El precio monómico promedio para los Grandes Usuarios alcanzó cerca de 166 USD/MWh entre mayo y julio, frente a los 90 USD/MWh del mismo período de 2025, lo que encendió las alarmas en el sector industrial.
El invierno de 2026 dejó una marca récord en el sistema eléctrico argentino. Según datos de CAMMESA, el costo de abastecimiento para los Grandes Usuarios trepó un 85% interanual en el trimestre, un salto que volvió a poner a la energía en el centro de las decisiones empresariales.
La comparación con el año pasado es contundente: mientras que entre mayo y julio de 2025 el precio promedio fue de 90 USD/MWh, en los mismos meses de este año escaló a 166 USD/MWh. La diferencia es de unos 76 USD/MWh.
Si se aísla el componente de energía spot, la suba es aún más pronunciada: pasó de 74 USD/MWh a 142 USD/MWh, un incremento superior al 90%.
El dato de julio terminó de consolidar la tendencia: el precio monómico fue de 168,7 USD/MWh, un 75% más que en julio del año pasado, con la energía representando 143,1 USD/MWh del total.
Qué hay detrás del salto
El aumento no responde a una única causa. Según el análisis, confluyeron tres factores: la normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), un invierno más exigente y el encarecimiento de los combustibles importados.
Desde noviembre de 2025, la Resolución 400/2025 de la Secretaría de Energía modificó la formación de costos y amplió el espacio para la contratación bilateral, lo que expuso a los Grandes Usuarios a los costos reales del sistema.
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 contexto internacional también jugó en contra. El conflicto bélico y las disrupciones en rutas clave de hidrocarburos encarecieron el GNL importado, justo cuando la Argentina necesitaba más combustibles para el pico invernal.
En junio, las centrales térmicas consumieron el equivalente a 49,4 millones de metros cúbicos diarios de combustibles: 41,3 millones de gas natural y 8,1 millones de combustibles alternativos. El costo variable promedio de producir con gas natural fue de 120 USD/MWh, mientras que con combustibles alternativos llegó a 176,2 USD/MWh.
“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”, explicó Patricio Cipollone, gerente de Operaciones de Alpes Energy.
Cómo mitigar la exposición
Para las empresas electrointensivas, la volatilidad se convierte en un desafío de gestión: impacta en presupuestos, precios y planificación. La clave, según los especialistas, no es adivinar el próximo pico, sino definir qué nivel de riesgo se está dispuesto a asumir.
El marco regulatorio actual da un rol central al Mercado a Término, con contratos entre generadores, distribuidores y Grandes Usuarios. “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 varía según el perfil de consumo, la potencia, el plazo y la cobertura buscada. Contratar no elimina todo el riesgo, pero permite decidir qué porción cubrir en lugar de quedar sujeto al precio mensual.
Los GUDI también en la mira
La situación no solo afecta a los Grandes Usuarios del MEM. Los Grandes Usuarios de Distribuidora (GUDI), con demandas de 300 kW o más, también están expuestos a las variaciones del mercado mayorista a través del Cargo Estabilizado GUDI, creado por la Resolución 976/2023.
A junio de 2026, 3.298 GUDI permanecían bajo este esquema, pero el universo se reduce: desde febrero de 2024, 1.309 usuarios ingresaron al MEM. Así, el total abastecido por distribuidoras pasó de unos 4.600 a menos de 3.300, una caída del 28%.
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”, agregó Cipollone.
Los GUDI tienen ahora más opciones: continuar con su distribuidora, contratar a través de ella o ingresar al MEM y gestionar su propio abastecimiento. “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”, destacó uno de los directores de Alpes Energy.
El invierno de 2026 dejó una señal clara: el costo eléctrico puede ser una fuente importante de volatilidad para el negocio. Para las industrias, la oportunidad está en analizar si conviene seguir absorbiendo esa variación o utilizar contratos para buscar un equilibrio entre precio, cobertura y previsibilidad. En un contexto de competencia por eficiencia, la energía deja de ser solo una factura operativa para convertirse en una decisión de gestión empresarial.
