ante solicitudes de inscripción o presentación de documentación.
  • Creación de registros digitales abiertos y gratuitos para operadores y centros de canje.

El decreto se enmarca en los objetivos de la Ley Bases (N° 27.742), que declaró la emergencia en áreas clave de la economía, incluyendo el sector energético. En ese contexto, se busca reducir el peso del Estado, achicar estructuras burocráticas y fomentar un entorno propicio para la inversión privada y la eficiencia operativa.

La modificación también responde a la necesidad de adaptarse a una matriz energética cambiante, en la que el GLP sigue siendo una fuente crítica para hogares de bajos ingresos sin acceso al gas natural por redes. La norma resguarda este objetivo social como uno de los pilares del nuevo esquema.

El decreto fue firmado por el presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete Guillermo Francos y el ministro de Economía Luis Caputo, y ya fue publicado en el Boletín Oficial. La medida entra en vigencia de forma inmediata y será notificada a la Comisión Bicameral del Congreso.

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El Gobierno liberó el precio de las garrafas y en la industria esperan nuevos aumentos

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El Gobierno liberó este viernes los precios en el mercado de Gas Natural Licuado de Petróleo (GLP) y desde ahora las garrafas tendrán precios de referencia pero no podrán superar los valores internacionales. En la industria anticiparon que la decisión implicará futuros aumentos para los usuarios de este combustible. Seguirán vigentes los subsidios del Programa Hogar para sectores vulnerables que no cuentan con acceso a la red de gas natural.

Las medidas fueron oficializadas a través de la Resolución 15/2025 de la Secretaría de Energía publicada hoy en el Boletín Oficial. Lleva la firma de la titular de la dependencia, María Tettamanti.

“Esta medida abre una nueva era en el mercado del GLP, con reglas claras y libertad para competir. A partir de ahora se reflejarán los costos competitivos en todas las etapas del proceso; habrá precios determinados por la oferta y la demanda; se fomentará la competencia, incentivando a los actores del mercado a mejorar continuamente; y se eliminarán barreras artificiales para así facilitar el acceso a este combustible en todas las regiones del país”, afirmó Energía a través de un comunicado.

La norma eliminación los Precios Máximos al derogar la Resolución 70/2015, que establecía ese valor para fraccionadores y distribuidores de GLP, particularmente para garrafas de 10, 12 y 15 kg.

Asimismo, fijó Precios de Referencia para las garrafas de 10, 12 y 15 kg, los cuales serán publicados en la página web del Ministerio de Economía.

La norma aclara que estos precios son una guía para el mercado, pero no son obligatorios.

A su vez, se elimina la regulación sobre la asignación de bocas de carga a los fraccionadores. Estos podrán acordar libremente el acceso a las mismas.

También se eliminó la asignación de aportes a productores y cupos a fraccionadores. De esta forma se busca que los recursos se asignen según las dinámicas del mercado.

Con respecto al Programa Hogar mantendrá subsidios directos a hogares de bajos recursos que no tienen acceso a gas por redes.

Los subsidios serán otorgados a titulares de hogares de bajos recursos o viviendas de uso social o comunitario que no estén abastecidos por el servicio de gas por redes.

La Secretaría de Energía realizará un seguimiento, control y fiscalización de los sujetos activos de la industria del GLP, con la facultad de sancionar en caso de incumplimiento.

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