En el día jueves 12/03, EIyS S.A. desarrolló un webinars sobre la coyuntura de los mercados de energía eléctrica y gas natural en Argentina. A continuación, se sintetizan los ejes estratégicos abordados. Con más de 35 años de trayectoria, desde EIYS analizamos los desafíos operativos y regulatorios proyectados para el invierno 2026.
I. Mercado Eléctrico: De la Tarifa Regulada a la Gestión Activa (MEM)
Para las PyMEs industriales de la región (consumos desde 200 kW), el eje central es la transición desde la tarifa de distribuidora hacia el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
- Desglose de Componentes: Es fundamental separar la factura en cinco pilares: Energía, Potencia, Peajes, Fondos e Impuestos. Solo al nombrar cada ítem es posible monitorearlo y, en casos específicos, negociarlo.
- Estrategias de Contratación: Se analizó la diferencia entre el Precio SPOT (variable mensualmente, refleja el mercado real) y el Contrato Fijo con generadores. Un contrato MaT ET (Energía Térmica) permite reducir la incertidumbre y planificar presupuestos, aunque no siempre garantiza el precio más bajo.
- Potencial de Ahorro: Casos reales muestran que un Gran Usuario (GU) de 500 kW en Media Tensión podría alcanzar un ahorro máximo de hasta un 12,8% mediante la migración al MEM con contratos MaT ET.
II. Gas Natural: El Impacto del «Flow Tracing» y el Shock Geopolítico
El panorama para el gas natural en 2026 está marcado por cambios regulatorios profundos y una alta volatilidad internacional.
- El Nuevo Modelo de Asignación (Flow Tracing)
A partir de febrero de 2026, la Secretaría de Energía implementó el sistema de Flow Tracing, que otorga trazabilidad física a las rutas de transporte.
- Litoral Gas: La zona pasaría a recibir su gas desde la Cuenca Neuquina en su gran mayoría y solo el una pequeña parte desde GBA (GNL Escobar).
- Impacto en Costos: Este cambio reduce el costo de transporte en Litoral y el costo combinado (Gas+Transporte) esperado.
- Alerta para el Invierno 2026
A pesar de las mejoras en la asignación, persisten riesgos críticos:
- Restricciones Operativas: Debido a la saturación de los gasoductos Centro-Oeste y Neuba II, se estiman entre 45 y 60 días de restricciones de suministro en el escenario base para este invierno.
- Crisis del GNL: El conflicto entre EE.UU. e Irán ha disparado el precio del GNL. En un escenario pesimista, el costo del gas para Grandes Usuarios (GU) que deban recurrir al mercado spot podría oscilar entre 20 y 28 USD/MMBTU.
III. Caminos estratégicos y Gestión de Riesgos
- Plan de Contingencia (Gas): analizar el contar con stock de combustible alternativo (fuel oil/GLP) para cubrir al menos 15-20 días operativos por posibles restricciones al suministro.
- Contractualización Anticipada: tanto para GU como P3.
- Validación MEM (Electricidad): Evaluar la demanda promedio y la tolerancia a la variabilidad antes de migrar al mercado mayorista. Clave: gestionamiento de contratos con ventajas económicas asociadas.
- Monitoreo de Infraestructura: Seguir de cerca las obras de ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM), cuya operatividad plena se espera recién para el invierno 2027.
Nota Final: La viabilidad de estas estrategias depende de las condiciones técnicas y regulatorias de cada empresa. Razón por la cual es clave el seguimiento y asesoramiento especializado para validar encuadres tarifarios y cambios en el marco del ENRE y ENARGAS.