Aunque este año el bolsillo no sufrirá por nuevos ajustes en las cuentas de electricidad, ya se asoma en el horizonte una nueva variación que se concretará en enero de 2026. Así, el Gobierno se despediría con otro incremento -aunque más moderado- respecto de la seguidilla de alzas que implicó el descongelamiento de las tarifas eléctricas.
$800 subiría la cuenta de un hogar promedio
Si bien se está a la espera del Informe Técnico Preliminar de Fijación de Precios de Nudo Promedio del Sistema Eléctrico Nacional que debe publicar la Comisión Nacional de Energía (CNE), correspondiente al primer semestre de 2026, según las estimaciones de la consultora energiE el siguiente ajuste tarifario corresponderá a un incremento, aunque menor en su valor respecto a la última alza de julio que alcanzó el 7,1% promedio a nivel nacional.
En términos de impacto tarifario, se proyecta un aumento de 2% en la tarifa residencial más habitual, que abarca al 97% de los clientes a nivel nacional, con un consumo promedio de 180 kWh/mes (conocida como BT1A), lo que equivale a unos $ 800 mensuales adicionales para un hogar promedio.
Y, en el caso de la tarifa para un cliente regulado industrial, con un consumo promedio de 13.629 kWh al mes, se anticipa un alza de 1,7%, que constituye cerca de $ 45.000 adicionales.
En julio de este año, la tarifa residencial se ubicaba en $ 38.748, mientras que la tarifa industrial alcanzaba $ 2.527.403. En tanto, en enero de 2026 llegaría a $ 39.539 y $ 2.571.859, respectivamente.
¿Por qué se produce esta alza? En el documento de la consultora se analizan los cambios más relevantes que inciden en el cálculo del Precio de Nudo Promedio correspondiente al primer semestre de 2026 respecto del período previo: cartera de contratos de suministro regulado, variación de indexadores de energía y variación en el dólar.
Según se explica, durante el próximo semestre se materializará la exclusión de 680 GWh/año de la licitación del primer semestre de 2017 y la totalidad de los contratos adjudicados en la licitación del primer semestre de 2021, que en conjunto representan cerca de 2.980 GWh/año. Se detalla que estos volúmenes correspondían a ofertas con precios sustancialmente inferiores al Precio de Nudo Promedio (PNP) del sistema, en el rango de US$ 30 a US$ 45 por MWh, mientras que el PNP vigente en el semestre anterior alcanzó US$ 93,14 por MWh.
“En términos prácticos, esta situación implica que una fracción relevante de energía barata dejará de estar disponible para el suministro regulado, eliminando los beneficios tarifarios proyectados a partir de dichas licitaciones. Como consecuencia de lo anterior, el retiro anticipado de estos contratos incrementa la proporción de energía cubierta por contratos de mayor precio, reduciendo la expectativa inicial de estas adjudicaciones en torno a la disminución de las tarifas reguladas”, se advierte.
Se añade que, considerando únicamente la variación de los factores de indexación y sus respectivos pesos en la energía contratada, se estima que el precio promedio de los contratos aumente en un 3,7%. Por su parte, el indexador de mayor peso (66,4%), CPI, aumenta 1,3%.
Sin embargo, el tipo de cambio, a pesar de ser una de las principales variables a monitorear, ya que sus fluctuaciones se traspasan directamente a los precios de energía y potencia que absorben los clientes regulados, presenta una baja de 1,3%, lo que amortigua parcialmente el alza generada por la caída de contratos y variación de indexadores.
La actualización de todas las variables consideradas en la fijación proyectada arroja un Precio de Nudo promedio de US$ 96,96 por MWh, equivalente a un alza de 4,1% respecto al semestre anterior. Así, energiE concluye que el alza del PNP en esta fijación responde al efecto combinado de la exclusión de contratos con precios bajos y al aumento de los indexadores asociados a éstos, con un impacto mucho mayor del primer efecto (contratos).
Consultada la CNE, declinó referirse al tema.
Los pendientes a saldar
Aunque en la industria se valora la decisión del Gobierno de sincerar las tarifas eléctricas, también se advierten cobros pendientes que deberá tomar la próxima administración.
Así lo alerta la consultora Systep. Su gerente general, Rodrigo Jiménez, explica que “la deuda acumulada durante el congelamiento tarifario ya se está cobrando mediante el Cargo MPC (Mecanismo Transitorio de Protección al Cliente), pero todavía falta incorporar los ajustes de transmisión y distribución, lo que podría significar nuevas alzas cuando entren en vigencia los decretos pendientes”.
Precisa que en transmisión se sigue en espera de la publicación del decreto para el período 2020-2023, así como la conclusión del estudio correspondiente al período 2024-2027.
Y, en distribución, sostiene que el decreto 2020-2024 se publicó con tres años y siete meses de atraso, y aún está sin resolver la reliquidación asociada a ese retraso. “En cuanto al proceso actual, VAD 2024-2028, que debía entrar en vigor en noviembre de 2024, aún se encuentra en fase de desarrollo por parte con un importante grado de atraso”, enfatiza.
Añade que las reliquidaciones de distribución, derivadas de la tardía publicación del decreto VAD 2020-2024, podrían ascender a entre los US$ 600 millones y US$ 1.000 millones más intereses, según estimaciones de prensa. La SEC deberá definir el plazo y la forma en que estos montos se trasladarán a los clientes.
Sobre si la reliquidación podría coincidir con el próximo ajuste, el ministro de Energía, Diego Pardow, sostuvo a DF hace unos días que “si la recopilación de información todavía no termina, difícilmente vamos a poder hacer la reliquidación en lo que queda de año”.
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