La reforma eléctrica y su impacto en los precios, contratos y el mercado del gas
El consultor Nicolás Arceo y Gerardo Zmijak, directivo de Trafigura, analizaron los efectos de la reforma sobre la generación eléctrica y el abastecimiento de gas.
El Gobierno nacional puso en marcha una serie de cambios en el funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que modifican el esquema de contratación, precios y abastecimiento de combustibles. En ese contexto, Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, y Gerardo Zmijak, director comercial de Trafigura, analizaron el alcance de la reforma y sus posibles efectos sobre el sistema de generación y el mercado de gas natural, con foco en los precios y un diagnóstico para el sector.
Parte de esas modificaciones quedaron formalizadas mediante la Resolución 400/2025, publicada en octubre en el Boletín Oficial. El nuevo esquema establece un mercado basado en señales de valores marginales, habilita la libre contratación entre generadores, distribuidores y grandes usuarios a través de un Mercado a Término de Energía y Potencia, y redefine el rol de CAMMESA, que dejará de concentrar la compra de combustibles y mantendrá sus funciones de despacho, administración del mercado y provisión como última instancia. Asimismo, se ratifica la vigencia de los contratos del Plan Gas hasta 2028.
Reforma eléctrica: el nuevo modelo de precios
Para Arceo, la reforma constituye un punto de inflexión en el funcionamiento de la actividad. “En primer término es la reforma del sector eléctrico más relevante de las últimas décadas, tiene como objetivo central generar mecanismos de incentivo a la inversión privada a través de la contractualización y de fuerte incentivo a la contractualización entre generadores y grandes usuarios”, expresó durante el Energy Day 2025 organizado por Econojournal.
Zmijak coincidió en que el cambio central es la salida del Estado como actor operativo del mercado. “La desregulación del mercado energético para nosotros es música en nuestros oídos, porque es donde podemos agregar valor”, destacó.
En el inicio del invierno, Trafigura volvió a ingresar gas natural desde Bolivia al sistema argentino para abastecer centrales térmicas. La importación se concretó luego de que el Gobierno habilitara a las generadoras eléctricas a comprar combustible de manera directa, sin la intermediación de CAMMESA. A partir de ese nuevo esquema, la compañía llegó a importar volúmenes de hasta 2,5 millones de metros cúbicos diarios.
“Gracias a la señal de precios acorde, ese gas que parcialmente iba a estar destinado a Brasil vino para Argentina y reemplazó diésel, reemplazó LNG”, manifestó Zmijak.
El impacto del gas y la estacionalidad
Un punto central del nuevo escenario es el fuerte crecimiento del gas asociado. Arceo detalló que hoy la Argentina produce unos 25 millones de metros cúbicos diarios de gas asociado, casi el doble que el año pasado, impulsados por el salto en la producción de petróleo y el desarrollo de áreas como La Calera.
“Lo que implica es que la ventana de gas seco que antes producía 12, 11, 10 meses al año, tiene que cerrar producciones durante el período de estiaje”, señaló. Esto eleva el costo del gas necesario para cubrir los picos invernales y deteriora la rentabilidad de las inversiones en gas seco. “El cierre de pozos determina una caída en la rentabilidad relativa de la inversión en gas seco respecto, por ejemplo, al petróleo”, agregó
Desde el lado comercial, Zmijak advirtió: “Vamos a tener picos de precios de invierno mucho más altos”, adelantó.
"Hacia adelante, lo que viene y que nos llena de expectativas es que, con la regulación del mercado eléctrico, se empieza a transparentar los precios verano-invierno de combustible, en particular de gas natural. El gas asociado está mostrando su efecto, tenemos gases POT de 10 centavos por millón de BTU", dijo.
Cómo se redistribuyen los costos
Uno de los puntos de debate del nuevo modelo es la redistribución del costo para cubrir los picos de consumo invernal. "En un mercado de competencia perfecta, el costo de desarrollo del gas seco en punta lo debería absorber el sector de distribución, porque el sector de distribución, es decir, la demanda residencial, es la que aumenta el consumo brutalmente en invierno. ¿Y a qué quiero ir con esto? La desregulación eléctrica lo que le va a posibilitar seguramente es que los precios del gas natural para el sector de generación bajen. En los últimos años, lo que teníamos era una socialización del costo de abastecimiento del pico, en donde parte lo pagaba los usuarios industriales del sistema eléctrico", sostuvo Arceo.
“Cuanto más estable a lo largo del año es tu demanda, vas a obtener un precio del gas más bajo; los segmentos que tengan fuerte oscilación en el consumo van a tener que pagar una mayor proporción del costo de desarrollo del gas”, agregó.
Arceo también advirtió que uno de los mayores interrogantes que deja el nuevo esquema es cómo se absorberá finalmente ese costo: “Lo que todavía no está claro es cómo se paga ese gas de punta y qué es lo que te va a terminar de garantizar el abastecimiento completo de la demanda local”.
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Reforma eléctrica: cómo cambia el mercado del gas y el abastecimiento de combustible
El papel del GNL
La reforma también redefine el rol del Estado en la importación de GNL. Zmijak aseguró que, si el gobierno avanza en la desregulación total, las compañías privadas están en condiciones de asumir ese papel. “Tenemos las capacidades para originar el GNL de cualquier parte del mundo, al mejor precio, tenemos las capacidades locales para comercializarlo y las capacidades financieras”, afirmó.
Sobre el nuevo reparto de responsabilidades, fue enfático: “El sector privado siempre estuvo pidiendo la pelota. Ahora este gobierno viene y la toma. ¿Y ahora qué significa? El sector privado tiene que jugar el partido y asumir riesgos”.
Consultado sobre la gestión de esos riesgos, explicó: “Ese es el secreto administrativo del riesgo. No es que compañías como las nuestras se tiran sin paracaídas, se administra moviendo 15 millones de toneladas por año, con muy buena información y haciendo coberturas de precio”.
Desafíos en la reforma eléctrica
En otro tramo de la entrevista, Arceo añadió que el avance del nuevo esquema dependerá en gran medida de las condiciones y el contexto. “El éxito de la reforma eléctrica va a depender mucho más de la estabilización o no del contexto macroeconómico local que de la reforma en sí”, señaló.
En el corto plazo, consideró que seguirá siendo necesario recurrir a contratos PPA para asegurar nueva potencia térmica. “La reforma da mayores incentivos y debería generar inversión a lo largo de los próximos meses, pero la gran duda es si esa inversión te logra compensar los déficits de generación que vas a tener en los próximos años”, advirtió.
Pese a los desafíos del nuevo modelo, Zmijak cerró: "Más allá, y en particular de la regulación del mercado de energía eléctrica, del gas, la realidad es que la regulación del mercado energético en general se viene dando, con la libertad plena para exportar petróleo, negociar libremente con los productores. Eso está generando un sentimiento muy positivo".
"Estamos viendo lo que esperábamos, que vengan compañías internacionales más como nosotros, que se fomente la competencia, que venga Mercuria, que venga Continental, que haya mucha competencia, porque en el fondo la competencia es lo que nos va a hacer mejorar como industria, como país, va a reducir los costos. Quiero transmitir mi optimismo y saber que en nuestro caso podemos agregar valor y participar en esta regulación tomando riesgo que otro tipo de compañías no quieren, no están dispuestas a tomar o no saben cómo tomarlo", concluyó.
