Energía en niveles récord: el desafío de las industrias para minimizar el impacto y mejorar la previsibilidad

El costo monómico promedio para los Grandes Usuarios se ubicó cerca de 166 USD/MWh entre mayo y julio, contra 90 USD/MWh en el mismo período de 2025. El salto vuelve a poner en primer plano el impacto que la volatilidad del mercado eléctrico puede tener sobre los costos de las empresas y la importancia de evaluar alternativas de contratación que permitan ganar previsibilidad.

El invierno suele ser uno de los períodos de mayor exigencia para el sistema eléctrico argentino. Pero en 2026 el costo de abastecimiento dio un salto que sobresale incluso frente a esa estacionalidad y volvió a colocar a la energía entre las variables que las industrias deben mirar de cerca.

Tomados en conjunto, mayo, junio y julio de 2026 dejaron un precio monómico promedio cercano a 166 USD/MWh para los Grandes Usuarios, frente a aproximadamente 90 USD/MWh en los mismos tres meses de 2025. La diferencia es de unos 76 USD/MWh, equivalente a una suba interanual cercana al 85%, según cálculos realizados sobre los datos mensuales de CAMMESA.

Si se observa solamente el componente de energía spot, la brecha resulta todavía más marcada en términos porcentuales: el promedio del trimestre pasó de unos 74 USD/MWh en 2025 a 142 USD/MWh este año, un incremento superior al 90%.

El último dato disponible, correspondiente a julio, terminó de consolidar esa fotografía del invierno: el precio monómico fue de 168,7 USD/MWh, 75% por encima del nivel de julio del año pasado. Dentro de ese total, la energía representó 143,1 USD/MWh, a lo que se sumaron los componentes de potencia, servicios y transporte.

Para las empresas, sin embargo, la discusión más relevante no pasa por intentar anticipar qué mes será el más costoso. El interrogante es cuánto de esa volatilidad quieren dejar expuesta al mercado y cuánto pueden transformar en un costo previsible mediante contratos.

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 de energía y potencia. Para los Grandes Usuarios, esto implicó una mayor exposición a los costos efectivos del sistema y, al mismo tiempo, nuevas herramientas para administrar esa exposición mediante contratos.

A ese cambio estructural se sumó un invierno particularmente 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, a su vez, aumentaron alrededor de 11%.

El escenario internacional agregó presión. El conflicto bélico y las disrupciones en una de las principales rutas mundiales de hidrocarburos impactaron sobre el mercado internacional de GNL, justamente cuando la Argentina necesitaba recurrir a mayores volúmenes de combustibles para atravesar el pico invernal. El encarecimiento del GNL importado terminó trasladándose al costo de generación térmica y, por esa vía, al costo del abastecimiento eléctrico.

En junio, las centrales térmicas consumieron el equivalente a 49,4 millones de metros cúbicos diarios de combustibles: 41,3 millones correspondieron a gas natural y otros 8,1 millones a combustibles alternativos. El costo variable promedio de producir con gas natural alcanzó los 120 USD/MWh, mientras que con combustibles alternativos llegó a 176,2 USD/MWh. Como resultado, el costo variable ponderado de la generación térmica pasó de 88,2 USD/MWh en junio de 2025 a 128,4 USD/MWh en junio de este año.

“Este invierno confluyeron varios factores. Cambió el marco regulatorio, aumentó la exposición de la demanda a las señales reales del mercado y, al mismo tiempo, el sistema necesitó más generación térmica en un contexto internacional de combustibles significativamente más costoso. Esa combinación explica buena parte del salto que vimos en los costos eléctricos”, explica Patricio Cipollone, gerente de Operaciones de Alpes Energy, una de las mayores comercializadoras de Energía Eléctrica y Gas Natural de Argentina.

Para una empresa electrointensiva, esa volatilidad puede convertirse rápidamente en un serio desafío de gestión. No solo por su impacto directo en los costos, sino también porque dificulta la elaboración de presupuestos, la fijación de precios, la cotización de la producción y la planificación de los meses siguientes.

El costo de quedar expuesto al mercado

El marco regulatorio también está cambiando en esa dirección. Desde noviembre de 2025, la normalización del Mercado Eléctrico Mayorista volvió a darle un papel central al Mercado a Término, con contratos de energía y potencia entre generadores, distribuidores y Grandes Usuarios. La regulación establece que la demanda que potencialmente enfrenta precios spot puede contratar su abastecimiento y que las condiciones de esos contratos —cantidad, precio y plazo— son pactadas entre las partes.

La lógica es similar a la que una compañía aplica sobre otras variables críticas del negocio: no necesariamente intentar acertar cuál será 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. Una estrategia de contratación adecuada permite transformar esa incertidumbre en costos previsibles, para que las industrias puedan concentrarse en lo más importante: su negocio”, señala Ignacio Albónico, director de Alpes Energy.

La estrategia no es idéntica para todas las compañías. Depende del volumen y perfil de consumo, la potencia, el plazo, el porcentaje de cobertura buscado y la alternativa de abastecimiento elegida. El nuevo esquema contempla contratos de energía convencional y potencia, mientras que el MATER continúa siendo la vía específica para contratación de energía renovable.

Para una empresa, además, contratar no elimina necesariamente todo riesgo: la conveniencia económica depende del precio acordado, de la cobertura efectiva y de cómo evolucione posteriormente el mercado spot. Pero sí permite decidir anticipadamente qué porción de ese riesgo conservar y cuál cubrir, en lugar de quedar completamente sujeto al precio mensual.

Los GUDI también están expuestos

La discusión no alcanza solamente a los GUMA y GUME que operan como Grandes Usuarios dentro del MEM.

Existe otro universo relevante para PyMEs e industrias: los Grandes Usuarios de Distribuidora (GUDI), empresas con demandas iguales o superiores a 300 kW de potencia instalada que continúan siendo abastecidas y facturadas por su distribuidora zonal.

El último dato disponible muestra que, a junio de 2026, 3.298 GUDI permanecían bajo este esquema. Sin embargo, ese universo viene reduciéndose: desde febrero de 2024, cuando comenzó a aplicarse el nuevo Cargo Estabilizado GUDI, 1.309 usuarios ingresaron al Mercado Eléctrico Mayorista en busca de no perder competitividad.

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% en poco más de dos años. Dicho de otra manera, casi tres de cada diez usuarios de ese universo inicial ya dieron el paso hacia el MEM.

La tendencia continúa. “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. De mantenerse este ritmo, 2026 podría convertirse en el año con mayor cantidad de ingresos desde la implementación del nuevo esquema, superando los 589 registrados en 2025”, añadió Cipollone.

Que la factura llegue a través de una distribuidora, sin embargo, no significa que estas empresas queden al margen de lo que sucede en el 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, acercando las condiciones económicas que enfrentan a las de los Grandes Usuarios que participan directamente del mercado.

A partir de la normalización del sector eléctrico, la relación con los Grandes Usuarios de Distribuidora (GUDI) cobró mayor transparencia: sus costos mayoristas ahora responden a la dinámica real del mercado, habilitando nuevas herramientas estratégicas para gestionar su nivel de exposición.

Un GUDI puede continuar bajo el esquema de su distribuidora, contratar energía y potencia a través de ella o ingresar directamente al MEM y gestionar su propio abastecimiento. La regulación vigente apunta justamente a eliminar barreras para que estos usuarios puedan elegir entre distintas modalidades de contratación.

“El nuevo marco regulatorio incorpora mayor flexibilidad y amplía las alternativas también para los usuarios que continúan abasteciéndose a través de una distribuidora. Los GUDI hoy cuentan con nuevas herramientas para optimizar sus costos de energía y administrar su exposición a las variaciones del mercado”, agrega uno de los directores de Alpes Energy.

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 no consiste en adivinar cuál será el próximo pico del mercado. Está en analizar si tiene sentido seguir absorbiendo completamente esa variación o utilizar contratos para buscar una combinación diferente entre precio, cobertura y previsibilidad.

En un contexto en el que las empresas compiten por eficiencia y márgenes, la energía empieza a dejar de ser solamente una factura operativa para convertirse en una decisión de gestión empresarial.