El costo de la electricidad ha alcanzado niveles récord en el contexto de un invierno sin precedentes en la región. Este aumento, que podría parecer atribuible a una única causa, es en realidad el resultado de una combinación de factores regulatorios, condiciones climáticas extremas y el impacto de la situación internacional en el mercado de combustibles. En la actualidad, las empresas y grandes usuarios de electricidad se ven obligados a adaptarse a este nuevo entorno, que presenta tanto desafíos como oportunidades para optimizar sus estrategias de suministro.
Factores que impulsan el aumento del costo eléctrico
La Resolución 400/2025 de la Secretaría de Energía, implementada en noviembre de 2025, introdujo cambios significativos en el funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Esta normativa modificó la formación y asignación de costos, y permitió una mayor flexibilidad en la contratación bilateral de energía. Para los grandes usuarios, esto significa enfrentarse a una exposición mayor a los costos efectivos del sistema eléctrico, aunque también les ofrece herramientas valiosas para manejar dicha exposición.
El invierno de 2026 se ha caracterizado por una demanda de energía significativamente mayor. En junio, la generación térmica alcanzó 6.850 GWh, con un incremento del 9% respecto al año anterior. Sin embargo, el aporte de la generación hidráulica disminuyó un 25,7% interanual, lo que intensificó la necesidad de una mayor oferta de energía térmica, a la vez que las importaciones de electricidad crecieron en torno al 11%.
El panorama internacional ha añadido presión al sistema. El conflicto en curso, junto con las interrupciones en una de las principales rutas de hidrocarburos, ha encarecido el Gas Natural Licuado (GNL) importado, impactando directamente en el costo de generación térmica. En junio, las centrales térmicas consumieron 49,4 millones de metros cúbicos diarios de combustibles, lo que exacerba el desafío de los sectores más electrointensivos.
Costos de generación térmica y su impacto
El costo promedio de generación eléctrica ha visto un notable incremento. El coste variable promedio de producción con gas natural se elevó hasta 120 USD/MWh, mientras que el de combustibles alternativos alcanzó 176,2 USD/MWh. Esta combinación llevó a un aumento significativo en el costo variable ponderado de la generación térmica, que pasó de 88,2 USD/MWh en junio de 2025 a 128,4 USD/MWh en el mismo mes de 2026.
Patricio Cipollone, gerente de operaciones de Alpes Energy, menciona que “el marco regulatorio ha cambiado, aumentando la exposición del mercado a señales reales”. Este ajuste ha llevado a las empresas electrointensivas a enfrentar un desafío de gestión más robusto, ya que la volatilidad en los costos puede complicar la planificación presupuestaria y fijación de precios.
Desafíos y oportunidades para las industrias
La volatilidad del costo eléctrico no solo tiene un impacto directo en los gastos operativos, sino que también puede interferir con la capacidad de las empresas para elaborar presupuestos y establecer precios competitivos. Las industrias ahora necesitan entender la nueva dinámica del mercado. Esto implica explorar estrategias efectivas de adquisición de energía, ya que la nueva legislación permite ajustes en la contratación que pueden transformar la incertidumbre en un costo más predecible.
Las empresas enfrenten su propia decisión crítica: ¿cuánto riesgo están dispuestas a asumir? A través de contratos de energía y potencia, pueden gestionar sus costos y sus niveles de exposición al mercado. Sin embargo, es importante recalcar que cada estrategia debe adaptarse al perfil de consumo y las necesidades particulares de cada empresa.
Los Grandes Usuarios de Distribuidora (GUDI) en el nuevo escenario
Más allá de los grandes usuarios que operan directamente en el MEM, existe otro grupo significativo: los Grandes Usuarios de Distribuidora (GUDI). Estas empresas, que tienen demandas de energía superiores a 300 kW, siguen siendo abastecidas por sus distribuidoras zonales. A partir de la Resolución 976/2023, el Cargo Estabilizado GUDI ha incorporado a estos usuarios en el juego del costo mayorista, reflejando así las dinámicas de precios del mercado.
Hasta junio de 2026, 3.298 GUDI permanecen en este esquema, una cifra que ha disminuido en 28% en poco más de dos años. Este descenso se debe a la creciente migración hacia el MEM, donde los usuarios buscan mejorar su competitividad y gestión de costos.
La flexibilidad del nuevo marco regulatorio permite a los GUDI optar entre sus distribuidores o ingresar directamente al MEM. Ignacio Albónico, director de Alpes Energy, señala que “el nuevo marco brinda más alternativas para que los usuarios optimicen sus costos de energía y administren su exposición a las variaciones del mercado”.
Reflexiones sobre la volatilidad del costo eléctrico
El auge de la electricidad como un factor decisivo en la operación empresarial no debe ser subestimado. En un entorno donde la eficiencia es clave, cada empresa debe analizar si continuar absorbiendo la variabilidad de precios o asumir una estrategia que incluya contratos para equilibrar coste, cobertura y previsibilidad.
En este panorama, el costo eléctrico se transforma de ser una simple línea de gasto en una decisión estratégica fundamental para la gestión empresarial. Las empresas que logren adaptarse a esta nueva realidad tendrán una ventaja competitiva significativa, lo que les permitirá no solo sobrevivir, sino prosperar en un mercado cada vez más volátil.