La brecha que se abrió en los últimos meses entre dos empresas de idéntico tamaño, con equipamiento similar y hasta la misma cartera de clientes, no responde a diferencias de gestión ni a inversiones en tecnología. La distancia que las separa es pura y dura: una factura de energía. Mientras una pequeña o mediana empresa pagó 60 dólares por megavatio hora durante el invierno gracias a haber suscripto un contrato a término, su competidora directo desembolsó 180 dólares en junio —el triple del monto— por la misma cantidad de electricidad, simplemente porque continuó adquiriendo su suministro a través de una distribuidora tradicional. Para una planta que consume cien megavatios hora mensuales, esa diferencia representa más de diez mil dólares que se esfuman únicamente en costos energéticos cada treinta días. Esta disimetría no es casual ni producto de la suerte: es el resultado directo de una transformación profunda en la manera en que Argentina organiza y precifica su mercado eléctrico, un cambio que llegó sin manual de instrucciones y que ha dejado a miles de emprendedores navegando a ciegas.

El terremoto silencioso de la Resolución 400

Desde hace más de veinte años, Argentina operaba bajo un esquema de precios administrados donde la electricidad funcionaba como un bien prácticamente congelado. El Estado, a través de CAMMESA, compraba la totalidad de la energía generada en el país y fijaba un valor estacional que se mantenía muy por debajo de los costos reales de producción. Ese desfase colosal entre lo que se pagaba y lo que efectivamente costaba abastecer a la población era cubierto íntegramente por el Tesoro Nacional, un mecanismo predecible para quien recibía la factura pero devastador para las arcas públicas. Con la entrada en vigencia de la Resolución 400 de la Secretaría de Energía en noviembre de 2025, ese universo conocido entró en colapso. El nuevo sistema opera con lógica de mercado: generadores y consumidores pueden ahora acordar precios directamente mediante contratos negociados en el mercado a término. Todo aquello que no logra ser cubierto mediante estos acuerdos privados se adquiere en el mercado spot, donde el valor se determina por un mecanismo implacable: el precio de la última central generadora que debe ser encendida para satisfacer la demanda horaria de esa jornada.

Este cambio de paradigma representa una ruptura conceptual con décadas de política energética. Cuando se dispone de agua abundante en los embalses o cuando el gas de producción local resulta suficiente, los costos son relativamente bajos. Pero en el momento en que la sequía afecta las grandes cuencas hidroeléctricas —como sucedió en el Comahue durante el invierno reciente— o cuando conflictos geopolíticos encarecen los combustibles importados, la totalidad de la energía transada en esa hora debe pagarse al costo de la central térmica más cara que funciona. Es el precio marginal, brutal en su efectividad para reflejar realidades: quien necesita encender turbinas a diésel o gas importado termina marcando la pauta para todos. La sequía y los tensionamientos en Irán no formaban parte de los supuestos que los planificadores del sector habían elaborado a comienzos de año, cuando todavía parecía plausible un petróleo rondando los setenta dólares el barril y precipitaciones dentro de lo normal.

Cuando la realidad destroza los pronósticos

La programación estacional que CAMMESA publica dos veces por año funciona como la brújula del sistema: sobre esos pronósticos se fijan los precios que abonan las distribuidoras, se calcula el monto de los subsidios, y las empresas elaboran sus presupuestos anuales. Durante el invierno 2025, los desvíos fueron tan dramáticos que casi parecen ficción. En mayo, mientras el pronóstico indicaba un precio de 78 dólares por megavatio hora, el mercado spot registró 140 dólares. En junio la brecha se amplificó aún más: los cálculos preveían 88 dólares mientras que el precio real alcanzó los 189 dólares. Julio no fue excepción: 104 dólares pronosticados contra 169 dólares efectivos. Ningún mes de la temporada se aproximó remotamente a las proyecciones iniciales. Detrás de estas cifras descarnadas existe una causa identificable: la generación en las grandes represas del país cayó 25,7 por ciento en junio, un desplome que obligó a recurrir masivamente a plantas térmicas de costo elevadísimo para cubrir el faltante de producción.

La arquitectura del nuevo modelo de precios estableció prioridades que reflejan opciones políticas. La energía más económica —aquella que proviene de las represas, de las centrales nucleares y de los contratos históricos— se canaliza primero hacia los hogares residenciales, una decisión que responde a criterios de protección social hacia las familias. Lo que sobra de esa energía de bajo costo se distribuye entre comercios e industrias que continúan siendo abastecidos a través de las distribuidoras. Y cuando ese remanente resulta insuficiente —como sucedió sistemáticamente durante junio— la diferencia debe adquirirse en el mercado spot al precio del momento. En ese mes crítico, ese sobrante de energía barata apenas cubrió el 14 por ciento de la demanda no residencial. Los grandes usuarios industriales —aquellos con 300 kilovatios o más de potencia contratada que aún dependen de sus distribuidoras, clasificados administrativamente como GUDI— terminaron pagando hasta 180 dólares por megavatio hora, cifra que duplica o triplica lo que hubiesen desembolsado si sus contratos hubieran estado negociados de antemano.

La trampa de lo que no se sabe que existe

En esta nueva configuración, la pequeña y mediana empresa que continúa comprando energía a través de su distribuidora quedó convertida en la variable de ajuste del sistema, en el amortiguador de los desequilibrios. Del lado opuesto, aproximadamente la mitad del consumo de los clientes del mercado mayorista posee coberturas mediante contratos pactados con anticipación, lo que les permitió atravesar los meses de crisis tarifaria con costos conocidos y predecibles. Aquellos que no contrataron pagaron el precio volátil del momento. Pero la situación de la pyme atrapada en el esquema de distribuidora es aún más adversa: recibe su factura de energía mes tras mes, sin que ningún aviso, aclaración o documento le informe que una porción significativa de lo que paga se está formando en un mercado mayorista desconocido para ella, hora por hora, con dinámicas que ignora por completo. Es como recibir una cuenta bancaria donde alguien más, en su nombre, está realizando transacciones en mercados que no conoce ni puede controlar.

El acceso al mercado mayorista y la posibilidad de suscribir contratos propios existe legalmente para miles de GUDI que hoy siguen dentro de las distribuidoras, pero hacerlo requiere escala operativa, sofisticación técnica y garantías financieras que muchas pymes medianas sencillamente no poseen. La negociación de contratos de suministro es un ejercicio complicado que demanda conocimiento de mercados, capacidad para evaluar riesgos de volatilidad, expertise para redactar cláusulas protectoras y, sobre todo, poder de negociación que solo otorga el volumen. Una empresa que consume entre cincuenta y cien megavatios hora mensuales puede no alcanzar el tamaño mínimo que los generadores consideran atractivo para ofrecerle condiciones. Además, el calendario del sistema no perdona: el ingreso al mercado mayorista se habilita solamente cuatro veces por año. La pyme que descubrió en su factura de junio que su competencia pagaba un tercio por la misma energía no tuvo oportunidad de modificar su situación para julio. Debió esperar al siguiente período de inscripción, observando impotente cómo los costos seguían devorando su margen operativo.

Todo esto ocurre en un contexto microeconómico que sigue congelado. La mayoría de los sectores pymes atraviesan un período de demanda contracturada donde las ventas no acompañan las ambiciones. En esa circunstancia, trasladar a los precios finales un costo energético que de repente se triplicó se convierte en una opción económicamente suicida: los clientes simplemente desaparecen. La cobertura energética se transformó así en un factor de competitividad que nada tiene que ver con la eficiencia operativa de cada empresa, con la capacidad de sus equipos, con la destreza de su gestión o con la innovación de sus procesos. Una pyme que funciona perfectamente, con máquinas modernas y administración impecable, puede perder mercado frente a un competidor menos eficiente que simplemente tuvo el conocimiento —y la oportunidad— de firmar un contrato de energía meses antes.

Caminos sin recorrer antes del próximo ciclo

Existe cierto consenso en el sector sobre la corrección de fondo del nuevo mecanismo de precios. Que el valor de la electricidad refleje fielmente el costo real de generarla y distribuirla ordena las decisiones de inversión, desalienta el consumo derrochador, reduce los subsidios mal dirigidos y evita que dinero público se destine a sectores que podrían pagarse sus costos reales. Pero entre la corrección conceptual de una política y su implementación práctica existen abismos donde caben mejoras significativas. Durante las próximas semanas se definirá la programación estacional de verano, una ventana temporal que, teóricamente, permitiría introducir ajustes antes de que el próximo ciclo invernal vuelva a poner a prueba a miles de empresas. Varios mecanismos podrían explorarse. Incluir en la factura eléctrica que recibe una pyme información detallada sobre qué porción específica de lo que pagó corresponde a energía adquirida en el mercado spot permitiría que ella tenga visibilidad real sobre el costo de su inacción. Esa transparencia operaría como un incentivo para explorar alternativas. Implementar sistemas de compras agrupadas —donde cámaras empresariales, parques industriales o asociaciones sectoriales negocien bloques de energía en nombre de sus afiliados— podría acercar la posibilidad de contratar incluso a empresas sin la escala individual requerida. Tales mecanismos colectivos existen en otros países y han probado ser efectivos para democratizar el acceso a mercados complejos.

Igualmente, permanece sin definición una pregunta de fondo: ¿quién absorbe los costos cuando la realidad se desvía de manera tan extrema de los supuestos en que se basó toda la programación? Cuando las lluvias no llegan, cuando los combustibles importados se encarecen por factores geopolíticos ajenos al control local, ¿deben ser las pymes —particularmente aquellas sin información ni acceso para protegerse— quienes carguen íntegramente el costo de esos desvíos? O bien, ¿existe un espacio para mecanismos de amortiguación que distribuyan de manera más equitativa esos impactos extraordinarios, sin desincentivar la planificación seria ni eliminar las señales de precio que el mercado necesita enviar? La respuesta a esa pregunta determinará si el nuevo sistema termina siendo una herramienta eficiente de asignación de recursos o un mecanismo que agudiza desigualdades entre empresas por motivos ajenos a su capacidad operativa.

Las consecuencias que se avecinan

Los escenarios posibles para los próximos meses abren interrogantes que trascienden la mera cuestión tarifaria. Si la situación se perpetúa sin cambios, cabe anticipar una aceleración en la concentración industrial: las grandes empresas que pueden mantener áreas especializadas en gestión energética lograrán sistematizar sus contrataciones, mientras que pymes sin esa capacidad enfrentarán volatilidad creciente en sus costos operativos. Algunas de ellas, marginales en rentabilidad, podrían verse impulsadas hacia el cierre o la fusión. Una segunda posibilidad es que la presión política y empresarial lleve a la introducción de los ajustes mencionados —transparencia, compras asociativas, amortiguadores para desvíos extremos—, en cuyo caso el sistema evolucionaría hacia mayor accesibilidad manteniendo los incentivos correctos para eficiencia energética. Una tercera línea, más incierta, sería que el modelo enfrente presiones para volver a esquemas de administración de precios y subsidios, regresan deshaciendo reformas pero sin resolver los problemas fiscales subyacentes. Lo que resulte dependerá de decisiones que se tomen en las próximas semanas, mientras el sector busca definir los términos de la programación estacional venidera. Lo que está en juego no es solo el precio de la energía, sino la viabilidad competitiva de miles de empresas pequeñas y medianas que hacen funcionar el tejido económico del país, y cuyo destino no debería depender de contratos que ni sabían que tenían que firmar.