Qué llevó el costo eléctrico a niveles récord
El fuerte incremento del costo eléctrico durante este invierno no respondió a una única causa. Confluyeron cambios regulatorios en el funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista, condiciones menos favorables para el sistema de generación y un contexto internacional que encareció los combustibles importados.
Desde noviembre de 2025, la Resolución 400/2025 de la Secretaría de Energía puso en marcha un proceso de normalización del MEM que modificó la formación y asignación de costos, recuperó señales económicas del mercado y amplió el espacio para la contratación bilateral. Para los Grandes Usuarios, esto implicó mayor exposición a los costos efectivos y nuevas herramientas para administrar esa exposición.
A ese cambio estructural se sumó un invierno exigente. En junio, la generación térmica alcanzó 6.850 GWh, un 9% más que un año antes, mientras que el aporte hidráulico de las centrales de más de 50 MW cayó 25,7% interanual. Las importaciones de electricidad aumentaron alrededor de 11%.
El escenario internacional agregó presión. El conflicto bélico y las disrupciones en rutas mundiales de hidrocarburos impactaron sobre el mercado internacional de GNL, justo cuando Argentina necesitaba mayores volúmenes de combustibles para el pico invernal. El encarecimiento del GNL importado se trasladó al costo de generación térmica y al abastecimiento eléctrico.
El costo de quedar expuesto al mercado
El marco regulatorio también cambió. Desde noviembre, la normalización del MEM volvió a darle papel central al Mercado a Término, con contratos de energía y potencia entre generadores, distribuidores y Grandes Usuarios. La demanda que potencialmente enfrenta precios spot puede contratar su abastecimiento y pactar cantidad, precio y plazo entre las partes.
La lógica es similar a la que una compañía aplica sobre otras variables críticas: no necesariamente acertar el precio más bajo, sino definir qué nivel de riesgo está dispuesta a asumir. "Una industria necesita certeza sobre sus costos para poder planificar y tomar mejores decisiones. La energía puede ser una fuente importante de volatilidad, pero esa exposición se puede administrar", señaló Ignacio Albónico, director de Alpes Energy.
La estrategia no es idéntica para todas las compañías: depende del volumen, perfil de consumo, potencia, plazo y porcentaje de cobertura. El nuevo esquema contempla contratos de energía convencional y potencia, mientras que el MATER sigue para renovables. Contratar no elimina todo riesgo, pero permite decidir anticipadamente qué porción conservar y cuál cubrir.
Los GUDI también están expuestos
La discusión no alcanza solo a los GUMA y GUME. Existe otro universo relevante para PyMEs e industrias: los Grandes Usuarios de Distribuidora (GUDI), con demandas iguales o superiores a 300 kW. A junio de 2026, 3.298 GUDI permanecían bajo este esquema, pero el universo viene reduciéndose: desde febrero de 2024, 1.309 usuarios ingresaron al MEM.
Tomando esos movimientos como referencia, el universo abastecido por distribuidoras habría pasado de alrededor de 4.600 usuarios a menos de 3.300, una reducción cercana al 28%. "Con la ventana del 1.º de agosto se sumaron otros 107 usuarios, por lo que 2026 ya acumula 479 ingresos al MEM en sus primeras tres ventanas. Todavía resta la última del año, prevista para el 1.º de noviembre", añadió Patricio Cipollone, gerente de Operaciones de Alpes Energy.
Que la factura llegue a través de una distribuidora no significa que estas empresas queden al margen del mercado mayorista. El Cargo Estabilizado GUDI, creado por la Resolución 976/2023, traslada a estos usuarios parte de las variaciones de los costos de energía del MEM. La normalización del sector eléctrico les dio mayor transparencia y nuevas herramientas para gestionar su exposición, pudiendo continuar con su distribuidora o ingresar directamente al MEM.
El invierno de 2026 dejó así una señal que trasciende un dato mensual: el costo eléctrico puede convertirse en una fuente importante de volatilidad para el negocio. Para las industrias, la oportunidad está en analizar si tiene sentido seguir absorbiendo completamente esa variación o utilizar contratos para buscar una combinación diferente entre precio, cobertura y previsibilidad.
