Energía y pymes: mismo invierno, distinta factura
Dos pymes del mismo tamaño, con las mismas máquinas y hasta los mismos clientes, atravesaron este invierno de maneras muy distintas. Una pagó la energía a unos 60 dólares por MWh, el precio que había pactado en un contrato meses atrás. La otra, que seguía comprando a su distribuidora, pagó 180 dólares en junio, el triple. Para una planta que consume 100 MWh por mes, eso equivale a más de 10.000 dólares de diferencia mensual solamente en energía. Lo que las separó fue un contrato. Una lo firmó a tiempo y la otra quizás ni sabía que podía firmarlo.
Conviene empezar por el principio. Dos veces por año CAMMESA publica la programación estacional, un pronóstico de cómo funcionará el sistema eléctrico en los meses siguientes. Con supuestos de consumo, lluvias y precios de los combustibles, proyecta cuánto costará la energía mes a mes. Sobre esa base se fijan los precios que pagan las distribuidoras, se calculan los subsidios y las empresas arman sus presupuestos.
Los números del invierno dan la magnitud del desvío. En mayo el precio del mercado spot eléctrico (donde se compra, al precio del momento, la energía que no está cubierta por contratos) fue de 140 dólares por MWh contra 78 programados. En junio, 189 contra 88. En julio, 169 contra 104. Ningún mes de la temporada se acercó a lo previsto.
Detrás de esos números hay un cambio de fondo. Durante más de dos décadas, el precio de la electricidad fue administrado. CAMMESA compraba toda la energía y el Estado fijaba un valor estacional muy por debajo del costo, con el Tesoro cubriendo la diferencia. Era un esquema de costo medio, caro para el fisco pero previsible para quien pagaba la factura.
Desde noviembre de 2025, con la Resolución 400 de la Secretaría de Energía, el sistema migra hacia otro modelo, donde generadores y consumidores pactan precios en contratos en el mercado a término. Lo que queda sin contratar se compra en el spot, y ahí el precio se forma por costo marginal. Dicho de otra forma, lo fija la última central que hubo que encender para abastecer esa hora. Si alcanza con las represas y el gas local, es barato. Si falta agua y hay que prender turbinas con gasoil o gas importado, toda la energía de esa hora se paga al costo de esta última usina.
La programación de este invierno supuso lluvias normales y un petróleo cercano a los 70 dólares el barril. Cualquier planificador habría firmado esos supuestos a comienzos de año. Pero la sequía golpeó las cuencas del Comahue y el conflicto en Irán disparó el precio de los combustibles. En junio la generación de las grandes represas cayó 25,7% y el hueco hubo que cubrirlo con térmicas caras. Los supuestos cayeron por razones que nadie controlaba. Lo que quizás faltó fue un mecanismo de amortiguación.
El nuevo modelo de precios fijó prioridades. La energía más barata, la de las represas, las nucleares y los contratos viejos, va primero a los hogares, una decisión razonable para proteger a las familias. Lo que sobra se reparte entre los comercios e industrias que se abastecen de las distribuidoras, y el faltante se compra al spot. En junio ese remanente cubrió apenas 14% de la demanda no residencial. Las empresas con 300 kW o más de potencia contratada que siguen comprando a su distribuidora, los GUDI, pagaron hasta 180 dólares por MWh. En este diseño, la pyme que compra por la distribuidora quedó como la variable de ajuste cuando la energía barata no alcanza.
Del otro lado, cerca de la mitad del consumo de quienes compran en el mercado mayorista está cubierta por contratos pactados de antemano, así que quien contrató atravesó el invierno con costos conocidos. Quien no contrató pagó el precio del momento. Y a la pyme que compra por la distribuidora, la factura le llega como siempre, sin que nada le advierta que una parte de lo que paga se forma hora a hora en un mercado que no conoce.
Todavía hay miles de GUDI que podrían contratar su abastecimiento y siguen dentro de las distribuidoras. Contratar exige escala, conocimiento técnico y garantías que una pyme mediana puede no tener. Y como el ingreso al mercado mayorista se habilita solo cuatro veces por año, quien vio el problema en su factura de junio no pudo corregirlo para julio.
Todo esto ocurre sobre una microeconomía que sigue fría. Sectores pymes difícilmente puedan trasladar a precios un costo que se dispara cuando las ventas no acompañan. La cobertura energética terminó siendo un factor de competitividad que nada tiene que ver con la propia eficiencia de cada empresa.
El rumbo del mecanismo de precios es correcto. Que el precio refleje el costo real de abastecer ordena la inversión y reduce subsidios mal dirigidos. Pero hay caminos que vale la pena explorar antes del próximo invierno. Informar en la factura qué parte de la energía se paga al spot ayudaría a que la pyme decida con los datos a la vista. Las compras agrupadas a través de cámaras o parques industriales acercarían los contratos a quienes no tienen escala para negociarlos solos. Y queda pendiente definir quién absorbe los desvíos extremos cuando la realidad se aparta del escenario previsto.
En las próximas semanas se define la programación estacional de verano. Es la ventana para corregir. De lo contrario, el próximo invierno seco volverá a definir la competitividad de una pyme por un contrato que no sabía que tenía que firmar.
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