La nueva normativa que entra en vigencia el 1° de noviembre redefine el funcionamiento del mercado eléctrico mayorista en Argentina. Río Negro se prepara para un escenario con reglas más exigentes, oportunidades de valorización energética y el desafío de garantizar el abastecimiento. Distribuidoras, generadores y el Estado provincial deberán tomar decisiones estratégicas para adaptarse al nuevo sistema.

A partir del 1° de noviembre entra en vigencia la Resolución 400/2025, que redefine las reglas del Mercado Eléctrico Mayorista en Argentina. Este nuevo esquema busca incentivar la contractualización libre, dolariza la remuneración de los generadores y plantea un cambio profundo en cómo se abastece y paga la energía.

La normativa crea tres espacios de transacción energética:

*Mercado Prioritario/Estacionalizado: abastece la demanda residencial y no residencial (excepto GUDIs) con generación asignada (contratos PPA, hidro estatal, nuclear, ENARSA e importaciones). Si no alcanza, los distribuidores deben recurrir al mercado a término (MAT) o al spot.

*Mercado a Término (MAT): incluye grandes usuarios (GUDIs, GUMEs, GUMAs) y demanda no cubierta del mercado prioritario. Se divide en MATE (energía) y MATP (potencia), con oferta de nuevos generadores, MATER y térmicos que gestionen su combustible.

*Mercado Spot: absorbe la energía no contractualizada y la oferta residual. Los grandes usuarios que no contractualicen quedan expuestos a precios variables y sin garantía de abastecimiento.

En resumen, buena parte de la oferta eléctrica nacional -básicamente la termoeléctrica sin contrato (hasta el 20% de su producción mensual) y las hidroeléctricas provinciales- pueden contractualizar y “liberarse” del precio que hoy les paga CAMMESA.

Para lo que es la remuneración de los generadores que estén al spot habrá esquema de remuneración spot está basado en el Costo Marginal (a diferencia del sistema de Costos Medios), lo que supondrá que en determinadas condiciones de exigencia del sistema implicarán mayores precios y rentas que las típicas del período para condiciones medias. A su vez, a la generación térmica spot se le otorga la posibilidad de propiciarse su propio combustible (y tener una renta asociada).

¿Qué significa esta normativa para Río Negro?

En el nuevo escenario del mercado eléctrico mayorista, Río Negro enfrenta desafíos concretos y oportunidades estratégicas. Las distribuidoras provinciales, como EdERSA y CEB, deberán diseñar esquemas de contractualización para cubrir la demanda estacionalizada no abastecida por generación asignada, que podría alcanzar hasta un 5% en esta primera etapa. Esta demanda, sin garantía de precio ni abastecimiento, exige decisiones ágiles y planificación inteligente.

Al mismo tiempo, las mini centrales hidroeléctricas de la DPA —con una potencia instalada de 26 MW y una producción anual estimada en 110 GWh— tienen la posibilidad de salir del esquema spot y vender su energía a precios más competitivos, cercanos a los USD 70/MWh. Esta nueva valorización de la energía provincial podría abrir la puerta a ingresos económicos y decisiones políticas clave, consolidando el protagonismo de Río Negro en el rediseño del sistema eléctrico nacional.

Los generadores térmicos sin contrato también ganan margen de acción: podrán negociar libremente hasta el 20% de su producción, con ingresos adicionales estimados entre un 5% y un 36%, según datos de CAMMESA. Este incentivo redefine el vínculo entre eficiencia operativa y rentabilidad.

Finalmente, la generación local cobra protagonismo. Ante la falta de obras en redes de alta tensión y la necesidad de abastecimiento territorial, se abre una oportunidad para desarrollar un mercado eléctrico provincial. Este nuevo espacio requiere planificación, normativa y proyectos estratégicos que aprovechen el contexto local: hidroeléctricas con embalse, excedentes de gas, almacenamiento con baterías, y nodos productivos como Vaca Muerta o Calcatreu. La energía, más que nunca, se vuelve una herramienta de desarrollo.

¿Y los precios? Con la entrada en vigencia de la Resolución 400/2025, el mercado eléctrico mayorista inicia una transformación profunda que impactará de manera diferenciada en los distintos segmentos de la demanda. Para el sector residencial, abastecido principalmente por generación asignada, no se prevén aumentos inmediatos en el precio de la energía. Este segmento continuará recibiendo energía a valores similares a los actuales, lo que aporta previsibilidad en el corto plazo.

En cambio, los grandes usuarios que no contractualicen —tanto los vinculados a distribuidoras como los del mercado mayorista— quedarán expuestos al precio spot, sin garantía de cobertura ni estabilidad tarifaria. Esta situación podría traducirse en subas significativas y mayor volatilidad en sus costos energéticos.

Además, el tradicional precio monómico será reemplazado por esquemas más segmentados y dolarizados, que buscan reflejar con mayor precisión los costos reales de generación. Este nuevo modelo incorpora incentivos para la eficiencia operativa y la inversión en generación, especialmente en tecnologías más competitivas y sostenibles.