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.
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:
- 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;
- 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;
- 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);
- 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
- 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.
Publicación del Modelo de Contrato AlmaGBA
El 16 de mayo de 2025 se dio a conocer el Modelo de Contrato de Generación de Almacenamiento (el “Contrato AlmaGBA”), en el marco de la Convocatoria Abierta Nacional e Internacional Almacenamiento AlmaGBA, ordenada por la Resolución SE 67/2025 (la “Convocatoria AlmaGBA”) (ver nuestros comentarios sobre esta convocatoria, aquí). A continuación, se detallan los aspectos más relevantes del Contrato AlmaGBA:
1. Vigencia, plazo del Contrato y período de abastecimiento
El plazo del Contrato AlmaGBA es de quince (15) años contados desde la fecha de habilitación comercial o desde la fecha objetivo (establecida al 1/1/2027), lo que ocurra primero. La fecha de habilitación máxima se mantiene en el 31/12/2028.
2. Ciclos de Descarga y Horas de Almacenamiento
El Contrato AlmaGBA establece en la definición de “Ciclo de Carga y Descarga” que el equipamiento propuesto deberá poder ser operado al menos ciento ochenta (180) ciclos por año, entendiendo que un ciclo consta de una carga más una descarga de las baterías. Asimismo, define como “Ciclo de Descarga Completa” para un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) cuando la batería entrega el total de su capacidad de energía almacenada, en función de la profundidad de descarga máxima del equipamiento.
Además, el Contrato AlmaGBA define:
- Horas de Almacenamiento Comprometidas (HAC): refieren al período de entrega continua de la energía almacenada correspondiente a la Potencia Contratada, el cual se establece en cuatro (4) horas.
- Horas de Almacenamiento Validadas (HAV): aquellas horas efectivamente verificadas en la operación, a criterio exclusivo de CAMMESA, durante las cuales la Central entrega la energía almacenada completando un ciclo de carga y descarga, con un límite máximo de cinco (5) horas.
- Horas de Carga Validadas (HCV): representan las horas continuas de carga de la energía por la Potencia Contratada, estableciéndose en un máximo de seis (6) horas. No obstante, la Central deberá contar con la capacidad de extender dicho período de carga continua hasta ocho (8) horas.
3. Remuneración y penalidades
El Contrato AlmaGBA establece que el Vendedor será remunerado mensualmente por:
- la Potencia Contratada: calculada según una fórmula que considera la potencia de almacenamiento disponible, un precio de potencia fijo, las HAC, las HAV, y los factores (i) anual y (ii) de estacionalidad; y
- la Energía Abastecida: se remunera la energía inyectada a la red por la Central en el punto de entrega, al precio establecido en 10 U$S/MWh.
A su vez, se valorizará un costo mensual por pérdidas de energía como las diferencias entre energía demandada y la abastecida, cuyo valor se define en 20 U$S/MWh.
Asimismo, se aplican penalidades horarias en caso de indisponibilidad de la Central cuando sea convocada, con un máximo de cuatro (4) horas por día. Estas penalidades varían según el estado de suministro del sistema (de 350 a 1500 U$S/MWh), con una penalización mensual resultante de la suma de las penalidades aplicadas.
De esta manera, el monto total a facturar cada mes surge de sumar las remuneraciones por potencia y energía, y restar las pérdidas y penalidades.
4. Garantía de pago
El Contrato AlmaGBA establece en su artículo 12.6 los términos aplicables a la garantía de pago de última instancia a favor del vendedor.
De acuerdo con tal artículo, en caso de que el comprador se vea imposibilitado de trasladar el costo del contrato a sus usuarios finales por causas ajenas a su responsabilidad, CAMMESA actuará como pagador de última instancia frente al vendedor, por cuenta y orden de la Secretaría de Energía.
En dicho supuesto, si al vencimiento de la respectiva transacción económica, el comprador incumple con su obligación de pago con motivo de la referida causal, el comprador y el vendedor deberán informar esta situación a la Secretaría de Energía y CAMMESA, para que ésta última solicite los fondos correspondientes para la cancelación de las sumas impagas.
No obstante, el Contrato AlmaGBA establece que CAMMESA sólo queda obligado a realizar la transferencia en la medida en que la Secretaría de Energía le remita los fondos suficientes. En ese caso, el vendedor deberá canalizar cualquier acción de cobro exclusivamente a través de CAMMESA, liberando al Comprador de toda responsabilidad.
5. Cuestiones medioambientales
Por último, el Contrato AlmaGBA establece que a su terminación o al fin de la vida útil de las baterías incluidas en la prestación del servicio, el vendedor deberá realizar las tareas necesarias a los fines su desmantelamiento y disposición final, en cumplimiento de la normativa medioambiental aplicable.
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Para información adicional, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Victoria Barrueco y/o Manuel Crespi.
Privatización de Energía Argentina S.A. y venta de acciones de CITELEC
El 25 de abril de 2025 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto N° 286/2025 (el “Decreto 286”), que autoriza el procedimiento para la privatización total de Energía Argentina S.A. (“EA”) y la venta de su participación accionaria en CITELEC.
El Decreto 286 prevé que la privatización de EA será efectuada en etapas, mediante la separación de las actividades y bienes de cada unidad de negocio de dicha empresa, garantizando la continuidad de la prestación de los servicios y la ejecución de las obras en curso que dicha empresa tiene a su cargo.
De esta manera, mediante la autorización de la venta de las acciones de EA en CITELEC dispuesta en el Decreto 286, se inicia la primera etapa de la privatización total allí prevista.
La venta de las acciones se realizará mediante concurso público nacional e internacional, en los términos de los artículos 17, inciso 2) y 18, inciso 2) de la Ley N° 23.696 de Reforma del Estado y sus modificatorias.
EA tiene el 50% de las acciones de CITELEC, compañía que es el accionista controlante de TRANSENER, que, a su vez, posee el 99,9% del capital accionario en TRANSBA (el 0,1% restante corresponde a CITELEC).
TRANSENER es la concesionaria del servicio público de transporte de energía eléctrica en extra alta tensión a nivel nacional; TRANSBA, por su parte, es la concesionaria del servicio público de transporte de energía eléctrica por distribución troncal en la Provincia de Buenos Aires.
El Decreto 286 estipula que el Ministerio de Economía, con la intervención de la Unidad Ejecutora Especial Temporaria Agencia de Transformación de Empresas Públicas (ATEP), dictará las normas necesarias para llevar a cabo lo allí previsto.
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Para más información, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Federico Otero, Julián Razumny, Francisco Molina Portela, Camila Evangelista, Milagros Piñeiro, Macarena Becerra, Inés Espina Rawson, Victoria Barrueco y/o Manuel Crespi.
Privatización de Hidroeléctricas
El 10 de abril de 2025 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 263/2025 (el “Decreto 263”), que continúa con el proceso de venta de las sociedades: (i) Alicurá Hidroeléctrica Argentina S.A., (ii) Chocón Hidroeléctrica Argentina S.A., (iii) Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina S.A. y (iv) Piedra Del Águila Hidroeléctrica Argentina S.A. (las “Sociedades”), cuyos accionistas son Energía Argentina S.A. (“EA”) (98%) y Nucleoeléctrica Argentina S.A. (“NASA”) (2%).
Por su parte, tanto EA como NASA han quedado sujetas a privatización, en los términos del artículo 7 y anexo I de la Ley 27.742.
Al respecto, el Decreto 263 establece un plazo de quince (15) días desde su publicación para el llamado a Concurso Público Nacional e Internacional para la venta del paquete accionario controlante de las Sociedades (el “Concurso”), de titularidad de EA y NASA. El Concurso será efectuado por la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas” y la Secretaría de Energía de la Nación.
El Decreto 263 es adicional a los Decretos 718/2024 y 895/2024, que habían iniciado el proceso para la privatización de las Sociedades.
Para información adicional, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Milagros Piñeiro, Macarena Becerra, Victoria Barrueco y/o Manuel Crespi.
Aprobación del Procedimiento para la Exportación de GNL
El 4 de abril de 2025, la Secretaría de Energía publicó la Resolución 145/2025 por la que aprobó el Procedimiento para la Exportación de Gas Natural Licuado (el “Procedimiento” y “GNL”, respectivamente).
Esta medida se implementó en el marco del artículo 2 del Anexo II del Decreto 1057/2024 (puede consultar nuestros comentarios sobre el decreto aquí), mediante el que se estableció que la Secretaría de Energía de la Nación regularía el procedimiento aplicable a la exportación de GNL.
A continuación, detallamos los principales aspectos del Procedimiento:
1. Notificación de exportación de GNL
Las empresas interesadas en exportar GNL deberán presentar una solicitud ante la Subsecretaría de Combustibles Líquidos mediante la plataforma de Trámites a Distancia (TAD), en la que deberán acreditar:
- Disponibilidad proyectada, reservas posibles y/o probables, recursos prospectivos y capacidad de producción para la exportación de GNL para -por al menos- cinco (5) años desde la acreditación.
- Cantidades máximas de GNL en términos anuales, mensuales y diarios a exportar.
- Constancia de inicio de solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en caso de corresponder.
- Consistencia técnica del proyecto, incluyendo las instalaciones existentes o a realizarse.
La Subsecretaría de Combustibles Líquidos tendrá diez (10) días hábiles administrativos para analizar la información presentada y, de existir observaciones, podrá intimar al interesado a subsanarlas. Asimismo, podrá solicitar aclaraciones e información adicional al interesado.
Por su parte, el interesado podrá efectuar presentaciones complementarias dentro de los treinta (30) días hábiles administrativos de realizada la notificación.
La Secretaría de Energía podrá objetar total o parcialmente una exportación de GNL por falta de disponibilidad de gas natural a nivel nacional, inexactitud o falsedad en la documentación presentada, o por prácticas anticompetitivas. Las objeciones deberán realizarse dentro de los ciento veinte (120) días hábiles desde la notificación de exportación, y serán comunicadas formalmente al interesado, quien contará con treinta (30) días hábiles para subsanarlas.
Una vez subsanadas las observaciones, la Secretaría de Energía emitirá el certificado de “Autorización de Libre Exportación de GNL” a favor del interesado.
2. Autorización de Libre Exportación de GNL
La Autorización de Libre Exportación de GNL indicará el plazo para el inicio y finalización de la exportación, los volúmenes de GNL a exportar y la periodicidad de los informes a ser exigidos.
Con una anticipación no menor a noventa (90) días corridos a la fecha de inicio de la primera exportación, el autorizado deberá informar los volúmenes y precios, acreditar su inscripción como almacenador en el Registro de Almacenaje de Gas Natural de la República Argentina (RAGNar), acreditar la habilitación de la instalación ante dicho registro y presentar la constancia de habilitación por Sistema Registral en Aduana.
3. Estabilidad de la exportación de GNL
Las exportaciones autorizadas tendrán el carácter de firmes respecto de los volúmenes máximos autorizados, por un plazo de treinta (30) años desde la puesta en marcha de la planta de licuefacción o sus ampliaciones o etapas sucesivas.
Siempre que se acredite periódicamente la disponibilidad exigida, el autorizado tendrá derecho a exportar GNL en forma continua, sin interrupciones, restricciones, reducciones o redireccionamientos, y podrá acceder en igualdad de condiciones que cualquier otro segmento de la demanda, a la producción, transporte, procesamiento y almacenamiento de gas natural para realizar las exportaciones de GNL.
4. Obligaciones del Exportador
El exportador de GNL deberá mantener vigentes las disponibilidades proyectadas exigidas y deberá acreditar (6) seis meses antes del vencimiento de la acreditación de disponibilidad vigente que dispone de gas suficiente para cubrir los (5) cinco años subsiguientes. En aquellos casos que impliquen obras de infraestructura, la Subsecretaría de Combustibles Líquidos podrá exigir acreditaciones por plazos mayores.
Además, el exportador estará obligado a informar cualquier cambio en las disponibilidades de gas, modificaciones sustanciales en la información presentada originalmente y los datos de exportaciones realizadas bajo el régimen de no objeción, incluyendo precios y cantidades.
5. Finalización, revocación y cesión
La Autorización de Libre Exportación de GNL finalizará automáticamente en la fecha indicada en el certificado, sin necesidad de interpelación o notificación al titular. No obstante, dicha autorización podrá revocarse por incumplimiento de las obligaciones del exportador, incumplimiento de los deberes de información o por incumplimiento formal o material de las condiciones de la autorización.
Por último, la Autorización de Libre Exportación de GNL podrá ser cedida, previa aprobación de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, mediante la presentación del acuerdo de cesión debidamente certificado y legalizado, debiendo el cesionario cumplir con las condiciones, requisitos y plazos establecidos en el Procedimiento.
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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Milagros Piñeiro, Victoria Barrueco o Manuel Crespi.
Términos iniciales para la asignación de capacidad incremental del Tramo I del Gasoducto Perito Moreno y Tramos Finales de TGS
El 31 de marzo de 2025, la Secretaría de Energía publicó en el Boletín Oficial la Resolución 136/2025 (la “Resolución 136”), mediante la cual:
- Aprueba el Pliego de Bases y Condiciones (“PBC”) para que Energía Argentina S.A. (“EA”) lleve adelante la Licitación Pública destinada a la ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno (“GPM”).
- Establece los lineamientos para la asignación de capacidad incremental del GPM y de los tramos finales del sistema de transporte operado por Transportadora de Gas del Sur S.A. (“TGS”).
1. Licitación de las obras de ampliación
La Licitación, a cargo de EA, tiene como objetivo contratar la ejecución y financiamiento de la ampliación del Tramo I del GPM, bajo modalidad “llave en mano”. Esta obra permitirá incrementar la capacidad de transporte de gas natural en 14.000 m³/día de 9.300 kcal/m³, por encima de la capacidad base de la infraestructura actual y de la capacidad excedente del Tramo I del GPM (la “Capacidad Incremental”).
El adjudicatario de la Licitación tendrá a su cargo la operación y mantenimiento de la infraestructura de la ampliación y de la existente por quince (15) años desde la fecha de habilitación de la obra.
El procedimiento de selección se realizará mediante una licitación pública nacional e internacional, bajo la modalidad de etapa doble. En una primera etapa, se realizará la preselección de ofertas que cumplan con los requisitos de capacidad legal, económico-financiera, y técnica, y, en una segunda etapa, se seleccionará la mejor oferta en términos económicos.
Con relación a los oferentes, éstos deberán ser personas jurídicas constituidas en Argentina o en el exterior, pudiendo ser vehículos asociativos contractuales constituidos en Argentina, con capacidad legal para obligarse y sin impedimentos para contratar. En caso de presentación conjunta, deberán constituir una unión transitoria de empresas o un consorcio.
En cuanto a los requisitos económicos y financieros, deberán contar con un patrimonio neto mínimo de cuarenta millones de dólares (USD 40.000.000) al cierre del último ejercicio económico y un patrimonio neto promedio de los dos (2) últimos ejercicios económicos anuales no inferior a cuarenta millones de dólares (USD 40.000.000). Asimismo, los oferentes deberán poseer activos por al menos noventa y cinco millones de dólares (USD 95.000.000) al cierre del último ejercicio económico anual, y un total de activos promedio de los dos (2) últimos ejercicios económicos anuales no inferiores a ochenta millones de dólares (USD 80.000.000). En el caso de asociaciones se ponderará la participación de cada integrante para cumplir estos requisitos.
Todas las ofertas deberán estar acompañadas de una garantía de mantenimiento de oferta de cinco millones de dólares (USD 5.000.000) que podrá consistir en un depósito en cuenta bancaria, garantía bancaria, póliza de caución, títulos públicos o carta de crédito.
2. Lineamientos para la asignación de capacidad incremental
Los Lineamientos aprobados por la Resolución 136 se aplican a la asignación de capacidad en los siguientes concursos, a saber:
- Concurso GPM: Tiene por objeto adjudicar la Capacidad Incremental con punto de recepción en Tratayén y medida en el punto de entrega en Salliqueló, netos de gas retenido y, en su caso, los volúmenes de la capacidad opcional bajo la Licitación.
- Concurso tramos finales TGS: Tiene por objeto adjudicar la capacidad de transporte resultante de las obras sobre los tramos finales del sistema de transporte de TGS que fueren necesarias a raíz de la ampliación del Tramo I del GPM, con el fin de que los volúmenes de gas natural que circulen a través de la obra de ampliación del Tramo I del GPM puedan alcanzar los mercados de consumo. En el marco de este concurso, la capacidad ofrecida será de 12.000.000 m3/d de 9300 kcal/m3 en la zona de entrega GBA, netos de gas retenido, y 2.000.000 de m3/d de 9300 kcal/m3 con entrega en las subzonas de Buenos Aires Bahía Blanca, netos de gas retenido.
Los Lineamientos prevén la asignación directa de capacidad -mediante el prepago de los contratos de transporte respectivos-, con hasta un máximo equivalente al cuarenta por ciento (40%) del total de la capacidad incremental, y en su caso, la capacidad adicional. El sesenta por ciento (60%) restante será asignado bajo concursos de “open season”.
Bajo ambos concursos se prevé un plazo de servicio mínimo de un (1) año y uno máximo de treinta y cinco (35) años.
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Para información adicional, por favor contactar a Javier Constanzó, Nicolás Eliaschev, Milagros Piñeiro o Manuel Crespi.
Convocatoria de generación de almacenamiento “AlmaGBA”
La Secretaría de Energía de la Nación publicó el 17 de febrero de 2025 la Resolución 67/2025 (la “Secretaría de Energía” y la “Resolución 67”), que lanza la convocatoria abierta nacional e internacional denominada “Almacenamiento AlmaGBA” (la “Convocatoria”).
La Convocatoria busca incorporar nuevas centrales de generación-almacenamiento de energía eléctrica en las áreas de concesión de las distribuidoras Edenor y Edesur, a fin de sumar una potencia objetivo de 500 MW, y en un plazo de ejecución de entre 12 y 18 meses.
Bajo la Convocatoria, los adjudicatarios celebrarán un contrato de generación de almacenamiento (el “Contrato Generación-Almacenamiento”) con las distribuidoras Edenor y Edesur, en el que CAMMESA actuará como garante de pago de última instancia.
Sin perjuicio de que el Contrato Generación-Almacenamiento aún debe ser publicado, a continuación se detallan los puntos salientes de la Convocatoria conocidos en el día de la fecha.
1. Objeto de la Convocatoria
El objeto de la Convocatoria es incorporar una potencia objetivo referencial de 500 MW de almacenamiento-generación en las áreas de concesión de Edenor y Edesur, a fin de mejorar la confiabilidad y condiciones del abastecimiento en el AMBA y en el Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”), en determinados nodos de conexión (“NDC”).
Los oferentes seleccionados celebrarán sus respectivos Contratos de Generación-Almacenamiento, bajo los que deberá asegurarse la provisión de energía y puesta a disposición de potencia durante al menos cuatro (4) horas consecutivas por ciclo de descarga completa.
2. Potencia mínima y máxima por proyecto
La potencia mínima a ofertar será de 10 MW, mientras que la potencia máxima será la menor entre 150 MW o la indicada para cada NDC.
3. Contrato Generación-Almacenamiento
Bajo el Contrato de Generación-Almacenamiento, se remunerará la potencia disponible y la energía suministrada, según sigue a continuación:
- Potencia de Almacenamiento Disponible, denominada en USD/MW-mes, en función del Valor Ofertado, del almacenamiento disponible, de la relación entre las Horas de Almacenamiento Validadas (“HAV”) y las Horas de Almacenamiento Comprometidas (“HACe”) en la Convocatoria, multiplicado por el Factor Anual (“FA”, que será decreciente y fijado inicialmente en 1,20 y 0,50 en el período final del Contrato Almacenamiento-Generación). La “Potencia de Almacenamiento Disponible” no podrá exceder 15.000 USD/MW-mes; y
- Energía Suministrada, igual a 10 USD/MWh.
Bajo el Contrato Generación-Almacenamiento Edenor y Edesur, según cada caso, serán los deudores principales, mientras que CAMMESA actuará como garante de última instancia.
En este sentido, de producirse una demora en el pago por dos o más períodos, se podrá requerir a CAMMESA que realice el pago adeudado.
Adicionalmente, se indica que la garantía de CAMMESA será como máximo de 12 meses consecutivos equivalentes a la remuneración bajo el Contrato Generación-Almacenamiento.
4. Cronograma de la Convocatoria
- Período de consultas: 19 de febrero – 4 de mayo de 2025.
- Publicación del Contrato-Generación-Almacenamiento: 31 de marzo de 2025.
- Publicación de respuestas: 24 de febrero – 11 de mayo de 2025.
- Presentación de ofertas: 19 de mayo de 2025.
- Adjudicación: 27 de junio de 2025.
- Firma de Contrato Generación-Almacenamiento: 30 de junio de 2025.
5. Condiciones de los oferentes y ofertas
En la Convocatoria se establecen los requisitos mínimos que deberán cumplir los oferentes y las ofertas, entre los que se destaca la obligatoriedad de presentar una garantía bancaria a primer requerimiento, para respaldar la oferta, de 10.000 USD/MW.
6. Invitación a otras jurisdicciones a realizar manifestación de interés
Adicionalmente, la Resolución 67 invita a las distintas jurisdicciones a través de sus empresas prestadoras del servicio público de distribución a, en caso de considerar oportuna la incorporación de almacenamiento para el desarrollo de infraestructura en su área de concesión, manifestar formalmente su interés a la Subsecretaría de Energía Eléctrica (“SEE”) para su instrumentación, a ser gestionada de manera coordinada entre Nación, Provincia y empresa prestadora del servicio público de distribución de energía, tomando la Convocatoria como modelo.
Por último, se faculta al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) y a la SEE a disponer las medidas que consideren necesarias para la implementación de la Convocatoria.
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Para más información, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Victoria Barrueco y/o Manuel Crespi.
Normalización del Mercado Eléctrico Mayorista
El 29 de enero de 2025, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”) publicó en su página web una sección de información complementaria a la Resolución 21/2025 de la SE (la “Resolución 21”) (ver nuestros comentarios sobre esta norma aquí).
Entre la documentación publicada se encuentra la nota enviada por la Secretaría de Energía a CAMMESA (la “Nota SE” y la “SE”, respectivamente) por la que la SE explica que, actualmente, el Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) registra una limitada reserva disponible en materia de generación y transporte de energía eléctrica para el abastecimiento de la demanda, que convive con compromisos contractuales en materia de energía, potencia y combustibles asociados. Por ello, se necesita la implementación de un proceso de normalización gradual, que genere las condiciones para la inversión en todos los segmentos de la industria que permitan, progresivamente, aumentar la confiabilidad del abastecimiento, la eficiencia operativa, y la sustentabilidad económica del mercado y logren una desconcentración del mercado en CAMMESA.
En consecuencia, la SE elaboró los Lineamientos para la Normalización del MEM y su Adaptación Progresiva (los “Lineamientos”), que se adjuntan a la Nota SE como anexo. En ellos, se detallan las modificaciones que se prevén para la gestión de combustibles, en la demanda en el MEM, la determinación de los precios y el funcionamiento del Mercado a Término (“MAT”) y del Mercado Spot.
Asimismo, se requiere a CAMMESA que publique en su página web la Nota SE, junto con los Lineamientos y, adicionalmente, un Informe Técnico sobre la situación del MEM (el “Informe Técnico”), fijando un plazo de treinta (30) días corridos a partir del 30 de enero de 2025, para que las Asociaciones representadas en CAMMESA se manifiesten sobre estos documentos, aunque las opiniones tendrán carácter no vinculante en el proceso de normalización del MEM.
Por su parte, el Informe Técnico ofrece un análisis integral, detallando ciertos aspectos regulatorios y operativos para garantizar el cumplimiento de los objetivos establecidos en el contexto normativo vigente, con enfoque en:
- Establecimiento de un marco normativo que garantice la transparencia, competitividad y eficiencia del sistema eléctrico.
- Gradual descentralización de las responsabilidades operativas y comerciales actualmente concentradas en CAMMESA.
- Implementación de tarifas y remuneraciones que reflejen los costos reales del sistema, promoviendo inversiones y sustentabilidad.
- Revisión de los esquemas de gestión de combustibles, con énfasis en la transición hacia la autogestión por parte de los generadores.
- Adaptación de los mecanismos del Mercado Spot y del MAT para reflejar las nuevas condiciones del mercado.
- Identificación de necesidades de infraestructura y planificación para asegurar la confiabilidad del suministro eléctrico.
En paralelo, CAMMESA tendrá un plazo de cuarenta y cinco (45) días corridos, a partir del 30 de enero de 2025, para elaborar:
- Un informe circunstanciado con un plan para implementar un procedimiento operativo de despacho y gestión transaccional;
- Un informe técnico que analice el impacto de las medidas propuestas en función de la oferta y demanda previstas ante distintos escenarios de abastecimiento y funcionamiento del MEM; y
- Un informe complementario que analice las consideraciones realizadas por las Asociaciones que agrupan a los Agentes del MEM.
Por último, la SE anunció que propicia dictar las normas necesarias relativas a la implementación del proceso de normalización del MEM para su entrada en vigor el 1º de noviembre de 2025, junto con la Programación Estacional de Verano. Sin perjuicio de ello, menciona que se dispondrán medidas anticipadas tendientes a eliminar las restricciones que limitan el funcionamiento del MEM.
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Para más información, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Victoria Barrueco o Manuel Crespi.
Desregulación de la actividad de carga de vehículos eléctricos e híbridos eléctricos
El 29 de enero de 2025 la Secretaría de Energía de la Nación (la “SE”) publicó en el Boletín Oficial la Resolución 22/2025 (la “Resolución 22”), que deroga la Resolución 817/2023 de la SE (la “Resolución 817”).
La Resolución 817 había creado el Registro Nacional de Infraestructura de Carga de Vehículos Eléctricos (VE) y Vehículos Híbridos Eléctricos (VHE), y establecía la obligatoriedad de cargar vehículos eléctricos exclusivamente en estaciones de servicio.
Con el dictado de la Resolución 22, la SE consideró necesario avanzar con la desburocratización y simplificación de los procesos administrativos, en línea con el espíritu de reorganización del Estado reflejado en la Ley 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos. De esta manera, la eliminación de este registro desregula la actividad de carga de VE y VHE, al permitir que diversos establecimientos ofrezcan este tipo de servicios.
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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Victoria Barrueco y/o Giuliana Manzolido.