La reforma eléctrica redefine el mercado
Impacto en precios, contratos y el abastecimiento de gas.
La reforma del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) avanza como uno de los cambios estructurales más profundos de los últimos 25 años. Con la Resolución 400/2025 como eje normativo, el Gobierno modificó el esquema de precios, habilitó la libre contratación entre privados y desplazó a CAMMESA del rol de comprador central de combustibles. El nuevo modelo impacta de lleno en la generación eléctrica, la demanda, y especialmente en el mercado del gas.
Durante el Energy Day 2025, el consultor Nicolás Arceo (Economía y Energía) y Gerardo Zmijak, director comercial de Trafigura, analizaron los principales efectos de la reforma y los desafíos que se abren para el sector.
Un nuevo modelo basado en precios marginales y contratos libres
Para Arceo, se trata de un cambio de época:
“Es la reforma más relevante del sector eléctrico en décadas. Busca incentivar la inversión privada mediante la contractualización directa entre generadores y grandes usuarios”, afirmó.
La Resolución 400/2025 establece:
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Mercado basado en precios marginales.
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Creación de un Mercado a Término de Energía y Potencia.
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Libre contratación entre generadores, distribuidoras y grandes usuarios.
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CAMMESA pasa a un rol acotado: despacho, administración del mercado y proveedor de última instancia.
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Ratificación de los contratos del Plan Gas hasta 2028.
Desde el sector privado celebran la desregulación.
Zmijak fue contundente: “La salida del Estado como operador del mercado es música para nuestros oídos. Ahí es donde podemos agregar valor”.
Gas natural: reordenamiento profundo del mercado
Con el nuevo marco, Trafigura volvió a importar gas desde Bolivia para abastecer centrales térmicas, algo que no ocurría desde hacía años. Alcanzó picos de 2,5 millones de m³/día, habilitada directamente por generadoras sin CAMMESA como intermediario.
Zmijak explicó que la señal de precios fue clave:
“Ese gas que iba a Brasil terminó viniendo a Argentina. Reemplazó diésel y LNG”.
El efecto del gas asociado
Arceo alertó sobre el crecimiento explosivo del gas asociado al petróleo:
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Hoy la Argentina produce 25 millones de m³/día, casi el doble que hace un año.
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Zonas como La Calera lideran el salto.
Esto genera un fenómeno crítico:
la ventana de producción del gas seco se achica, porque durante el período de estiaje muchos pozos deben cerrar para evitar sobreoferta.
“El cierre de pozos deteriora la rentabilidad del gas seco respecto del petróleo”, afirmó Arceo.
En invierno, Zmijak anticipó:
“Vamos a tener picos de precios mucho más altos”.
Quién paga el gas de punta: el debate clave
Uno de los puntos más sensibles del nuevo esquema es la redistribución del costo para cubrir la demanda invernal.
Arceo explicó que, en un mercado competitivo,
la demanda residencial —la más estacional— debería absorber el mayor costo del gas de punta, y no trasladarse al sector industrial como venía ocurriendo.
En verano-invierno, la reforma hará más transparente la estructura de precios:
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Demanda estable → precio del gas más bajo.
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Demanda muy estacional → paga más por el desarrollo del gas de punta.
Sin embargo, Arceo advirtió:
“Todavía no está claro cómo se pagará ese gas de punta ni qué garantizará el abastecimiento pleno de la demanda local”.
El rol del GNL: el sector privado quiere ocupar la cancha
La reforma también redefine quién se hará cargo de la importación de GNL. Trafigura sostiene que está preparada para asumir ese rol:
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Capacidad de originar cargamentos globales.
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Capacidad de comercialización local.
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Capacidad financiera y manejo de riesgo.
Zmijak señaló:
“El sector privado siempre pidió la pelota. Ahora el gobierno la largó, y tenemos que jugar”.
Desafíos y dudas: ¿alcanza con la reforma?
Arceo remarcó que el éxito del nuevo modelo dependerá menos del marco regulatorio y más del contexto macroeconómico. Hasta tanto no haya estabilidad:
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Seguirán siendo necesarios los contratos PPA para nueva potencia térmica.
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Persistirá la incertidumbre sobre la inversión suficiente para cubrir déficits de generación en los próximos años.
Un mercado con más competencia y más riesgo
A pesar de los desafíos, Zmijak cerró con optimismo:
“La libertad plena para exportar petróleo, negociar contratos y atraer traders internacionales como Mercuria o Continental es positiva. La competencia baja costos y mejora al país”.
Fuente: vmo
