Dos referentes del sector energético, el consultor Nicolás Arceo y Gerardo Zmijak, directivo de Trafigura, analizaron el impacto de la reforma impulsada por el Gobierno en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que introduce un nuevo esquema de precios, redefine roles y modifica la forma en que se contratan combustibles y energía.

El proceso quedó parcialmente formalizado con la Resolución 400/2025, que establece un sistema basado en señales de precios marginales, habilita la libre contratación entre generadores, distribuidores y grandes usuarios mediante un Mercado a Término de Energía y Potencia, y reconfigura las funciones de CAMMESA, que dejará de centralizar la compra de combustibles para concentrarse en el despacho, la administración y el rol de abastecedor de última instancia. Además, el esquema ratifica la continuidad de los contratos del Plan Gas hasta 2028.

Un nuevo esquema de precios y el retiro del Estado

Para Arceo, la reforma marca “la transformación más relevante de las últimas décadas” y busca reactivar la inversión privada “a través de la contractualización directa entre generadores y grandes usuarios”, señaló durante el Energy Day 2025.

Zmijak coincidió en que el cambio clave es el corrimiento del Estado como operador del mercado: “La desregulación del mercado energético es música para nuestros oídos, porque es donde podemos agregar valor”, afirmó.

La nueva normativa permitió que las generadoras compren gas directamente. En ese marco, Trafigura retomó la importación de gas boliviano para abastecer centrales térmicas, con picos de hasta 2,5 millones de m³ diarios. Esa disponibilidad, explicó Zmijak, evitó el uso de combustibles más caros como diésel o GNL: “Con señales de precio adecuadas, ese gas que podía ir a Brasil terminó en Argentina”.

El peso del gas asociado y la estacionalidad

Uno de los factores determinantes del nuevo escenario es el fuerte incremento del gas asociado, que ya alcanza los 25 millones de m³ diarios, casi el doble que el año anterior. Este crecimiento, impulsado por el desarrollo petrolero y áreas como La Calera, obliga a frenar la producción de gas seco en los meses de menor demanda, lo que encarece los volúmenes necesarios para cubrir el invierno y afecta la rentabilidad de esas inversiones.

“El cierre de pozos deteriora la rentabilidad del gas seco frente al petróleo”, advirtió Arceo.
Desde el plano comercial, Zmijak anticipó que “los picos de precios invernales serán mucho más altos”.

Según el ejecutivo, la nueva regulación hará más visibles las diferencias estacionales: “Se empieza a transparentar el precio verano-invierno del combustible, especialmente del gas natural. El gas asociado ya muestra ese efecto, con valores POT de 10 centavos por millón de BTU”.

Quién paga el costo de los picos invernales

Arceo explicó que la discusión central es cómo se redistribuirá el costo de cubrir los picos de invierno:
“En un mercado competitivo, el costo del gas seco para los meses de mayor demanda debería recaer en la distribución, porque la demanda residencial es la que dispara el consumo. La desregulación permitirá que el precio del gas para generación eléctrica baje, algo que antes se socializaba y terminaban pagando también los grandes usuarios industriales”.

A esto sumó un criterio clave:
“Cuanto más estable sea el consumo anual de un sector, más bajo será el precio del gas; quienes tengan fuertes oscilaciones deberán absorber una mayor proporción del costo de desarrollo”.

No obstante, señaló que aún no está claro cómo se financiará el gas de punta ni cómo se garantizará plenamente el abastecimiento.

El rol del GNL y la asunción de riesgos

La reforma también cambia el papel del Estado respecto del GNL. Según Zmijak, si avanza la desregulación total, el sector privado puede asumir el suministro:
“Tenemos capacidad para originar GNL en cualquier parte del mundo al mejor precio, comercializarlo localmente y financiar las operaciones”.

Sobre la nueva dinámica, fue categórico:
“El sector privado pedía la pelota. Ahora el gobierno la entrega, y eso significa asumir riesgos”.
Respecto de la gestión de esos riesgos, señaló: “No nos tiramos sin paracaídas; administramos información, volumen y coberturas de precio”.

Desafíos y perspectivas del nuevo modelo

Arceo consideró que el éxito de la reforma dependerá más del contexto macroeconómico que de la regulación en sí misma. En el corto plazo, estimó que seguirán siendo necesarios los PPA para asegurar nueva potencia térmica: “La duda es si la inversión esperada alcanzará para cubrir los déficits de generación que vamos a ver en los próximos años”.

Zmijak, en cambio, destacó el clima favorable que genera la apertura del mercado:
“Ya vemos lo que esperábamos: la llegada de más compañías internacionales, mayor competencia y, con ello, menores costos. Eso nos hace mejores como industria y como país”.

Y cerró con una señal de entusiasmo:
“Estamos listos para agregar valor y asumir riesgos que otros no toman o no saben cómo administrar”.

Fuente: Más Energía.