Energía

Reglas para la Normalización del Mercado Eléctrico Mayorista

El 21 de octubre de 2025, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución de la Secretaría de Energía (“SE”) N° 400/2025 (la “Resolución 400”) que aprobó las “Reglas para la Normalización del MEM y su Adaptación Progresiva” (las “Reglas”) para su aplicación a las transacciones económicas del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) a partir del 1 noviembre de 2025, en línea con los objetivos de la Ley 24.065 y el proceso de adecuación normativa en el sector de energía eléctrica implementado mediante el Decreto 450/2025 (ver nuestros comentarios sobre esta norma aquí) a partir de la delegación contenida en el artículo 162 de la Ley de Bases (ver nuestros comentarios aquí al respecto aquí) y considerando lo previsto en la Resolución SE 21/25 (ver nuestros comentarios al respecto aquí) y los lineamientos dados a conocer por Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A (“CAMMESA”) el 29 de enero pasado (ver nuestros comentarios al respecto aquí).

La emisión de la Resolución 400 es un paso fundamental para el MEM ya que:

1. Es la primera vez en casi veinticinco años que la SE, en su condición de autoridad competente para adoptar regulaciones referidas al MEM en el marco de los principios de los artículos 35 y 36 de la Ley 24.065, adopta un conjunto de normas que de modo sistemático busca normalizar la operación del mercado, mercado que, como se recordará, no ha funcionado en cumplimiento de los artículos citados desde el año 2002.
2. Se rehabilita el mercado a término (“MAT”), suspendido formalmente desde el año 2013, pero afectado en su operación regular desde al menos el año 2003.
3. Se introducen bases para la liberalización de la gestión de los combustibles para la generación térmica y la contractualización del MEM.
4. Se introducen reformas significativas a la vez que se respetan los derechos adquiridos a partir del Plan Gas y de los contratos ejecutados por CAMMESA.
5. Se propicia la posibilidad de realizar intercambios de energía eléctrica con países vecinos a partir de operaciones entre privados.

Además de aprobar las Reglas, la Resolución 400 prevé lo siguiente:

• Aprobación de las regulaciones necesarias para la implementación de las Reglas, tales como el esquema de gestión de combustibles, remuneración y precio de energía y potencia para la generación y demanda al spot, así como el esquema del MAT de energía y del MAT de potencia.
• Fijación de un plazo de hasta cinco (5) días corridos antes del inicio de cada mes para presentar ante CAMMESA los contratos celebrados bajo el esquema del MAT de energía y del MAT de potencia que entren en vigencia a partir del 1° de noviembre de 2025 y hasta 30 de abril de 2026 inclusive.
• Creación del Servicio de Reserva de Confiabilidad Base, del que podrá participar toda la generación térmica con habilitación comercial anterior al 1° de enero de 2025 -con o sin gestión propia de combustible-, excluyendo las centrales del FONINVEMEM I hasta su privatización, las centrales de ciclo combinado con compromiso de disponibilidad vigente según la Resolución SE N° 59/2023, y las centrales con Contratos de Abastecimiento en el MEM, hasta su vencimiento.
• Creación del Servicio de Reserva de Confiabilidad Adicional, aplicable a la generación térmica, hidráulica, nuclear o unidades de almacenamiento con habilitación comercial a partir del 1° de enero de 2025.
• Presentación de un plan de abastecimiento para toda nueva demanda en el MEM fuera del ámbito de una distribuidora, conectada al sistema de transporte en alta tensión, que implique un incremento relativo que exceda en al menos un 0,5% la demanda media del MEM, debiendo dicho plan asegurar: (i) al menos un 80% de nueva producción de energía, y (ii) respaldo físico de potencia suficiente para cubrir hasta un 80% de su consumo.
• Establecimiento como referencia el dólar BCRA Comunicación “A” 3500 (Mayorista), considerándose para los valores correspondientes a cargos variables y rentas mínimas la tasa de cambio utilizada por CAMMESA para la declaración quincenal de costo variable de producción (“CVP”) y para los demás valores, el tipo de cambio del BCRA correspondiente al último día hábil del mes al que refiera el documento de transacciones económicas (DTE) provisorio.
• Sustitución del segundo párrafo del artículo 2° de la Resolución SE 370/2022 referido a la posibilidad de que los distribuidores del MEM y/o prestadores del servicio público de distribución suscriban contratos de abastecimiento de energía eléctrica de fuentes renovables con generadores o autogeneradores del MEM para abastecer a su demanda, eliminándose la limitación de que dicha demanda son los GUDI.

Según consignado en su apartado 1, las Reglas tienen como objetivo asegurar la continuidad operativa y el crecimiento del sistema, así como establecer: (i) un sistema de señales de precios para la demanda de energía eléctrica y (ii) un sistema de remuneración para la oferta de energía eléctrica con base en costos marginales, para permitir la contratación de energía y potencia en el MAT.

A continuación, detallamos los aspectos más relevantes de las Reglas:

1. Demanda Estacionalizada de Distribuidores del MEM (DEDMEM)

1.1. Definición y clasificación

Las Reglas definen la DEDMEM como la demanda de los distribuidores a la que se aplican los precios estacionales -fijados por la SE- y se subdivide en:

a) Demanda Residencial: aquella destinada a abastecer el servicio residencial, y que se corresponda con la identificada de carácter residencial en los cuadros tarifarios respectivos. Esta demanda tendrá primera prioridad para el uso de la Generación Asignada -según se define más abajo-.

b) Demanda No Residencial: aquella que no califique como Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI, con demandas iguales o superiores a 300 kW) o como Demanda Residencial. La Demanda No Residencial tendrá segunda prioridad para el uso de la Generación Asignada -según se define más abajo- y, en caso de que esta demanda no llegue a cubrirse a través de la Generación Asignada, el distribuidor deberá adquirir la energía eléctrica necesaria en el mercado spot o contratar su abastecimiento en el MAT. Los costos mayoristas de energía estacionales a trasladar a estos usuarios serán los que reflejen los costos medios de la Generación Asignada y los costos de la energía al spot.

1.2. Abastecimiento de la DEDMEM y costos

De acuerdo con las Reglas, el abastecimiento de la DEDMEM se asegurará a través de la Generación Asignada -según se define más abajo-.

Para el traslado de los costos MEM, deberán seguirse los siguientes criterios:

a) Los costos de la Generación Asignada, serán imputados a través de la aplicación de un precio estabilizado a la DEDMEM cubierta.

b) Los volúmenes de la energía se calcularán y asignarán mensualmente en forma proporcional entre la Generación Asignada y la demanda estacional declarada. Las diferencias, positivas o negativas, entre el precio estabilizado y el costo real, se ajustarán en el período trimestral siguiente.

1.3. Objetivo de mediano y largo plazo

Para asegurar el abastecimiento de mediano y largo plazo, se desarrollarán los mecanismos e incentivos necesarios para que, mediante contratos de energía, los distribuidores den cobertura, al menos, al 75% de la DEDMEM. Para ello, deberán complementar la energía cubierta por la generación y los Contratos de Abastecimiento MEM asignados, mediante contratos en el MAT hasta cumplir con el porcentaje señalado.

2. Generación Asignada

2.1. Definición

De acuerdo con las Reglas, la Generación Asignada comprende:

a) Contratos de Abastecimiento MEM: conjunto de contratos de generación térmica y renovable firmados con CAMMESA bajo las Resoluciones SE 220/2007, 21/2016, 287/2017, 108/11, 202/16, los contratos bajo el FONINVEMEM 2 (Central Vuelta de Obligado y Guillermo Brown) y los contratos bajo los programas GENREN, Renovar 1, Renovar 2, MiniRen y RenMDI.

b) Centrales hidroeléctrica nacionales -se excluyen a las centrales hidroeléctricas de propiedad provincial y/o con concesiones provinciales-;

c) Centrales hidroeléctricas de las entidades binacionales Yacyretá y Salto Grande;

d) Centrales nucleares operadas por Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA); e

e) Importaciones necesarias que centralice CAMMESA.

2.2. Remuneración

La Generación Asignada será remunerada de acuerdo con lo siguiente:

a) Contratos de Abastecimiento MEM: se remunerarán según sus contratos vigentes hasta su finalización y luego participarán del mercado spot y del MAT. Los excedentes de energía y potencia no contratada podrán ser comercializados en el mercado spot y, en el caso de los generadores térmicos, únicamente cuando el combustible sea gestionado por el generador.

b) Centrales hidroeléctricas nacionales:

• las centrales con concesión vigente, se remunerarán bajo el esquema regulado en base a las normas emitidas.
• las centrales con contratos de concesión que entren en vigencia con posterioridad a la publicación de las Reglas, se regirán por el contrato de concesión correspondiente.

c) Centrales hidroeléctricas binacionales: se remunerarán bajo el esquema regulado que establezca la SE para estas centrales.

d) Centrales nucleares: se remunerarán bajo el esquema regulado que establezca la SE para estas centrales.

3. Gestión de combustibles

Las Reglas prevén que la gestión completa de los combustibles por parte de la generación de energía eléctrica será obligatoria a partir del 1° de enero de 2029.

Mientras tanto, durante el período de transición, las Reglas disponen que el gas natural necesario para la generación de energía eléctrica se despachará siguiendo un esquema de prioridad de ofertas firmes con base en contratos del Plan Gas -vigente hasta el 2028-, mientras que la gestión de combustibles alternativos deberá ser realizada por los generadores, apuntando así a un esquema de descentralización.

En ese marco, las Reglas buscan que la gestión propia de combustible, tanto de gas natural como de combustibles alternativos, habilite el acceso tanto a un esquema de rentas basado en costos marginales horarios y al MAT, pudiendo el costo de los combustibles utilizados para el despacho ser recuperado por los generadores a través de la declaración de su CVP. A tal fin, el CVP declarado no podrá ser: (i) inferior al 75% del que resulte de utilizar el precio de referencia de combustible y el rendimiento respectivo de la máquina; ni (ii) superior en 25% del que resulte de utilizar el precio de referencia de combustible y el rendimiento respectivo de la máquina. Cuando el combustible sea GN Acuerdo este porcentaje será 0%.

3.1. Régimen aplicable al gas natural

Durante la vigencia del Plan Gas, los generadores térmicos al spot podrán gestionar el gas natural necesario para su producción a través de un acuerdo con CAMMESA (el “GN Acuerdo”) y adquirirán volúmenes de gas natural comprometidos bajo dicho plan y/o gas natural licuado. A estos efectos, salvo que el generador térmico que comercializa en el MEM indique lo contrario, se considerará que accede al GN Acuerdo.

Asimismo, los productores bajo el Plan Gas podrán retirar volúmenes ya sea en forma individual o mediante un acuerdo con uno o más generadores.

Las Reglas también prevén la posibilidad de que los generadores térmicos oferten gas natural de gestión propia, en cuyo caso los costos de referencia máximos a reconocer dentro del CVP declarado serán siguiendo precios de referencia y/o indicadores evaluados en base a oportunidades de sustitución de costos.

Asimismo, los generadores con Contratos de Abastecimiento MEM podrán gestionar su propio combustible, pudiendo declarar su propio CVP para el despacho, pero no tendrán acceso a renta mientras esté vigente el Contrato de Abastecimiento MEM.

Con respecto al transporte, el transporte asociado al GN Acuerdo será gestionado por CAMMESA, mientras que el transporte asociado a otros tipos de gas natural será gestionado por el propio generador. No obstante, CAMMESA y Energía Argentina S.A. (“ENARSA”) podrán ofrecer excedentes de transporte en condiciones competitivas.

A partir de la finalización del Plan Gas, cada generador al spot deberá gestionar su provisión para la generación de energía.

3.2. Régimen aplicable a combustibles alternativos

En cuanto a los combustibles alternativos (gasoil, fuel oil, carbón mineral, GNL de importación no centralizada), la gestión es totalmente responsabilidad de los generadores, quienes deberán atenerse a los costos de referencia máximos publicados por CAMMESA, basados en precios de referencia e indicadores internacionales que incluirán los impuestos correspondientes.

3.3. Generadores sin gestión propia

Los generadores con Contratos de Abastecimiento MEM vigentes o que no opten por la gestión propia de combustibles seguirán recibiendo gas de CAMMESA como proveedor de última instancia. Sin embargo, los generadores sin gestión propia de combustible no podrán operar en el MAT ni acceder a rentas basadas en costos marginales. Solo percibirán una remuneración por potencia en las horas en las que se remunere potencia -si son requeridos para despacho-, y una remuneración por disponibilidad cuando esté disponible y no despachada, la que se reducirá progresivamente de la siguiente forma: 80% hasta el 31/12/2026, 40% durante 2027 y 0% desde 2028.

4. Costo marginal y costo de energía no suministrada

De acuerdo con las Reglas, el Costo Marginal Horario (CMgh) se determinará según el costo marginal operado (CMOh) de la última máquina térmica despachada y el costo del siguiente MW a despachar (CMph); si corresponde por operación, se considerará el costo de la energía no suministrada (CENS). Para ello, las Reglas prevén un esquema escalonado en la proporción del CMOh y el CMph en el CMgh, tendiendo a disminuir paulatinamente el CMOh hasta alcanzar al 80% e incrementando el CMph hasta alcanzar el 20%. En consecuencia, a partir del año 2028 en adelante, el CMgh estará conformado en un 80% por el CMOh y en un 20% por el CMph.

Por otro lado, el CENS se actualizará tomando como referencia valores representativos y en función del nivel porcentual de restricciones a la demanda.

5. Remuneración de la Generación al Spot y otras fuentes de generación

5.1. Generación al Spot

Se entenderá por Generación al Spot a toda la generación no comprometida en contratos o no asignada al abastecimiento de la DEDMEM.

• Centrales provinciales

De conformidad con las Reglas, la generación no concesionada por el Estado Nacional -centrales de propiedad provincial y/o bajo concesión provincial- participarán del mercado spot y del MAT.

• Centrales térmicas

La remuneración de la generación térmica será determinada en el nodo respectivo, considerando el correspondiente factor de pérdidas y con base en el CVP y el CMgh del nodo respectivo.

A tal fin, se implementará un factor de renta adaptado (FRA), que establecerá un porcentaje para incentivar la competencia y que propenderá al desarrollo equilibrado de los mercados. El valor final del FRA será alcanzado, de manera gradual, durante el transcurso del período de transición, iniciando en 0,15 y alcanzado 0,35 a partir del 2028. En consecuencia, la remuneración será equivalente al CVP más la renta marginal adaptada (“RMA”), siendo la RMA calculada como (CMgh x factor de pérdida – CVP) x FRA.

• Para la Generación Nueva (equipamiento con habilitación comercial a partir del 1 de enero de 2025), el FRA será de 1 y la RMA no tendrá mínimos ni máximos.
• Para la Generación Existente (equipamiento con habilitación comercial previa al 1 de enero de 2025), la RMA tendrá los siguientes mínimos: (i) CVP inferior a 60u$s/MWh, será 2; y (ii) CVP mayor a 60u$s/MWh, será 7.
• Para la generación térmica que incluya transporte de gas natural firme nuevo, el FRA será de 1. Si el generador no cuenta con combustible propio, el FRA será 0 y el CVP será en base a valores de referencia.
• Los generadores que gestionen su propio combustible a través del GN Acuerdo, tendrán adicionalmente factores de corrección sobre la RMA que disminuirán con el transcurso del tiempo, iniciando en 0,8 y alcanzando 0,5 en 2028.
• Para la generación no asignada térmica a costo operativo por cuestiones vinculadas al despacho (tiempo o costo de arranque y parada) o con motivo de restricciones locales, sólo será reconocida al CVP correspondiente y serán recuperados en el MEM a través de los precios de la energía spot.

La remuneración correspondiente a cada generador térmico se determinará mensualmente, considerando la generación y los precios horarios correspondientes.

Las declaraciones quincenales de volúmenes de gas propio (no aplica a GN Acuerdo) y/o de combustible alternativo propio tendrán carácter de firme y en el caso de ser convocado para el despacho, el generador no cuente con combustible propio deberá pagar un Deliver or Pay (DOP) del 70% del valor declarado multiplicado por el volumen incumplido. Para el caso de combustibles líquidos se considerarán las siguientes excepciones a dicho DOP: (i) apartamientos de hasta un 20% en el volumen comprometido que no impliquen riesgos de suministro; y (ii) causales justificadas de indisponibilidad por cuestiones ajenas al generador.

En las horas en las que se remunere potencia, los generadores tendrán acceso a una remuneración por potencia puesta a disposición (PPAD), en la medida en que posean gestión propia de combustible.

La disponibilidad se determinará considerando lo siguiente:

• la máquina deberá declarar gestión propia de combustible;
• el seguimiento y control de disponibilidad de combustibles alternativos se realizará en aplicación del esquema vigente (SCOMB);
• se deberá informar como parte de la Programación y Operación del MEM.
• en caso de gestión propia de combustible solo como gas natural -para aquellas máquinas que puedan operar con gas y/o con alternativos-, se remunerará la potencia como si hubiese operado con gas natural durante los meses de Verano (diciembre, enero y febrero) y Resto (marzo, abril, mayo, septiembre, octubre y noviembre); para los meses de Invierno (junio, julio y agosto) se considerará y remunerará considerándolo sin gestión de combustible.

Para la remuneración de la potencia, regirán los siguientes criterios:

• se remunerará en todas las horas definidas como HRP en las que la máquina se encuentre disponible.
• el precio horario de la PPAD será de 12 u$s/MW con los siguientes factores de aplicación a partir de noviembre de 2025:
  • Operación con gas natural: Invierno/Verano: 1,1 y Resto: 0,9.
  • Operación con gas natural y alternativos: Invierno/Verano: 1,5 y Resto 1.
• para la generación sin gestión de combustible, se reconocerá la potencia con el mismo esquema que un generador con gestión cuando es requerido para el despacho. Cuando no se encuentre despachado tendrá los siguientes ajustes sobre el esquema general:
  • Hasta el 31 de diciembre de 2026: 0,8 del PPAD
  • Hasta el 31 de diciembre de 2027: 0,4 del PPAD
  • Desde el 1 de enero de 2028: solo se remunerará la potencia cuando sea convocado por el despacho.
• los compromisos de disponibilidad de potencia y mejora de la confiabilidad celebrados en el marco de la Resolución SE 294/24 continuarán vigentes.

• Centrales renovables y autogeneradores

Para la remuneración de la Generación al Spot de fuente renovable se implementará un esquema similar al aplicable a la generación térmica, pero considerando que su CVP es 0. El FRA para la generación renovable se aplicará con los siguientes criterios:

• centrales con habilitación comercial hasta el 31 de diciembre de 2024, seguirá la misma evolución en paso anual que la Generación Existente térmica.
• centrales con habilitación comercial hasta el 31 de diciembre de 2024, la RMA tendrá un mínimo de 32 u$s/MWh.
• centrales con habilitación comercial desde el 1 de enero de 2025, el FRA será igual a 1 y la RMA no tendrá ni máximos ni mínimos.
• centrales con recurso primario de biomasa, biogás o BRS, en el caso de que lo soliciten, su despacho y remuneración seguirá las mismas condiciones que los definidos para la generación térmica convencional.

Respecto de los autogeneradores, se aplicarán las siguientes reglas:

• cuando vendan sus excedentes al MEM (potencia no firme), su CVP será 0 y se aplicará un FRA con la misma evolución que para la Generación Existente térmica.
• cuando oferten potencia firme al MEM, deberán declarar CVP y tendrán igual tratamiento que los generadores térmicos. Esto aplica también a cogeneradores.

En las HRP, la generación renovable tendrá acceso a la remuneración de la PPAD con un factor de aplicación desde noviembre de 2025 en adelante de 0.

• Centrales hidroeléctricas

Se implementará un esquema similar al aplicable a la generación térmica, considerado un CVP de 0. El FRA y la RMA se aplicarán con los siguientes criterios:

• para la generación hidroeléctrica existente (habilitación comercial previa al 1 de enero de 2025), el FRA seguirá la misma evolución en paso anual que la Generación Existente térmica y la RMA tendrá un mínimo de 22 u$s/MWh.
• para la generación hidroeléctrica nueva (habilitación comercial desde el 1 de enero de 2025), el FRA será igual a 1 y la RMA no tendrá mínimos ni máximos.
• para la generación hidroeléctrica de bombeo, la remuneración de la energía cuyo origen sea asociado a las erogaciones del caudal propio del río seguirá las mismas condiciones que la generación de origen hidroeléctrico. Asimismo, las Reglas establecen un esquema de costo de la demanda y remuneración de la energía que se calcularán de acuerdo a lo siguiente:
  • Costo de Demanda = CMgh x factor de pérdida.
  • Remuneración de Energía = Energía entregada x (costo total de bombeo + RMA). A tal fin, la RMA se calculará considerando un FRA igual a la Generación Existente térmica y tendrá un mínimo de 22 u$s/MWh.

En las HRP, la generación hidroeléctrica tendrá acceso a la remuneración de la PPAD con un factor de aplicación desde noviembre de 2025 en adelante de 0,5 que se remunerará en base a la potencia instalada disponible. Por su parte, las centrales de bombeo, se remunerarán bajo las mismas condiciones que la generación de origen hidroeléctrico.

• Centrales de almacenamiento

Estas centrales tendrán su renta por energía referida a la posibilidad de realizar arbitraje de precios entre carga y descarga, considerando que el precio de carga y que el precio de descarga serán iguales al CMgh x el factor de pérdida.

Las centrales de almacenamiento podrán participar del MAT actuando como demanda (carga) y actuando como generador (descarga).

En las HRP, las centrales de almacenamiento tendrán acceso a la remuneración de la PPAD con un factor de aplicación desde noviembre de 2025 en adelante de 1,1 para los meses de Invierno y Verano y de 0,9 para Resto. En cada HRP se reconocerá una potencia neta real disponible de almacenamiento y que será como máximo la potencia de almacenamiento habilitada comercialmente. A tal fin, en las horas de almacenamiento validadas (“HAV”) -horas de entrega continua, completando un ciclo de carga y descarga completa- el factor de aplicación del precio horario de la PPAD será:

• • HAV mayor o igual a 4: 1.
  • HAV entre 1 y 4 horas de almacenamiento: HAV / 4.
  • HAV menor a 1 hora de almacenamiento: 0.

5.2. Generación de ENARSA y ciclos combinados según Resolución SE 59/23

Asimismo, las centrales gestionadas por ENARSA -hasta su privatización- continuarán con el esquema de remuneración regulado con las reglamentaciones específicas que la SE emita para su remuneración y se destinarán al abastecimiento exclusivo del mercado spot.

Por otro lado, las centrales de ciclo combinados con acuerdos bajo la Resolución SE 59/23 podrán dar por finalizado dichos acuerdos y comunicar su adhesión formal al régimen implementado por las Reglas y contratar en el mercado spot y en el MAT; en caso de que no lo hagan, continuarán con el esquema de remuneración regulado con las reglamentaciones específicas que la SE emita para su remuneración.

6. Demanda Spot

De acuerdo con las Reglas, se considerará Demanda Spot a toda la demanda que no sea DEDMEM cubierta y demanda contractualizada en el MAT. En esa línea, la Demanda Spot tendrá garantía de abastecimiento general del SADI y para garantizar su abastecimiento firme deberán contratar en el MAT.

6.1. Precios de la energía para la Demanda Spot

Se establecerá un Factor de Spot Marginal Adaptado (“FSA”) como incentivo a un desarrollo equilibrado del mercado spot y del MAT, siendo dicho valor alcanzado de manera progresiva durante el período de transición.

El precio de la energía spot seguirá las siguientes pautas:

• será un valor que refleje los costos variables de energía (incluyendo los combustibles asociados) a cubrir en el MEM, con una señal de CMgh con participación gradual creciente reflejado por el FSA;
• se calculará por banda horaria (Pico-Resto-Valle);
• deberá compensar al menos el costo medio de energía del MEM, es decir el valor monómico de costo del MEM en el spot.
• el costo marginal medio para cada gran usuario se obtendrá de ponderar la demanda real horaria del gran usuario por el CMgh.
• el FSA será hasta el 31 de diciembre de 2027 igual a 0.

6.2. Precios de la potencia para la Demanda Spot

La potencia al spot se aplicará en función del requerimiento máximo de los demandantes del MEM, distribuidores y grandes usuarios, y se aplicará en las HRP. Asimismo, la potencia podrá ser cubierta por contratos en el MAT, conforme se detallará más adelante.

El precio de la potencia spot se calculará de acuerdo a lo siguiente:

• $PPAD x KP x CompraPPADm, donde:
• $PPAD: 16 u$s/MWhrp.
• KP: Factor de aplicación equivalente a la remuneración potencia de las centrales térmicas de solo gas natural: Invierno/Verano= 1,1 – Resto= 0,9
• CompraPPADm: compra de PPAD en cada mes y que se calcula como el requerimiento de potencia en horas de máxima demanda del mes multiplicado por un factor de punta -a ser informado por CAMMESA- que representa la relación entre la potencia disponible a remunerar mensualmente al spot y el requerimiento máximo del MEM y se establece inicialmente en 1 (uno). El  requerimiento de potencia en horas de máxima demanda se calculará de la siguiente forma:
  • Distribuidores:  el mayor entre el valor registrado mensual de potencia máxima cada 15 minutos y la demanda máxima declarada estacional.
  • GUMAS/AG: mensualmente se evaluará la demanda de cada GUMA/AG en las horas de máxima demanda (HMD) esperada del MEM para días hábiles.
    Para cada demandante se determinarán las máximas potencias registradas cada 15 minutos en las horas de máxima demanda del mes y se promediarán para obtener la potencia en horas de máxima demanda.
  • GUMES/GUPAS: requerimiento máximo mensual informado por el distribuidor que deberá seguir los mismos criterios que los establecidos para los GUMAS del MEM.

El cargo mensual de la PPAD resultante será igual al acumulado para el total de las HRP mensuales.

6.3. Precios estacionales de energía

Para el traslado de los costos MEM se tendrán en cuenta los costos asociados a la Generación Asignada destinada a cubrir la DEDMEM y los costos spot asociados al faltante de la DEDMEM y la demanda GUDI.

Los precios estacionales se calcularán por banda horaria (pico-resto-valle) con un perfil por banda que refleje el abastecimiento requerido para el spot.

• Precios para la DEDMEM Residencial: se calcularán en base a los costos de la Generación Asignada repartidos en forma proporcional a la relación entre la DEDMEM Residencial y la Generación Asignada.
• DEDMEM No Residencial: se asignarán los costos de la Generación Asignada por la energía sobrante luego de cubrir la DEDMEM Residencial. Para cubrir los faltantes de energía para completar la DEDMEM No Residencial se asignarán los costos previstos estacionalmente por la compra de energía al spot.
• Costo final por energía: se descontarán de los costos totales de la Generación Asignada los valores asociados al pago de potencia realizado por los distribuidores en forma proporcional a la demanda.
• Demanda GUDI: se asignarán los costos previstos estacionalmente por la compra de energía al spot.
  • Opciones de abastecimiento para los GUDI:
    • esquema vigente sin garantía de abastecimiento.
    • contratación de energía y potencia a uno o más generadores por medio de la distribuidora -que actuará como comercializadora/agregador de demanda-, siendo el abastecimiento respaldado por los contratos pactados.
    • contratación de energía y potencia en el MEM.

7. MAT

7.1. Demanda MAT

De acuerdo con las Reglas, la Demanda MAT será la demanda que accede al precio spot y abarca la DEDMEM no cubierta, así como la demanda GUDI y la demanda de los grandes usuarios del MEM.

Todos los grandes usuarios estarán habilitados al reingreso como demanda estacional en caso de así requerirlo, debiendo haber cumplido 1 año de operación en el MEM.

7.2. Generación MAT

Todos los generadores participantes del mercado spot (total o parcialmente) podrán acceder al MAT.

7.3. MAT Energía (MATE)

Se implementará un MATE tendiente a habilitar la contratación de los costos variables del MEM, asociados a la operación y mantenimiento, de combustibles y de energías renovables, a través de contratos para el abastecimiento de la demanda de energía, tanto de distribuidores como de grandes usuarios.

En el MATE se aplicarán las siguientes pautas:

• Oferta
  • Generación térmica al spot con ingreso anterior al 1 de enero de 2025:
    • podrá contratar la totalidad de su energía mensual producida con distribuidores por la DEDMEM no cubierta.
    • podrá contratar hasta el 20% de su producción mensual de energía con grandes usuarios.
    • a partir del 1 de enero de 2030 podrán contratar sin límite con cualquier tipo de demanda spot.
  • La generación con ingreso comercial a partir del 1 de enero de 2025 con gestión de combustible o la generación existente con transporte de gas firme adicional podrá contratarse con cualquier tipo de demanda al spot.
  • La generación renovable mantiene las condiciones establecidas en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
  • La generación hidroeléctrica al spot con ingreso anterior al 1 de enero de 2025, tendrá las siguientes condiciones:
    • podrá contratar la totalidad de la energía con distribuidores por la DEDMEM no cubierta.
    • podrá contratar hasta el 20% de su producción mensual con grandes usuarios.
    • las centrales  de  propiedad/administración provincial podrán contratar sin limitación con distribuidores para sus GUDIs.
    • a partir del 1 de enero de 2030 podrán contratar sin límite con cualquier tipo de demanda spot.
  • La generación nuclear podrá acceder al MATE en función de las condiciones que la SE establezca.
  • Las centrales de almacenamiento podrán acceder al MATE por la energía inyectada a la red.

• Demanda

Toda la demanda de energía spot (demanda MEM con excepción de la DEDMEM cubierta) podrá contratar sin restricciones.

• • Funcionamiento:
    • la operatoria y funcionamiento del MATE será equivalente al funcionamiento del MATER.
    • los contratos serán por generación real mensual y no existirá compra o venta de saldos de contratos entre generadores y/o demandantes.
    • los contratos preverán cobertura mensual de energía.
    • los contratos podrán celebrarse con uno o varios generadores, bajo condiciones libremente pactadas.
    • el generador definirá las prioridades de asignación de su energía mensual.
    • al generador, de la remuneración spot de energía se le descontará la energía contratada conforme la siguiente fórmula: energía remunerada al spot / energía generada en el mes x energía contratada en el mes.
    • al demandante, de la energía demanda mensual al spot se le descontará la energía abastecida por contratos, que se entenderá como el valor físico de la compra a precio spot.

7.4. MAT Potencia

El MAT Potencia permitirá la contratación de los costos fijos del MEM (equipamiento de generación física y de respaldo de potencia) para cubrir el requerimiento de potencia firme tanto de distribuidores como de grandes usuarios.

La contratación de potencia permitirá acceder al respaldo físico de la demanda en base a las condiciones operativas de la red en caso de restricciones de abastecimiento.

• Oferta

Se aplicarán las siguientes pautas:

• • no existirán limitaciones relacionadas con la generación existente o nueva respecto a la posibilidad de contratar potencia en el MAT.
  • el alcance de la obligación del generador se circunscribe a la entrega de la potencia disponible real horaria. No existirá compra o venta de saldos de contratos.
  • la generación térmica al spot con gestión propia de combustible cubrirá sus contratos de potencia en forma horaria con la potencia disponible horaria real.
  • la generación renovable no podrá ofrecer contratos de potencia.
  • la generación hidroeléctrica al spot cubrirá sus contratos de potencia en forma horaria con una cobertura equivalente al 70% de la potencia disponible horaria. Por cada MW de potencia comprometida el contrato cubrirá 0,7 MW de la compra de potencia del demandante.
  • la generación nuclear podrá acceder al MAT Potencia en función de las condiciones que la SE establezca.
  • las centrales de almacenamiento cubrirán sus contratos de potencia en forma horaria con la potencia disponible de almacenamiento horaria real cuando el almacenamiento disponible sea igual o mayor a 4 horas.

• Demanda

Se aplicarán las siguientes pautas:

• • • los demandantes podrán respaldar su demanda de potencia mediante contratos con centrales con las siguientes condiciones:
      • toda la Potencia Spot no cubierta puede contratar en este mercado.
      • los contratos se evaluarán por agente demandante en forma individual
      • la potencia efectivamente respaldada por un contrato será descontada de su compra de PPAD en el spot.
      • el valor a cubrir mediante estos contratos será como máximo la compra de PPAD.
      • un demandante podrá tener más de un contrato para respaldar su potencia.
      • el respaldo del contrato de potencia se evaluará en forma horaria comparando la potencia contratada y efectivamente respaldada en cada hora por un generador contra la compra de PPAD.
    • se deberá informar en cada presentación estacional la forma de asignación de la potencia de acuerdo con lo siguiente:
      • los contratos de cubrimiento de potencia serán totalmente libres en cuánto a plazo y condiciones.
      • la potencia contratada será un valor constante en paso mensual.
      • los generadores y demandantes deberán informar la forma de cubrimiento de sus contratos de potencia.
      • todos los contratos deben tener una prioridad de cubrimiento de compra y otro de venta. Las prioridades de cubrimiento no se pueden repetir.
      • la asignación de la potencia disponible de la unidad de generación/central se realizará por orden de prioridad de asignación o por proporcionalidad entre un grupo de demandantes.

  La cobertura efectiva en cada HRP, se aplicará con las siguientes condiciones:

  • • • los contratos ofrecerán cobertura siempre que en cada hora exista la posibilidad física de respaldo.
      • en condiciones de restricciones a la demanda, el respaldo solo será activo cuando las unidades de generación estén despachadas en áreas vinculadas eléctricamente con los demandantes contratados y el abastecimiento pueda ser comprobado en la operación real.
      • los saldos de potencia al spot de la generación y la demanda, en cada HRP, se evaluarán de la siguiente forma:
        • respecto del generador, de la potencia spot se descontará la potencia contratada respaldada como la sumatoria de las potencias contratadas limitada a la potencia efectivamente disponible.
        • respecto del demandante, se calculará la potencia contratada respaldada como la sumatoria de las potencias contratadas por el demandante y efectivamente respaldada por los generadores.

• MATE y MAT Potencia para distribuidores: Su tratamiento será equivalente, en tanto su administración es a través de precios estacionales.

8. Ampliación de la oferta de generación

De acuerdo con las Reglas, CAMMESA deberá evaluar así como recomendar la incorporación necesaria de energía y potencia para garantizar el abastecimiento en el MEM en cada región del SADI. Asimismo, la SE podrá organizar una o más licitaciones para asegurar el abastecimiento a mediano plazo. Eventualmente, los nuevos contratos que requieran ser firmados por los distribuidores podrán contar, en la transición, con garantía de pago por parte de CAMMESA, siempre que el distribuidor no posea deudas con el MEM y cumpla con los requerimientos de la SE.

9. Cargos de servicio y de transporte

Estos costos serán asignados en forma proporcional a la energía mensual por agente para recuperar los costos de transporte y servicios de reservas de corto plazo, en función de su demanda de energía mensual, independientemente de sus contratos en el MAT.

10. Servicio de reserva de confiabilidad base, adicional y de corto plazo

10.1. Servicio de reserva de confiabilidad – base

Se reconocerá un pago de potencia de 1.000 u$s/MW/mes en concepto de servicio de reserva de confiabilidad base por la potencia disponible mensual a la Generación Existente térmica, excluyendo la generación con Contratos de Abastecimiento MEM vigentes hasta su finalización, las centrales gestionadas por ENARSA -hasta su privatización-, las centrales térmicas del FONINVEMEM I hasta su privatización y las centrales de ciclo combinados (Resolución SE 59/23) que no hayan adherido al nuevo esquema de mercado spot y de MAT. Este cargo será afrontado por el conjunto de toda la demanda del MEM en forma proporcional a la demanda en forma mensual.

10.2. Servicio de reserva de confiabilidad – adicional

Para la generación hidrotérmica/almacenamiento de bajo factor de uso con ingreso comercial posterior al 1 de enero de 2025 se reconocerá un diferencial de pago de potencia de 9.000 u$s/MW/mes por un plazo de hasta 10 años corridos desde la habilitación comercial en concepto de servicio de reserva de confiabilidad adicional, sujeto a la aprobación de la SE. Este valor, se evaluará estacionalmente y podrá ser ajustado por la SE. Este cargo será afrontado por el conjunto de toda la demanda del MEM en forma proporcional a la demanda en forma mensual.

10.3. Servicio de reserva de corto plazo

Asimismo, se evaluarán los servicios actuales y la necesidad de adecuarlos o redefinirlos en función de las necesidades operativas del sistema, como así también la implementación de mecanismos de mercado para su oferta y remuneración.

11. Importación y exportación de energía no centralizadas

Las Reglas prevén la habilitación de importación y exportación de energía entre prestadores privados. Estos acuerdos deberán estar sujetos a la operación económica y de mínimo costo del MEM.

12. Generación forzada por razones locales

Finalmente, las Reglas disponen que se implementará un mecanismo de asignación para que los costos adicionales a la operación por despacho de generación atribuibles a razones locales sean asignados a la jurisdicción que la requiera.

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Para más información, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Milagros Piñeiro, Macarena Becerra, María Paz Albar Díaz, Rocío Valdez, Victoria Barrueco, Sol Villegas Leiva y/o Manuel Crespi.

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Lanzamiento del Programa de Gestión Avanzada de Demanda

El 26 de septiembre de 2025 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 379/2025 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 379”), que crea el Programa de Gestión de Demanda de Energía (el “Programa”). La medida se enmarca en la estrategia de incentivar la eficiencia energética y reforzar las reservas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), complementando el “Plan de Contingencia y Previsión para meses críticos del período 2024/2026” dispuesto por la Resolución 294/2024 de la Secretaría de Energía (ver nuestros comentarios aquí).

El Programa es voluntario, programado y remunerado, y está dirigido a Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) -GUMA, GUME y GUDI-, con potencias contratadas mayores a 300 kW (los “UA”, por Usuarios Adherentes).

1. Principales características operativas

• Compromiso anual: hasta 14 días por año y un máximo de 5 horas por día, durante los meses críticos (diciembre–marzo y junio–agosto).
  • El OED podrá convocar hasta 10 días por año.
  • Las distribuidoras podrán convocar hasta 4 días adicionales.
  • Los UA podrán ofrecer más días, pero esos adicionales no computan para incentivos ni penalidades.
• Procedimiento competitivo: En cada Programación Estacional, los UA deberán declarar la potencia comprometida y el precio ofertado como un porcentaje de los precios de referencia.
  • El OED priorizará ofertas de menor precio y mayor potencia, hasta cubrir la reserva requerida.
  • En el caso de la potencia firme se utilizará la potencia considerando su disponibilidad media.
  • En el caso de la potencia renovable se utilizará aquella asociada a un 90% de firmeza en los períodos de mayor demanda.

2. Esquema de remuneración y penalidades

• Cargo fijo (compromiso): hasta USD 1.000 / MW-mes durante los períodos críticos (diciembre a marzo y junio a agosto).
• Incentivo: por cada día convocado y cumplido, se adiciona un cargo fijo equivalente a 2 veces el cargo fijo comprometido.
• Penalización: por cada día convocado e incumplido, se aplica una multa de 3 veces el cargo fijo comprometido. Si la reducción es parcial, los cargos se aplican proporcionalmente.
• Cargo variable (energía efectivamente reducida): remunerada al precio ofertado por el UA, con tope en el Precio de Referencia de Energía: USD 350 / MWh.
• Cargo de gestión técnica: los GUDI y GUME que adhieran al Programa deberán abonar USD 30 / MW-mes a las distribuidoras por su participación.

3. Otros aspectos relevantes

• Los costos del Programa se imputan a los costos de reserva del MEM, salvo las reducciones pedidas directamente por una Distribuidora, en cuyo caso esa Distribuidora asume los costos variables.
• El incumplimiento reiterado (más de 3 veces consecutivas) puede excluir al UA del Programa por el resto de la programación trimestral, perdiendo el derecho a cobrar el cargo fijo.
• El tipo de cambio aplicable es el mismo que CAMMESA utiliza para el cálculo de costos variables de producción.
• Las Distribuidoras deberán adecuar la medición de los usuarios adherentes y reportar periódicamente al OED la información de consumo, ofertas y cumplimiento.

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Para más información, por favor contactarse con energía@tavarone.com.

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Inicio del proceso de privatización de Energía Argentina S.A.

El 25 de julio de 2025 el Ministerio de Economía dictó la Resolución 1050/2025 (la “Resolución 1050”) que dispuso el inicio del proceso de privatización de Energía Argentina S.A. (“EA”) en los términos del Decreto N° 286/2025 (ver nuestros comentarios aquí). Dicho proceso se desarrollará, en etapas, iniciando con la venta de las acciones de titularidad de EA en Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica Citelec Sociedad Anónima (“CITELEC”).

A continuación, detallamos los aspectos más relevantes de la Resolución 1050:

A. Venta de acciones de EA en CITELEC

Con respecto a la venta de las acciones de titularidad de EA en CITELEC, se dispuso que dicho proceso se llevará a cabo a través de un concurso público con base, de alcance nacional e internacional, en los términos de los Artículos 17, inciso 2) y 18, inciso 2) de la Ley N° 23.696 y sus modificatorias.

B. Coordinación e implementación del proceso

La Resolución 1050 instruyó a la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas” (“ATEP”), con la asistencia de EA, a coordinar las acciones necesarias para dar cumplimiento con lo previsto en el Capítulo II del Anexo I del Decreto N° 695/2024, con el fin de:

1. Concretar la venta de las acciones de EA en CITELEC dentro del plazo de ocho (8) meses contados desde la entrada en vigencia de la Resolución 1050.
2. Llevar a cabo la contratación de una entidad bancaria perteneciente al Sector Público Nacional para la tasación del paquete accionario de CITELEC.

Asimismo, se estableció que la Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Secretaría de Energía tendrá a su cargo la elaboración de la documentación licitatoria del proceso de privatización de CITELEC, con la intervención de la ATEP y pudiendo solicitar la colaboración técnica y operativa de EA.

Finalmente, la Resolución 1050 dispuso que los procedimientos objeto de dicha norma serán llevados a cabo a través de la plataforma CONTRAT.AR.

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Para información adicional, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Federico Otero, Julián Razummy, Camila Evangelista, Milagros Piñeiro, Marcos Quiroga, Macarena Becerra, Inés Espina Rawson y/o Manuel Crespi.

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Importantes cambios regulatorios en transporte de energía eléctrica

Hoy, 22 de julio de 2025, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 311/2025 (la “Resolución 311”) de la Secretaría de Energía (“SE”) en continuidad con lo previsto por la Resolución 715/2025 del Ministerio de Economía, que caracterizó como de prioritaria ejecución ciertas obras para la ampliación del sistema de transporte de energía eléctrica, incluyendo las obras “AMBA I”, a ser llevadas a cabo en los términos de la Ley de Concesión de Obra Pública N° 17.520 (ver nuestros comentarios aquí). Esta medida se enmarca dentro del recientemente incorporado artículo 31 bis de la Ley 24.065, que establece que las ampliaciones del Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”) podrán ser de libre iniciativa y al propio riesgo de quien las ejecute y que la reglamentación establecerá las diversas alternativas de ampliación, entre las que deberá contemplar la modalidad dispuesta en la Ley N° 17.520 y sus modificatorias  (ver nuestros comentarios al respecto aquí).

En forma adicional, además de sentar las bases para llevar a cabo las licitaciones públicas para las obras “AMBA I”, “Línea 500 kV Río Diamante – Charlone - O´Higgins” y “Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca”, la Resolución 311 introduce importantes cambios al marco regulatorio de las ampliaciones del sistema de transporte que apuntan a viabilizar su ejecución, eliminando y/o flexibilizando ciertas barreras que previo a la emisión de la Resolución 311  dificultaban o desincentivaban su construcción por parte del sector privado.

En su conjunto, estas medidas resultan prometedoras tanto para revertir la situación actual de déficit del sistema de transmisión de energía eléctrica, que presenta riesgos asociados a la restricción de suministro, como para fomentar la inversión privada en diferentes industrias.

Así, mientras las licitaciones públicas buscan viabilizar obras de transmisión claves para el SADI, también se incluyen reformas regulatorias dirigidas a liberar barreras para que la inversión privada pueda encarar inversiones en transmisión que puedan viabilizar, tanto proyectos productivos que requieren de un suministro eléctrico estable y seguro, como proyectos de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables que requieren de capacidad de transporte suficiente para su despacho.

A continuación, se detallan los aspectos principales de la Resolución 311.

1. Actos previos a la licitación

Se instruye a la Subsecretaría de Energía Eléctrica (la “SSEE”) para que, previa intervención del Poder Ejecutivo Nacional, elabore los documentos licitatorios para las obras “AMBA I”, “Línea 500 kV Río Diamante – Charlone - O´Higgins” y “Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca”, con el objeto de contratar su construcción, operación y mantenimiento bajo el esquema concesional establecido por la Ley 17.520, pudiendo realizar consultas y solicitar asistencia de CAMMESA, organismos multilaterales, de financiamiento del desarrollo y/o agencias de crédito a la exportación, entre otros. Asimismo, se instruye a CAMMESA a asistir a la SE en la determinación de los usuarios beneficiarios de estas obras.

Además, la remuneración del concesionario de las obras de ampliación de transporte llevadas a cabo bajo el régimen establecido por la Resolución 715/2025 del Ministerio de Economía podrá provenir de una tarifa aplicada a los usuarios beneficiarios.

2. Modalidades adicionales de financiamiento de las obras

Asimismo, la Resolución 311 dispone que los documentos licitatorios, en los casos en los que CAMMESA haya expedido un informe previo sobre su viabilidad técnica, podrán fijar la posibilidad de financiar total o parcialmente las obras allí determinadas con fondos propios a cambio de obtener, la asignación de prioridad de despacho (en los términos del artículo 6° TER del anexo I de la Resolución MEyM 281/2017) y/o prioridad de uso frente a terceros, con ciertas limitaciones.

3. Modificaciones al marco regulatorio aplicable a las ampliaciones del sistema de transporte

La Resolución 311 instruye a la SSEE a que elabore un nuevo apartado del “Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica” (el “Reglamento de Acceso”) del Anexo 16 de “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios” (“Los Procedimientos”) que incorpore dentro de las modalidades de ampliación allí reguladas, a las ampliaciones de transporte por concesión de obra pública.

Asimismo, introduce una serie de modificaciones al marco regulatorio aplicable a las ampliaciones del sistema de transporte, enumeradas a continuación:

(i) Modificaciones al marco regulatorio de las ampliaciones por Contrato COM

La Resolución 311 introduce ciertos cambios al apartado 2.2, Título II, “Ampliaciones de la Capacidad de Transporte por Contratos entre Partes” del Reglamento de Acceso. Entre ellos:

1. Dentro de los sujetos habilitados para celebrar un contrato de Construcción, Operación y Mantenimiento (“Contrato COM”) se incorporan, las sociedades o Uniones Transitorias integradas ya sea por uno o más agentes del MEM, o por un agente del MEM y otras partes.

2. Se modifica el plazo máximo de seis (6) años por el que se permitía solicitar la prioridad de acceso/uso frente a terceros en el marco de un Contrato COM, extendiéndolo a un período máximo equivalente a la vida útil del proyecto de demanda asociado, circunstancia que deberá ser acreditada por el/los comitente/s del Contrato COM.

3. Se incorpora que la prioridad de acceso/uso frente a terceros otorgada a favor del Comitente del Contrato COM podrá ser cedida en forma total o parcial por el Comitente del Contrato COM a favor de terceros que sean agentes o participantes del MEM. Los términos y condiciones de la cesión serán libremente acordados entre las partes y dicha cesión deberá ser previamente informada a  CAMMESA.

(ii) Simplificación de los requisitos para llevar a cabo líneas de uso particular

La Resolución simplifica los requisitos que establecía la Resolución SE 179/1998, norma regulatoria del artículo 31 de la Ley 24.065, para evaluar el otorgamiento de una autorización para la construcción de una línea u otra instalación de transporte de energía eléctrica de uso particular, dejando como única condición que sobre ellas no se prevea, aún en el largo plazo, la necesidad o conveniencia pública del uso compartido con terceros.

(iii) Modificaciones a la regulación de ampliaciones de transporte asociadas a proyectos del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER)

Se introducen modificaciones al artículo 2 del Anexo II de la Resolución SE 360/2023 que regula lo respectivo a la prioridad de despacho por ampliaciones de transporte asociadas a proyectos MATER, incluyendo los siguientes puntos:

1. Un nuevo plazo de vigencia total de la reserva de prioridad de despacho por las ampliaciones de transporte asociadas a proyectos MATER de diez años consecutivos contados desde el momento de la notificación de la asignación. Dicho plazo se divide en los siguientes dos componentes y reemplaza al plazo máximo de seis años antes vigente: (a) el primero asociado al tiempo de construcción de la ampliación de transporte asociada al proyecto MATER que finalizará cuando la ampliación prevista se habilite comercialmente y que será como máximo de mil ochocientos veinticinco (1825) días consecutivos contados desde el momento de la notificación de la asignación; y (b) el segundo componente, que se iniciará una vez transcurrido el primero y finalizará una vez transcurrido el plazo total. Durante este segundo período, los generadores que han realizado la obra tendrán derecho a la prioridad de despacho por la capacidad incremental.

2. La incorporación de la posibilidad de que un generador renovable que pueda demostrar fehacientemente que la ampliación de transporte asociada al proyecto MATER implique un incremento relevante de la capacidad de transporte adicional al requerido para el proyecto MATER y/o conlleve beneficios adicionales significativos para el SADI pueda requerir a la Autoridad de Aplicación la eximición del pago previsto para mantener vigente la asignación de prioridad de despacho asociada a partir del inicio de las obras de la ampliación de transporte debiendo acreditar a tal fin, el inicio de las obras mediante la emisión de la orden de proceder a la entidad encargada de la ejecución de las obras de la ampliación de transporte y erogaciones de fondos asociadas a las mismas por un monto no inferior al quince por ciento (15%) de la inversión total, en ambos casos, a satisfacción de la Autoridad de Aplicación.

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Para información adicional, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Milagros Piñeiro, Macarena Becerra, María Paz Albar Díaz, Rocío Valdez, Victoria Barrueco, Sol Villegas Leiva y/o Manuel Crespi.

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Reformas en el sector de energía eléctrica y gas natural

El día 7 de julio de 2025 se publicaron en el Boletín Oficial los Decretos 450/2025, 451/2025 y 452/2025 (el “Decreto 450”, el “Decreto 451”, y el “Decreto 452”, respectivamente), en uso de las facultades delegadas al Poder Ejecutivo Nacional (“PEN”) por el artículo 162 de la Ley 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos (la “Ley de Bases”; ver nuestros comentarios sobre estos puntos aquí).

El Decreto 450 introduce adecuaciones a las Leyes 15.336 y 24.065, que contienen el marco regulatorio eléctrico, como anexos I y II respectivamente. Así también, dispone un período de transición de veinticuatro (24) meses para la modificación de las reglamentaciones y la normativa complementaria.

Por su parte, el Decreto 451 ordena el nuevo texto de la Ley 24.076 de Gas Natural (ver nuestros comentarios sobre las modificaciones a esta norma por la Ley de Bases aquí y aquí).

Finalmente, bajo el Decreto 452 se constituye el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (el “Ente Regulador”).

A continuación, se detallan los aspectos principales de estas normas:

1. Período de transición

El Decreto 450 establece un período de transición de veinticuatro (24) meses para la modificación de las reglamentaciones y la normativa complementaria que resultare necesaria. En ese marco, la Secretaría de Energía (“SE”) debería llevar a cabo todas las acciones para que dicha transición sea gradual, ordenada y previsible, debiendo dictar las normas necesarias para:

1. Promover la desconcentración y competencia en el mercado de hidrocarburos, habilitando la libre contratación de combustibles por parte de generadores eléctricos y evitando abusos de posición dominante.
2. Asegurar mecanismos efectivos para mejorar el cobro de los contratos con distribuidoras eléctricas.
3. Establecer criterios de remuneración para la generación térmica, incentivando mayor eficiencia en la compra de gas natural, GNL, gasoil y fuel oil.
4. Avanzar con la transferencia progresiva de los contratos de energía suscriptos por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (“CAMMESA”) a los distribuidores y grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”).
5. Transferir también a la oferta los contratos de combustible firmados por CAMMESA; y
6. Revisar los Procedimientos del MEM (vigentes desde 1992) para su eventual derogación o reemplazo durante la transición regulatoria.

2. Decreto 450

2.1. Modificaciones a la Ley 15.336

2.1.1. Alcance

El Decreto 450 incluye la comercialización dentro de las actividades alcanzadas por la Ley 15.336 y su reglamentación.

2.1.2. Naturaleza jurídica 

Se reputan actos jurídicos de derecho civil y comercial las operaciones de compra y venta de electricidad, en línea con las normas ahora vigentes bajo el Código Civil y Comercial de la Nación.

2.1.3. Fortalecimiento del carácter federal de la normativa eléctrica

La nueva redacción del artículo 11 refuerza que, en el caso de los sistemas eléctricos provinciales y los servicios públicos de jurisdicción local serán los gobiernos provinciales los que resolverán en todo lo referente al otorgamiento de las autorizaciones y concesiones y ejercerán las funciones de policía y demás atribuciones inherentes al poder jurisdiccional, sin perjuicio de su sujeción a las normas federales que regulan la actuación de los prestadores del servicio público de distribución en la Red Nacional de Interconexión (“RNI”) y en el Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”), de conformidad con los objetivos establecidos en el artículo 2 de la Ley 24.065.

2.1.4. Principios y limitaciones 

En línea con el nuevo texto del artículo 11, se incorpora un nuevo artículo 12 bis, que determina que interfiere con los objetivos de la legislación federal en la materia, y con la libre circulación de energía eléctrica:

1. cualquier tributo de orden local, aunque se establezca bajo la denominación de tasa retributiva de servicio, en tanto no retribuya servicios prestados de manera efectiva, concreta e individualizada o que exceda el costo específico del servicio efectivamente prestado. Se entenderá que una tasa excede el costo específico del servicio efectivamente prestado cuando su base imponible no se determine sobre la base de dicho costo sino sobre la base de ventas, ingresos brutos, ganancias o parámetros similares.

2. cualquier acto o norma de la autoridad concedente local, que impida o restrinja:
   1. el traslado del costo de adquisición de la energía eléctrica en el MEM a la tarifa de los usuarios finales de los prestadores locales del Servicio Público de Distribución, en tanto tal costo sea trasladable a la tarifa según la normativa federal;
   2. el pago de las deudas de tales prestadores cancelables a través del Organismo Encargado del Despacho; o
   3. la autosuficiencia económica financiera del mercado eléctrico conforme lo establecido en el artículo 2 de la Ley 24.065.

2.1.5. Actividades relacionadas con la generación energía eléctrica de jurisdicción nacional

Se mantiene la obligatoriedad de contar con una concesión del PEN para:

1. el aprovechamiento de las fuentes de energía hidroeléctrica de los cursos de agua pública cuando la potencia normal que se conceda exceda de quinientos (500) kilovatios; y

2. el ejercicio de actividades destinadas al servicio público de transporte y/o distribución de electricidad, de conformidad con lo establecido en el artículo 3 de la Ley 24.065.

Además, entre otros aspectos modificados:

1. Las concesiones para el aprovechamiento de las fuentes de energía hidroeléctrica deberán otorgarse por plazo fijo, con un máximo de sesenta (60) años;

2. El canon que deberá abonar el concesionario en concepto de regalía por la concesión para el aprovechamiento de las fuentes de energía hidroeléctrica no ingresará al Fondo Nacional de Energía Eléctrica;

3.  Las concesiones de servicio público de jurisdicción nacional establecerán un régimen del suministro y venta de energía, de modo de permitir la libre comercialización y elección de proveedor por parte del usuario final.

4. En cuanto a las aguas que surgen en terrenos de los particulares resultará de aplicación el artículo 239 del Código Civil y Comercial de la Nación.

5. Se incorpora el artículo 21 bis, que determina que, al vencimiento de la concesión hidroeléctrica, el Estado Nacional convocará a una licitación pública nacional e internacional para el otorgamiento de una nueva concesión.

2.1.6. Redefinición del Consejo Federal de la Energía Eléctrica (“CFEE”)

El CFEE se redefine como un órgano técnico y consultivo, dependiente de la SE. Entre sus nuevas funciones, se lo instruye a:

1. Emitir opinión técnicamente fundada, no vinculante, en relación con los planes de desarrollo de los sistemas eléctricos del país y recomendar modificaciones o mejoras a los respectivos poderes jurisdiccionales;

2. Establecer los índices repartidores del Fondo Subsidiario para Compensaciones Regionales de Tarifas a Usuarios Finales y del Fondo Especial de Desarrollo Eléctrico del Interior, que integran el Fondo Nacional de la Energía Eléctrica.

3. Mantener informada a la SE sobre el cumplimiento de los principios tarifarios determinados en la Ley 24.065 por parte de las jurisdicciones locales y, en particular, de las distribuidoras de la respectiva jurisdicción, del marco regulatorio eléctrico federal y de sus normas complementarias.

Asimismo, se establece una nueva composición, bajo la presidencia de la Secretaría de Energía, integrada por un (1) representante y un (1) suplente por CABA y por cada provincia, designados por el PEN a propuesta de los gobiernos locales. El Poder Legislativo podrá designar de entre sus miembros tres (3) representantes por la Cámara de Senadores y tres (3) por la Cámara de Diputados, que podrán participar de las reuniones del CFEE.

Por otra parte, se indica que la actuación de los miembros del CFEE será ad honorem, y sus traslados asumidos por cada una de estas jurisdicciones. También se habilitan las reuniones en forma virtual.

2.1.7. Reforma del Fondo Nacional de la Energía Eléctrica 

Se establece que el Fondo Nacional de la Energía Eléctrica se integrará con:

1. Un recargo del 2% por kWh sobre el precio que paguen los compradores del MEM;

2. Los reembolsos más sus intereses de los préstamos que se hagan con los recursos del fondo; y

3. Otros aportes, como donaciones, legados, entre otros.

El fondo será administrado por la SE y se aplicará la siguiente distribución:

1. El diecinueve coma ochenta y seis por ciento (19,86%) de la recaudación total se destinará para las obras que la SE identifique como una ampliación del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión destinada al abastecimiento de la demanda o a la interconexión de regiones eléctricas para mejora de calidad y/o seguridad de la demanda.

Deducido lo anterior:

2. El sesenta por ciento (60%) para crear el Fondo Subsidiario para Compensaciones Regionales de Tarifas a Usuarios Finales, que asignará anualmente el CFEE a las jurisdicciones provinciales que hayan adherido a los principios tarifarios contenidos en la Ley 24.065; y

3. El cuarenta por ciento (40%) restante para alimentar el Fondo Especial de Desarrollo Eléctrico del Interior.

Las sumas líquidas, tenencias en títulos públicos y otros activos financieros representativos de inversiones del Fondo Fiduciario Para El Transporte Eléctrico Federal al momento de su disolución serán transferidos a la cuenta que indique la SE, para aplicarlo a las obras identificadas en el punto a).

La incorporación del artículo 31 bis apunta a que las jurisdicciones destinatarias de recursos del Fondo Subsidiario para Compensaciones Regionales de Tarifas a Usuarios Finales y del Fondo Especial de Desarrollo Eléctrico del Interior deberán acreditar ante la SE el cumplimiento por parte de las prestadoras del servicio público de distribución de las respectivas jurisdicciones:

1. de las normas tarifarias conforme los criterios de la Ley 24.065 y;

2. de los pagos de la energía eléctrica en el MEM.

2.1.8. Reforma del Fondo Especial de Desarrollo Eléctrico del Interior

Se modifica la integración del Fondo Especial de Desarrollo Eléctrico del Interior, eliminando los excedentes de las tarifas y recargos establecidos por el PEN en CABA y Gran Buenos Aires, y aumentando el porcentaje del aporte del Fondo Nacional de Energía Eléctrica.

Asimismo, se elimina la intervención del CFEE a los fines de distribución de sus ingresos, y establece nuevas reglas que buscan asegurar el retorno de los préstamos. Entre ellas:

1. Interés no menor al cincuenta por ciento (50%) de la tasa activa del BNA a treinta (30) días;

2. Plazos de hasta quince (15) años (extensibles a veinticinco -25- años para electrificación rural o uso de tecnología nacional); y

3. Bonificación de tasa cuarenta por ciento (40%) para proyectos que empleen bienes de origen nacional o se destinen a zonas rurales.

2.1.9. Atribuciones de la SE
Se eliminan algunas funciones de la SE, limitando su competencia a:

1. Promover el desarrollo integral y racional funcionamiento de los Sistemas Eléctricos Nacionales (SEN), mediante la interconexión de las centrales y redes de jurisdicción nacional;

2. Asegurar la libre circulación y distribución de la energía eléctrica en todo el territorio de la Nación, en función de los objetivos previstos en el artículo 2° de la Ley 24.065;

3. Mantener actualizado el inventario de las fuentes de energía, el catastro de las utilizaciones y la estadística de la industria eléctrica en todos sus aspectos;

4. Asesorar al PEN con relación al otorgamiento de las concesiones y autorizaciones para la utilización de las fuentes de energía eléctrica y para la instalación de centrales y redes de jurisdicción nacional.

2.1.10. Artículos derogados

La Resolución deroga las siguientes normas por resultar obsoletas o incompatibles con el nuevo esquema:

1. Artículos 26 y 28 de la Ley 15.336, referidos al funcionamiento transitorio del CFEE;

2. Artículos 45, 46, 47 y 48, vinculados a sanciones administrativas hoy reguladas por la Ley 24.065; y

3. Ley 25.957, que había creado el anterior Fideicomiso de Transporte Eléctrico.

2.2. Modificaciones a la Ley 24.065

2.2.1. Redefinición del objeto 

Se redefinen las políticas generales de la Ley 24.065 cuyos objetivos ahora contemplan:

1. Promover la celebración de contratos a término de energía eléctrica;

2. Regular las actividades de transporte y distribución de electricidad sobre la base de los costos reales del suministro, a fin de cubrir las necesidades de inversión y garantizar la prestación continua y regular de los servicios públicos;

3. Asegurar la libertad de elección de los consumidores de energía en las relaciones de consumo;

4. Establecer procedimientos ágiles para la operatividad inmediata de señales económicas que vinculen calidad con precio;

5. Promover la eficiente diversificación de la matriz energética, la incorporación de nuevas tecnologías, la medición inteligente y la gestión de demanda;

6. Propiciar el comercio internacional de energía eléctrica y la integración de los sistemas regionales en condiciones de seguridad del suministro y confiabilidad; y

7. Adoptar los recaudos que sean necesarios para alcanzar la autosuficiencia económico-financiera del sistema eléctrico argentino.

La SE y el Ente Regulador, creado por el artículo 161 de la Ley de Bases, deberán sujetar su accionar a los principios y disposiciones que dicha norma establece y deberán controlar que la actividad del sector eléctrico se ajuste a los mismos.

2.2.2. Nuevos actores del MEM 

Se incorporan nuevos actores al régimen del MEM:

1. Usuarios-generadores: sujetos alcanzados por el régimen de generación distribuida de la Ley 27.424.

2. Participantes identificados por la reglamentación, incluidos comercializadores y almacenistas.

En este sentido, se define como comercializador a quien compra o vende para terceros energía eléctrica, y el artículo 8 bis define la figura del “almacenista” como el titular de instalaciones de almacenamiento de energía en el mercado eléctrico, habilitándolo a comercializar su energía en el MEM como vendedor y comprador. Se entiende por almacenamiento el sistema eléctrico la tecnología comercialmente disponible capaz de absorber energía, conservarla durante un período de tiempo y luego entregarla en el sistema.

2.2.3. Nuevos derechos y obligaciones de agentes del MEM

Se mantiene la definición del distribuidor como responsable de abastecer a los usuarios cautivos dentro de su zona de concesión y se determina su obligación de adquirir al menos el setenta y cinco por ciento (75%) de su demanda en el mercado a término. Además, es responsable de cumplir la función técnica de transporte de la totalidad de los usuarios conectados o que tengan derecho a conectarse.

Por otro lado, en el caso de los usuarios-generadores, se faculta a la SE a definir criterios de remuneración por uso de red, considerando tanto la demanda contratada como la capacidad de generación instalada, independientemente del consumo.

Asimismo, se hace hincapié en que la reglamentación deberá garantizar la máxima competencia y libre contratación de suministro.

2.2.4. Certificado de conveniencia y necesidad pública 

Se determina que el Ente Regulador dispondrá la publicidad de este tipo de solicitudes y la realización de una audiencia pública antes de resolver sobre el otorgamiento del respectivo certificado.

2.2.5. Prevención de prácticas anticompetitivas 

Se prohíbe la celebración de actos que impliquen conductas anticompetitivas, incluyendo el abuso de posición dominante y la competencia desleal.

El Ente Regulador tiene el deber de intervenir directamente en resguardo de los usuarios, dando traslado a la Autoridad Nacional de Defensa de la Competencia, conforme a lo establecido por la Ley de Bases. Asimismo, podrá adoptar medidas para asegurar el cumplimiento de la tutela de los derechos de los usuarios.

2.2.6. Obras de transporte esenciales no previstas en concesiones

La nueva redacción permite a la SE, previa consulta con CAMMESA, autorizar obras de transporte que no estén contempladas en los contratos en curso de ejecución, si resultan esenciales técnica y económicamente para el funcionamiento del Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”).

Para ello:

1. Se autoriza el uso de recursos previstos para el Fondo Nacional de la Energía Eléctrica en el artículo 31 de la Ley 15.336.

2. El Ente Regulador podrá incluir los costos de la ampliación en el respectivo cuadro tarifario.

3. La contratación debe realizarse mediante procedimientos abiertos, competitivos y auditables.

2.2.7. Ampliaciones del SADI por iniciativa privada 

El artículo 31 ya preveía que el PEN podía autorizar a un generador, distribuidor y/o gran usuario a construir, a su exclusivo costo y para su propia necesidad, una red de transporte, para lo cual debía establecer las modalidades y forma de operación.

Sin embargo, la nueva redacción del Decreto 450 estipula que, en tanto no implique una afectación a las condiciones de competencia en el MEM, el PEN podrá autorizar a un generador, distribuidor y/o gran usuario a construir, a su exclusivo costo y para satisfacer sus propias necesidades, una línea y/o ampliación de la red de transporte, para lo cual dictará la reglamentación que determine las modalidades, características, prioridad de uso, los requisitos técnicos, forma de operación y demás condiciones para obtener la autorización. En este caso, las instalaciones autorizadas no prestarán un servicio público de transporte.

De esta manera, el artículo 31 bis permite la ejecución de obras de transporte en el SADI por parte de agentes privados, bajo su propio riesgo, conforme los criterios definidos en la reglamentación.

La reglamentación establecerá las diversas alternativas de ampliación del SADI, entre las que deberá contemplar la modalidad dispuesta en la Ley 17.520 de Concesión de Obra Pública y sus modificatorias. En este sentido, la Resolución 715/2025 del Ministerio de Economía caracterizó como de prioritaria ejecución ciertas obras para la ampliación del sistema de transporte de energía eléctrica a ser llevadas a cabo en los términos de la Ley 17.520 de Concesión de Obra Pública, modificada por la Ley de Bases (ver nuestros comentarios sobre estas modificaciones, aquí y aquí).

Para cada una de ellas se establecerá, entre otros aspectos:

1. la consideración de los efectos técnicos y económicos en la interconexión con el SADI conforme un informe previo de CAMMESA;

2. los requisitos a cumplir para otorgar la habilitación comercial;

3. las modalidades y forma de operación en términos de prioridad de uso de la capacidad disponible y el plazo, el que no excederá el correspondiente al del recupero de la inversión, así como las condiciones, en su caso, para la cesión total o parcial a actores del MEM de dicha prioridad;

4. las modalidades, plazos y forma de operación en términos de prioridad de despacho de generación renovable en competencia entre sí bajo condiciones de congestión; y

5. el régimen de remuneración que corresponda a la ampliación; en caso de fijar un régimen de remuneración a pagar por los terceros usuarios, se atenderá a que la contratación de la obra se efectúe mediante procedimientos abiertos, competitivos y auditables.

2.2.8. Simplificación del comercio internacional de electricidad 

Se establece que la SE podrá autorizar operaciones de importación y exportación de energía eléctrica mediante mecanismos ágiles, transparentes y competitivos, pudiendo rechazar operaciones por razones técnicas o económicas vinculadas con la seguridad del suministro nacional.

2.2.9. Contratos del Mercado a Término

El nuevo artículo 39 bis indica que los contratos del Mercado a Término del MEM, independientemente de su localización y de la fuente de generación eléctrica, se ejecutan a través del SADI y son necesarios para el cumplimiento de los objetivos de la política nacional en la materia establecidos en el artículo 2° y para asegurar el abastecimiento de la demanda de energía eléctrica en los términos de tales objetivos, por lo que todo acto o norma de autoridad local que los impida, obstaculice o encarezca, interfiere con el cumplimiento de aquellos.

2.2.10. Principios para la determinación tarifaria 

Se agrega que, para el caso de tarifas de distribuidores, en el costo de adquisición de la electricidad en el MEM se considerará:

1. el precio de las compras del distribuidor en el mercado spot y el promedio ponderado de las efectuadas mediante contratos del Mercado a Término en procesos competitivos conforme la norma a dictar por la SE sobre las condiciones de contratación;

2. el costo del transporte en alta tensión; y

3. los servicios del sistema administrados por CAMMESA.

Los distintos conceptos se discriminarán en la factura al usuario, la que no podrá incluir tributos de orden local o cargos ajenos a los bienes y servicios facturados.

2.2.11. Creación y funciones del Ente Regulador

Se formaliza la constitución del Ente Regulador creado por el artículo 161 de la Ley de Bases como ente regulador nacional, bajo la órbita de la Secretaría de Energía, al que se le otorgan las funciones que poseía anteriormente el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (el “ENRE”). En este marco, se derogan los artículos 57 a 66, que regulaban la creación y el funcionamiento del viejo directorio y la gestión financiera del ENRE.

2.2.12. Actualización del régimen sancionatorio 

Se actualizan los montos de las sanciones aplicables por infracciones a la ley, contratos de concesión o reglamentaciones del Ente Nacional, incluyendo:

1. multa de entre pesos ciento treinta mil ($ 130.000) y pesos ciento cuarenta millones ($ 140.000.000), valores que el Ente tendrá facultades para modificar de acuerdo a las variaciones económicas que operen en la industria;

2. inhabilitación especial de uno (1) a cinco (5) años;

3. suspensión de hasta noventa (90) días en la prestación de servicios y actividades autorizados por el Ente;

4. decomiso de los elementos utilizados para cometer la contravención, o de los bienes, artefactos e instalaciones construidas o ubicadas en contravención. Esta sanción podrá aplicarse como accesoria de las anteriores o independientemente de las mismas.

Por otra parte, se dispone que la falta de pago del suministro de energía eléctrica a usuarios finales y/o del precio de venta de dicha energía en bloque, será sancionado con la interrupción y/o desconexión de dicho suministro.

2.2.13. Responsabilidad solidaria

Se establece que, en caso de que como consecuencia del incumplimiento de cualquier jurisdicción de los términos de su adhesión a la presente:

1. el distribuidor incurra en mora en el cumplimiento de sus obligaciones de pago en el MEM, cancelables a través de CAMMESA; y/o

2.  se afecte el funcionamiento del MEM, las Provincias, CABA y Municipios concedentes de servicios públicos de distribución a empresas, entes y/o cooperativas que actúan en el mercado eléctrico, y los directivos de los entes reguladores eléctricos y/o autoridades equivalentes de control, serán solidariamente responsables por el pago de las deudas que tales entes, empresas y cooperativas deban cancelar a través de CAMMESA.

2.2.14. Modificación de la Ley 19.552 sobre servidumbres eléctricas 

Se sustituyen los artículos 1, 9, 10 y 11 de la Ley 19.552:

1. Se establece la servidumbre administrativa de electroducto a favor de concesionarios eléctricos bajo jurisdicción nacional.

2. Se reconoce el derecho a indemnización para los propietarios afectados, excluyendo el lucro cesante.

3. Se habilita la tramitación judicial por juicio sumario.

2.3. Período de transición y facultades de la Secretaría de Energía 

Se fija un período de transición de veinticuatro (24) meses, contado desde la fecha de entrada en vigencia del Decreto 450, para la modificación de las reglamentaciones y la normativa complementaria que resulte necesaria. Durante ese plazo, la SE deberá desarrollar todas las acciones necesarias para una transición gradual, ordenada y previsible hacia los objetivos fijados en el artículo 2 de la Ley 24.065, y deberá dictar las normas necesarias para:

1. Procurar la desconcentración (vertical-horizontal-Intersectorial) y un mercado de competencia de hidrocarburos en orden a la libre contratación del combustible por los productores eléctricos, evitando situaciones que conlleven la conformación o abuso de posiciones dominantes en dicho mercado.

2. Asegurar la efectiva vigencia de las medidas de garantía tendientes a regularizar la cobranza y asegurar la cobrabilidad de los contratos con los distribuidores de energía eléctrica.

3. Establecer criterios de remuneración de la generación térmica que permitan a las empresas una mayor eficiencia en la adquisición de GN-GNL-GO-Fuel.

4. Establecer los mecanismos progresivos de transferencia a la Demanda de Distribuidores y Grandes Usuarios del MEM de los distintos contratos de compraventa de energía eléctrica suscriptos con CAMMESA en representación de la Demanda del MEM.

5. Establecer el mecanismo de transferencia a la Oferta del MEM de los distintos contratos de compraventa de combustible suscriptos por CAMMESA.

6. Revisar la totalidad de las normas que integran “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y Cálculo de Precios en el Mercado Eléctrico Mayorista” (Los Procedimientos), aprobados por la Resolución Nº 61 del 29 de abril de 1992 de la ex-Secretaría de Energía Eléctrica del ex-Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos y sus modificatorias y complementarias, dictadas durante la emergencia a efectos de definir su derogación o su término máximo de vigencia durante el período de transición.

3. Decreto 451

El Decreto 451 aprueba el texto ordenado de la Ley 24.076 y sus modificatorias, por el que se adecúa la normativa del gas natural a la introducción del nuevo Ente Regulador. A partir del texto ordenado, se sustituye la figura del ENARGAS con la del Ente Regulador, que lo reemplazará en todas sus facultades.

4. Decreto 452

4.1. Constitución y alcance

El Decreto 452 constituye el Ente Regulador, creado por el artículo 161 de la Ley de Bases, el que funcionará en el ámbito de la SE y llevará a cabo todas las medidas necesarias para cumplir las misiones y funciones asignadas por las Leyes 24.076 y 24.065 al ENARGAS y al ENRE, respectivamente.

El Ente Regulador deberá comenzar a funcionar dentro de los ciento ochenta (180) días corridos desde la publicación del Decreto 452, para lo cual deberá estar debidamente conformado su Directorio. Durante este período mantendrán su vigencia las actuales unidades organizativas y las responsabilidades, competencias y funciones asignadas en el marco legal y reglamentario vigente del ENRE y del ENARGAS.

Asimismo, se determina que el Ente Regulador gozará de autarquía, independencia funcional y presupuestaria; como así también de plena capacidad jurídica para actuar en los ámbitos del derecho público y privado. Su patrimonio estará constituido por los bienes que se le transfieran y los que adquiera en el futuro por cualquier título y tendrá su sede en la CABA.

4.2. Directorio

Respecto a su composición, el Ente Regulador será dirigido y administrado por un directorio integrado por cinco (5) miembros, uno de los cuales será el Presidente, otro el Vicepresidente y los restantes serán Vocales, designados todos ellos por el PEN.

Para su designación, la SE conducirá el proceso de selección que garantice que la elección se realice entre profesionales que tengan antecedentes técnicos y profesionales en la industria del gas y de la electricidad. Concluido el proceso de selección, la recomendación de la SE será elevada al PEN dentro del plazo de quince (15) días corridos.

Con carácter previo a la designación y/o a la remoción, el PEN deberá comunicar los fundamentos de la decisión a una comisión mixta del Congreso, que deberá emitir opinión dentro del plazo de treinta (30) días corridos de recibidas las actuaciones.

En caso de no constituirse la referida comisión del Congreso en el plazo de diez (10) días corridos contados desde la comunicación indicada, el PEN comunicará los fundamentos de las designaciones o remociones a los presidentes de ambas Cámaras. Transcurridos treinta (30) días corridos desde tal comunicación, el PEN quedará habilitado para el dictado del acto respectivo.

Sus mandatos durarán cinco (5) años y podrán ser renovados en forma indefinida, cesando en sus mandatos en forma escalonada cada año. Al designar el primer directorio, el PEN establecerá la fecha de finalización del mandato de cada uno para permitir el escalonamiento.

Además, los miembros del directorio tendrán dedicación exclusiva en su función, alcanzándoles las incompatibilidades fijadas por ley para los funcionarios públicos y solo podrán ser removidos de sus cargos por acto fundado del PEN.

Entre las funciones del Directorio se encuentran:

1. aplicar y fiscalizar el cumplimiento de las normas legales y reglamentarias que rigen la actividad del Ente;

2. dictar el reglamento interno del cuerpo;

3. asesorar al PEN en todas las materias de competencia del Ente;

4. contratar y remover al personal del Ente, fijándole sus funciones y condiciones de empleo;

5. formular el presupuesto anual de gastos y cálculo de recursos, que se elevará a aprobación del PEN para su inclusión en el proyecto de ley nacional de presupuesto del ejercicio correspondiente;

6. confeccionar anualmente su memoria y balance;

7. aplicar las sanciones previstas en los marcos regulatorios del gas y la electricidad y su normativa complementaria; y

8. en general, realizar todos los demás actos que sean necesarios para el cumplimiento de las funciones del Ente y los objetivos previstos en los referidos marcos regulatorios.

4.3. Financiamiento

El Ente Regulador se regirá en su gestión financiera, patrimonial y contable por las disposiciones de las Leyes 24.076 y 24.065, quedando sujeto al control externo que establece el régimen de contralor público.

Por su parte, confeccionará anualmente su presupuesto, estimando razonablemente los gastos e inversiones correspondientes al próximo ejercicio, el cual deberá ser publicado para que los transportistas, distribuidores, almacenadores, comercializadores, usuarios y consumidores puedan objetarlo fundadamente sin carácter vinculante, previo a su elevación al PEN. También se faculta al Jefe de Gabinete de Ministros a realizar las reestructuraciones presupuestarias necesarias a los efectos de la unificación de los programas del ENRE y del ENARGAS.

Asimismo, contará con la plena disposición de los recursos que recaude, de acuerdo con los siguientes ingresos:

1. la tasa de inspección y control creada por las Leyes 24.076 y 24.065;

2. los subsidios, herencias, legados, donaciones o transferencias bajo cualquier título que reciba;

3. los demás fondos, bienes o recursos que puedan serle asignados en virtud de las leyes y reglamentaciones aplicables;

4. los intereses y beneficios resultantes de la gestión de sus propios fondos; y

5. los ingresos provenientes de la venta de obleas para Gas Natural Vehicular o de otros derechos de inscripción que determine el Ente Regulador.

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Para información adicional, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Milagros Piñeiro, Macarena Becerra, Rocío Valdez, María Paz Albar Díaz, Victoria Barrueco, Sol Villegas Leiva y/o Manuel Crespi.

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by trsym

Prórroga de la Emergencia del Sector Energético Nacional

El día 2 de junio de 2025, mediante el Decreto 370/2025 (el “Decreto 370”), se prorrogó la emergencia del Sector Energético Nacional declarada en 2023 por el Decreto 55/2023 (el “Decreto 55”) y prorrogada por el Decreto 1023/2024 (el “Decreto 1023”) (ver nuestros comentarios aquí y aquí).

El Decreto 370 abarca los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, y de transporte y distribución de gas natural, y prorroga la emergencia hasta el 9 de julio de 2026.

A continuación, se detallan los aspectos principales del Decreto 370:

I. Período de transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados

A través del Decreto 370, se prorroga hasta el 9 de julio de 2026 el Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados, establecido originalmente por el Decreto 465/2024 (ver nuestros comentarios aquí). Esta extensión del plazo tiene como objetivo permitir que la Secretaría de Energía continúe dictando los actos necesarios para implementar dicha norma, avanzar en la reestructuración del régimen de subsidios y definir los mecanismos específicos para la asignación y percepción de los subsidios por parte de los usuarios.

II. Intervención del ENRE y ENARGAS

Asimismo, se prorroga la intervención del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) hasta el 9 de julio de 2026, o hasta que se constituya, designe y ponga en funcionamiento el directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, creado por la Ley N.º 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, lo que ocurra primero.

III. Coordinación federal

Por último, se invita a las provincias a coordinar con la Secretaría de Energía las acciones de emergencia necesarias para asegurar la prestación de los servicios de distribución de electricidad que correspondan a su jurisdicción, así como la aplicación de medidas que resulten de la reestructuración de subsidios.

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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Victoria Barrueco y/o Manuel Crespi.

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by trsym

Nueva modalidad para llevar a cabo ampliaciones del sistema de transporte de energía eléctrica y definición de obras prioritarias

El día 2 de junio de 2025, el Ministerio de Economía publicó la Resolución 715/2025 (la “Resolución 715”) que caracteriza como de prioritaria ejecución ciertas obras para la ampliación del sistema de transporte de energía eléctrica e indica que serán llevadas a cabo en los términos de la Ley de Concesión de Obra Pública N° 17.520 (esta ley tuvo importantes modificaciones introducidas mediante la Ley de Bases que están resumidas aquí).

Esta medida se encuadra en el Decreto 55/2023 (cuya vigencia fue prorrogada por el Decreto 1023/2024) -que declaró la emergencia del sector energético nacional, incluyendo el segmento de transporte (ver nuestros comentarios sobre estas normas aquí y aquí)- y en la situación de alto riesgo de ocurrencia de casos de desabastecimiento de energía eléctrica en el Sistema Argentino de Interconexión y las limitaciones en la red de transporte de 500 kV, especialmente en regiones como NOA, NEA, CUYO y GBA, que demandan la necesidad urgente de ampliar y expandir la infraestructura de transporte y transformación de energía eléctrica.

En virtud de esta medida, la concesión de obra pública se convertirá en una nueva modalidad para llevar a cabo ampliaciones del sistema de transporte mediante inversión y financiamiento privados, y en una herramienta que promete no solo atender a la situación actual del sistema que presenta riesgos ciertos e inminentes de restricción de suministro o energía no suministrada, sino también viabilizar y eliminar barreras para llevar a cabo otras inversiones que se ven afectadas por la falta de capacidad de evacuación.

La Resolución 715, establece que la Secretaría de Energía (“SE”) aprobará modificaciones sobre el marco regulatorio eléctrico, para incorporar dentro de las modalidades de ampliación, a la concesión de obra pública y que tales modificaciones, deberán contemplar que:

1. Las ampliaciones llevadas a cabo bajo el régimen de concesión de obra pública podrán ser solventadas mediante el pago de una tarifa por los usuarios del servicio determinados como beneficiarios;
2. El concesionario llevará a cabo la operación y mantenimiento (“O&M”) de las obras de ampliación bajo supervisión de la transportista correspondiente, a cuyos efectos el concesionario asumirá el rol de Transportista Independiente;
3. El contrato de concesión deberá incluir una remuneración mensual a favor del concesionario durante el período de O&M de las obras de ampliación, cuyo pago será efectuado de forma directa por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA);
4. Cumplido el período contractual de O&M, el concesionario deberá transferir a valor cero las instalaciones al Estado Nacional y la O&M podrá ser asignada por el concedente al transportista correspondiente; y
5. La emisión del certificado de conveniencia y necesidad pública de las obras de ampliación importará la aprobación de las servidumbres administrativas de electroducto que correspondan a las ampliaciones.

Por último, se faculta a la SE o quien ésta designe para dictar normas complementarias y aclaratorias de la Resolución 715.

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Para información adicional, por favor contactarse con: Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Milagros Piñeiro, Macarena Becerra, María Paz Albar Díaz, Rocío Valdez, Victoria Barrueco, Sol Villegas Leiva y/o Manuel Crespi.

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