Los costos eléctricos alcanzaron máximos históricos durante el invierno 2026 por cambios regulatorios, menor generación hidráulica y combustibles importados más caros. Para las industrias argentinas, esto representa un desafío crítico de previsibilidad que requiere nuevas estrategias de contratación.
¿Por qué la energía llegó a niveles récord en 2026?
El incremento del costo eléctrico durante el invierno 2026 no obedeció a una causa única, sino a la confluencia de tres factores estructurales. Desde noviembre de 2025, la Resolución 400/2025 de la Secretaría de Energía implementó cambios en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que modificaron la formación de costos y expusieron a los Grandes Usuarios a los precios reales del sistema. Simultáneamente, el invierno fue particularmente exigente: en junio de 2026, la generación térmica alcanzó 6.850 GWh, un 9% superior al mismo período de 2025, mientras que el aporte hidráulico cayó 25,7% interanual. A eso se sumó un contexto internacional adverso, con conflictos bélicos que encarecieron el gas natural licuado (GNL) que Argentina necesitaba importar.
El impacto en los combustibles fue directo. En junio de 2026, las centrales térmicas consumieron el equivalente a 49,4 millones de metros cúbicos diarios, de los cuales 41,3 millones correspondieron a gas natural. El costo variable promedio de producción con gas natural alcanzó 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 2026: un salto de casi 46% en un año.
¿Cómo pueden las empresas administrar esa volatilidad?
La normalización del MEM abrió nuevas herramientas para que las industrias gestionen su exposición al riesgo de precios. Desde noviembre de 2025, el Mercado a Término permite a Grandes Usuarios contratar energía y potencia directamente con generadores o distribuidoras, pactando cantidad, precio y plazo. La lógica es similar a la que aplican para otras variables críticas del negocio: no se trata de acertar el precio más bajo, sino de definir qué nivel de riesgo está dispuesta a asumir cada empresa.
Una estrategia de contratación adecuada permite transformar la incertidumbre en costos previsibles, facilitando la elaboración de presupuestos, la fijación de precios y la planificación de mediano plazo. Sin embargo, la estrategia no es idéntica para todas las compañías: depende del volumen y perfil de consumo, la potencia, el plazo y el porcentaje de cobertura buscado. Contratar tampoco elimina todo riesgo, ya que la conveniencia económica depende del precio acordado y de cómo evolucione posteriormente el mercado spot. Lo que sí permite es decidir anticipadamente qué porción del riesgo conservar y cuál cubrir, en lugar de quedar completamente sujeto al precio mensual.
¿Qué sucede con los usuarios que aún se abastecen por distribuidora?
Los Grandes Usuarios de Distribuidora (GUDI) —empresas con demandas iguales o superiores a 300 kW de potencia instalada— también enfrentan el impacto de la volatilidad, aunque continúan siendo facturados por su distribuidora zonal. 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 sus condiciones económicas a las de los Grandes Usuarios que participan directamente del mercado.
El universo de GUDI ha experimentado cambios significativos. A junio de 2026, permanecían bajo este esquema 3.298 usuarios, pero desde febrero de 2024 —cuando comenzó a aplicarse el nuevo Cargo Estabilizado— 1.309 usuarios migraron al MEM en busca de no perder competitividad. Esto representa una reducción cercana al 28% en poco más de dos años. Durante 2026, la tendencia continuó: en la ventana del 1.º de agosto ingresaron 107 usuarios adicionales, acumulando 479 ingresos en las primeras tres ventanas del año. De mantenerse este ritmo, 2026 podría convertirse en el año con mayor cantidad de migraciones desde la implementación del nuevo esquema, superando los 589 registrados en 2025.
Un GUDI ahora cuenta con tres opciones: 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 a eliminar barreras para que estos usuarios puedan elegir entre distintas modalidades de contratación según sus necesidades.
Energía: de factura operativa a decisión estratégica
El invierno de 2026 dejó una lección que trasciende los datos mensuales: el costo eléctrico puede convertirse en una fuente importante de volatilidad para el negocio. Para las industrias argentinas, la oportunidad no consiste en adivinar cuál será el próximo pico del mercado, sino 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. Para los administradores y dueños de empresas, esto significa que la estrategia de abastecimiento eléctrico —ya sea a través del MEM, contratos bilaterales o esquemas de distribuidora— debe alinearse con la planificación financiera y los objetivos de rentabilidad de la organización.
