El sistema eléctrico es el motor de la economía moderna. Como el sistema circulatorio del cuerpo, funciona silenciosamente en segundo plano, alimentando cada fábrica, hogar y negocio. Todos dependemos de él, pero pocos entienden realmente su compleja maquinaria interna.
Lejos de los titulares, se está produciendo una profunda reforma regulatoria a través de la Resolución 400/2025 de la Secretaría de Energía (formalmente, RESOL-2025-400-APN-SE#MEC), una normativa que busca "normalizar" y modernizar este motor vital. Este cambio no es superficial; reconfigura las reglas fundamentales del juego.
Este artículo destila y explica los 5 cambios más impactantes y sorprendentes de esta nueva normativa, que redefinirán cómo se genera, vende y compra la electricidad en Argentina.
Los 5 Cambios Clave en el Nuevo Mercado Eléctrico
1. Se Acabó la Gestión Centralizada: Cada Generador Deberá Comprar su Propio Combustible
Hasta ahora, CAMMESA (la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) actuaba como un gestor centralizado que proveía el combustible a gran parte de las centrales térmicas. El problema de este modelo no era solo la centralización, sino la ineficiencia económica y el riesgo moral que generaba: al no asumir el costo y el riesgo de sus decisiones de combustible, los generadores estaban aislados de las señales del mercado.
El nuevo paradigma obliga a los generadores térmicos a gestionar por sí mismos la compra de gas natural y combustibles alternativos. Esto transforma su modelo de negocio: de ser actores puramente operativos, deberán convertirse en sofisticados gestores comerciales, desarrollando estrategias de compra y cobertura de precios como en cualquier mercado de commodities. La gestión completa de los combustibles será obligatoria a partir del 1 de enero de 2029.
Este cambio introduce competencia real, riesgo y eficiencia. Para incentivar la transición, se ha diseñado un mecanismo de penalización progresivo sobre la remuneración de la potencia disponible (el pago que recibe una central solo por estar disponible para el sistema). Aquellos generadores que no gestionen su propio combustible recibirán el 80% de esta remuneración hasta fines de 2026, el 40% en 2027 y el 0% a partir de 2028, un poderoso incentivo para la autosuficiencia.
2. Una Nueva Forma de Calcular Precios: El Costo Marginal Mirará Hacia Adelante
El precio mayorista de la electricidad se define hora a hora por el Costo Marginal Horario (CMgh), que representa el costo de producir el último megawatt-hora (MWh) necesario para satisfacer la demanda en ese momento.
El cambio más técnico de la reforma está en la fórmula para calcular este precio. El CMgh evolucionará para incluir no solo el costo de la última máquina que ya fue despachada (CMOh), sino también una porción del costo del "siguiente MW a despachar" (CMph). En otras palabras, el precio comenzará a reflejar no solo el presente, sino también la tensión futura del sistema.
La evolución de la fórmula será la siguiente:
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Año |
Costo Marginal Operado (CMOh) |
Costo del siguiente MW a despachar (CMph) |
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2025 |
100% |
0% |
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2026 |
100% |
0% |
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2027 |
90% |
10% |
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2028 en adelante |
80% |
20% |
¿Por qué es esto importante? Porque crea una señal de precios más precisa que anticipa la escasez. Al incorporar el costo de la siguiente unidad disponible, se incentiva a los generadores a estar listos y disponibles precisamente cuando el sistema más los necesita, mejorando la confiabilidad general.
3. Más Allá de la Energía: Nace el Mercado a Término de Potencia (MAT Potencia)
En el mercado eléctrico se venden dos productos distintos pero relacionados:
- Energía (MWh): Es la electricidad que efectivamente se consume a lo largo del tiempo.
- Potencia (MW): Es la capacidad de generar electricidad en un instante. Representa la "disponibilidad" o "confiabilidad" del sistema.
La nueva normativa crea un mercado formal, el Mercado a Término de Potencia (MAT Potencia), para que los grandes consumidores y distribuidoras puedan firmar contratos que les garanticen tener una "reserva" de potencia disponible. Este mercado es fundamental porque crea un producto financiero para la confiabilidad. Permite a los actores de la demanda cubrirse de los riesgos de volatilidad de precios (introducidos por los cambios 1 y 2) y, a su vez, proporciona a los generadores un flujo de ingresos predecible que facilita la financiación de nuevas inversiones.
4. Un Doble Sistema: La 'Generación Asignada' Protegerá a los Hogares
Para gestionar la transición, la normativa establece una jerarquía clara en la demanda. La divide en tres niveles: Residencial (hogares), No Residencial (comercios y pymes) y GUDI (Grandes Usuarios del Distribuidor, como industrias).
Se crea un mecanismo protector denominado "Generación Asignada". Este consiste en destinar la generación más barata y estable del sistema a cubrir la demanda de los hogares, que tienen primera prioridad. Esta generación incluye los Contratos de Abastecimiento MEM vigentes (tanto Renovables como Térmicos), la generación hidroeléctrica del Estado, las centrales nucleares y las importaciones de oportunidad.
El resto de la demanda deberá enfrentarse a los precios del mercado spot o contratar su suministro en el Mercado a Término. Esta medida no es solo un "escudo" protector; es una herramienta de política deliberada para asegurar la viabilidad política de la reforma. Al aislar a los usuarios residenciales de los shocks de precios iniciales, se busca una adaptación gradual y socialmente consciente que evite un rechazo público que pueda hacer descarrilar todo el proceso de modernización.
5. Atrayendo Inversiones: El Poderoso 'Servicio de Reserva de Confiabilidad'
Para asegurar la expansión del sistema, la resolución crea un incentivo excepcionalmente fuerte: el "Servicio de Reserva de Confiabilidad Adicional". Este servicio está diseñado específicamente para la "Generación Nueva" (centrales habilitadas desde el 1 de enero de 2025) de tecnología térmica, hidráulica, nuclear o de almacenamiento que se instale en zonas geográficas donde el sistema eléctrico necesita refuerzos urgentes.
El incentivo económico es la parte más poderosa de esta medida: 9.000 dólares por MW al mes, por un plazo de hasta 10 años. No es un simple subsidio, sino una herramienta de mercado para resolver un problema concreto: la falta de inversión privada en capacidad de generación en lugares geográficamente críticos.
Este mecanismo busca cumplir uno de los objetivos centrales de la reforma, tal como se expresa en sus considerandos:
"...promover la competitividad de los mercados de producción y demanda de electricidad y alentar inversiones para asegurar el suministro a largo plazo..."
En la práctica, este incentivo es una señal económica extremadamente fuerte del gobierno para atraer capital privado y dirigirlo a solucionar problemas críticos de infraestructura en la red eléctrica de manera focalizada.
Conclusión: Un Futuro Eléctrico en Construcción
La nueva normativa impulsa una transición inevitable hacia un mercado eléctrico más competitivo, descentralizado y basado en señales económicas claras. Busca reemplazar la gestión centralizada y los subsidios implícitos por un sistema donde la eficiencia y la planificación de los actores privados sean las protagonistas.
Los pilares de este cambio están interconectados: la nueva responsabilidad de los generadores y los precios más volátiles crean riesgos que son gestionados con nuevos mercados de confiabilidad. A su vez, la viabilidad social de esta transición se asegura protegiendo a los hogares, mientras se incentiva la inversión estratégica para garantizar el suministro futuro.
La implementación será compleja y gradual, pero la dirección es clara. Con estas nuevas reglas del juego, ¿logrará Argentina construir el sistema eléctrico robusto y confiable que su economía necesita para crecer en la próxima década?