Varios grandes mercados emergentes han tomado decisiones opuestas sobre las tarifas eléctricas en la antesala del verano boreal, revelando tensiones entre la sostenibilidad financiera del sector, la protección del poder adquisitivo y la seguridad del suministro. Indonesia anunció que mantendrá sin cambios las tarifas para los 13 grupos de clientes no subsidiados durante el tercer trimestre de 2026, a pesar de que la fórmula de ajuste automático —basada en el tipo de cambio (16.959 rupias por dólar), el precio del crudo indonesio (96,12 dólares por barril) y la inflación— indicaba un alza. En contraste, el regulador brasileño Aneel aprobó un aumento medio del 10,18% para los consumidores de Enel São Paulo y de hasta el 8,11% para los usuarios residenciales en Tocantins, trasladando a la tarifa los costos adicionales de compra y transporte de energía no cubiertos en el período anterior.

El mecanismo indonesio, establecido por el reglamento ministerial de 2024, vincula la tarifa trimestral a la evolución de los indicadores macroeconómicos. Sin embargo, el gobierno de Yakarta optó por una intervención directa para preservar la capacidad de gasto de los hogares y dar certidumbre al tejido empresarial, una lógica que también se refleja en la decisión de mantener invariables las tarifas de los 24 grupos de clientes subsidiados, que incluyen a hogares pobres, pequeños negocios y usuarios de UMKM. En Brasil, la actualización tarifaria anual responde a un esquema regulatorio que reconoce los desbalances financieros de las concesionarias: en el caso de Enel São Paulo, que atiende a 8,3 millones de unidades y factura unos 23.600 millones de reales anuales, el incremento busca compensar la insuficiencia de la cobertura tarifaria previa, mientras la empresa negocia con el gobierno federal la continuidad de un contrato que vence en 2028 y enfrenta un proceso de caducidad por fallas en el servicio.

Egipto se sitúa en una posición intermedia. El gobierno de El Cairo ha descartado cortes de suministro y desmintió un alza de tarifas domésticas a partir del 1 de julio, pero confirmó un recargo del 20% sobre ciertas actividades comerciales y de servicios de alto consumo durante las horas pico. La medida se enmarca en un plan de emergencia coordinado por los ministerios de Electricidad y Petróleo para afrontar un aumento estimado del 8% en la demanda máxima, que podría superar los 40.000 megavatios registrados en 2025. La estrategia combina la inyección de gas natural licuado a través de buques regasificadores, el uso de la terminal de Damietta como almacenamiento estratégico, y la incorporación de 2.200 megavatios de energías renovables y 1.300 megavatios-hora de baterías de almacenamiento a lo largo de 2026. El sector eléctrico egipcio afirma haber reducido el consumo de combustible por debajo de 170 gramos por kilovatio-hora, mientras la producción local de gas (3.214 millones de metros cúbicos en abril) es superada por unas importaciones que ya representan cerca del 68% de esa cifra.

En paralelo, El Cairo avanza en la colocación de activos energéticos en bolsa como vía para atraer capital extranjero. Tres empresas petroleras —Enppi, Elab y PMS— han recibido una cotización temporal en la Bolsa Egipcia y se espera que sus títulos se negocien en dólares, dentro de un programa de ofertas públicas que ya ha listado provisionalmente a 20 de las 30 compañías previstas. El tamaño de las participaciones se definirá tras las valoraciones de precio justo. El próximo hito a observar será la evolución de la demanda eléctrica en Egipto durante las semanas de mayor calor, mientras en Brasil las nuevas tarifas entran en vigor el 4 de julio y en Indonesia el congelamiento tarifario se extenderá hasta finales de septiembre.