El Gobierno pone en marcha la normalización del Mercado Eléctrico Mayorista: vuelve la libre competencia y la contratación entre privados

Con la publicación de la Resolución 400/2025, la Secretaría de Energía dio un paso decisivo en el proceso de normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). La medida, que entra en vigencia el 1° de noviembre de 2025, no crea un régimen nuevo sino que reactiva en los hechos los principios originales de la Ley 24.065, la norma marco que desde los años noventa define un mercado eléctrico competitivo, con libre acceso y contratación entre privados.

Durante más de una década ese esquema estuvo virtualmente suspendido: el Estado, a través de CAMMESA, concentró la compra de combustibles, la fijación de precios y la administración de los pagos a generadores. Con esta resolución, el Gobierno busca revertir ese modelo de intervención y volver a un mercado basado en señales económicas y competencia.

El texto de la resolución aprueba formalmente el documento titulado “Reglas para la Normalización del MEM y su Adaptación Progresiva”, identificado como Anexo I, que funciona como el manual operativo del nuevo mercado. Allí se establece cómo se despachará la energía, cómo se categorizará la demanda, qué roles tendrá cada tipo de generación y de qué manera se calcularán los precios y remuneraciones a lo largo de la transición, que se extenderá hasta 2029.

El punto de partida es una reorganización de los actores del sistema. La demanda se divide entre Grandes Usuarios de Distribución (GUDI) —con consumos superiores a 300 kW— y la Demanda Estacionalizada, que agrupa a los usuarios residenciales y comerciales de menor tamaño. La primera podrá contratar libremente su abastecimiento; la segunda continuará recibiendo energía de la Generación Asignada, que incluye las centrales con contratos vigentes (Renovar, FONINVEMEM, GENREN, Res. 220/07, entre otros), además de las hidroeléctricas nacionales, las nucleares y las binacionales.

A su vez, se define una categoría de Generación al Spot, integrada por las centrales que no tienen contratos y que pasarán a competir en el mercado diario con precios determinados por los costos marginales del sistema. Desde 2025 también se reconocerá una categoría de Generación Nueva, que comprende las plantas habilitadas bajo las nuevas reglas y que ingresan directamente con plena exposición al mercado.

Uno de los cambios más relevantes que introduce el anexo es la liberación progresiva de la gestión de combustibles. Hasta ahora, CAMMESA concentraba la compra de gas natural y combustibles líquidos para las centrales térmicas, asumiendo además el riesgo económico. El nuevo esquema comienza a revertir esa centralización: los generadores podrán —y gradualmente deberán— gestionar sus propios suministros. Durante la etapa de transición podrán seguir accediendo al “GN Acuerdo”, que centraliza los volúmenes del Plan Gas y las importaciones de GNL, pero ese régimen se irá reduciendo. Según el cronograma fijado, en 2026 las centrales sin gestión propia recibirán solo el 80% de la remuneración correspondiente, en 2027 bajarán al 40%, y desde 2028 dejarán de percibirla. A partir del 1° de enero de 2029, cada generador deberá abastecerse en forma independiente.

El nuevo sistema de precios también marca un cambio sustancial. La energía pasará a valorarse según un costo marginal horario, que combina el costo de la última máquina despachada con el del siguiente megavatio a inyectar. Esa fórmula se irá ajustando en etapas: durante 2025 y 2026 el cálculo será plenamente sobre el costo operado, en 2027 incorporará un 10% del costo del siguiente MW, y desde 2028 ese componente representará el 20%. De este modo, el precio final comenzará a reflejar de forma más realista el valor económico de la energía en cada momento del día y del sistema.

En cuanto a la remuneración de la generación, el anexo establece que las unidades que operen en el mercado spot percibirán ingresos en función de su costo marginal y de una “renta marginal adaptada”, una nueva fórmula que busca reintroducir competencia sin provocar saltos bruscos de precios. Para eso se crea el Factor de Renta Adaptado (FRA), que define qué parte de esa renta puede capturar cada generador según su nivel de exposición al mercado. En 2025 el FRA será de 0,15, y aumentará gradualmente hasta 0,35 en 2028. Las nuevas plantas, habilitadas bajo el nuevo esquema, ingresan directamente con FRA igual a 1.

El anexo también introduce mecanismos para sostener la confiabilidad del sistema durante la transición. Se crea el Servicio de Reserva de Confiabilidad Base (SRC Base), que reconocerá 1.000 dólares por megavatio-mes disponible a las centrales térmicas existentes, y un SRC Adicional, pensado para nuevas inversiones —ya sean térmicas, hidráulicas, nucleares o de almacenamiento—, con remuneraciones variables según su impacto en la estabilidad del sistema. Ambos mecanismos buscan asegurar capacidad instalada mientras el mercado se ajusta a la libre competencia.

Del lado de la demanda, las reglas establecen que las distribuidoras deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada mediante contratos a término, para reducir la exposición al precio spot y garantizar previsibilidad. En paralelo, se flexibiliza el funcionamiento del Mercado a Término (MAT): durante los primeros seis meses de aplicación, los agentes podrán presentar contratos con hasta cinco días de antelación al inicio de cada mes, como medida de adaptación. También se prevé la creación de un Mercado de Potencia (MP), donde se podrán contratar reservas firmes que complementen el mercado de energía.

En conjunto, la resolución y su anexo conforman un cuerpo normativo que no altera la Ley 24.065, pero la reactiva en la práctica. La ley, sancionada en 1992, ya establecía un mercado competitivo con precios determinados por oferta y demanda, aunque durante años esa arquitectura quedó eclipsada por la intervención estatal y los subsidios cruzados. Lo que hace la Resolución 400/2025 es devolver operatividad a ese marco legal, adaptándolo a las condiciones actuales y definiendo una hoja de ruta técnica para volver a un sistema de señales de precios, eficiencia y competencia.

La implementación será gradual y requerirá una coordinación cuidadosa entre el Estado, CAMMESA y los agentes del mercado. Pero el rumbo es claro: hacia 2029, el Mercado Eléctrico Mayorista debería funcionar nuevamente bajo las reglas que dieron origen a su creación, con generadores y distribuidores contratando libremente, precios transparentes y un operador que cumpla un rol técnico, no financiero