1. El contexto

La industria eléctrica argentina todavía busca recuperar la normalidad alterada por la crisis de 2001/2002.

Las autoridades del gobierno nacional han definido que este proceso requiere, por un lado, el retorno a los principios fundamentales del marco regulatorio establecido por las leyes 15.336 y 24.065 -desvirtuados o incumplidos, aunque nunca derogados, por la normativa de emergencia- y por el otro la incorporación de modificaciones normativas destinadas a adecuar ese marco a las condiciones actuales.

Con ese propósito el decreto 450/2025, en ejercicio de la delegación dispuesta por el art. 162 de la Ley de Bases, incorporó numerosas “adecuaciones” en el texto de las citadas leyes y dictó un texto ordenado de la Ley 24.065, que fue objeto de un comentario anterior (https://abogados.com.ar/tres-reformas-importantes-al-marco-regulatorio-electrico-segun-el-decreto-45025/37102).

Ese mismo decreto previó un periodo de transición de 24 meses para que la Secretaría de Energía dicte las normas reglamentarias necesarias para asegurar una transición “gradual, ordenada y previsible” hacia la plena aplicación del marco.

La resolución que comentamos es un paso importante en este camino, y el procedimiento previo a su dictado merece un especial reconocimiento por su carácter participativo: la Secretaría de Energía publicó dos versiones sucesivas de un documento con los lineamientos de la regulación, y recibió los comentarios y sugerencias de todos los agentes del MEM, que en varios casos fueron incorporados o al menos tenidos en cuenta para dar forma final a la norma.

También es importante destacar -porque ya estábamos acostumbrándonos a lo contrario- que esta vez la norma fue dictada en el término previsto, lo que permitirá su aplicación en el próximo Periodo Estacional de Verano del Mercado Eléctrico Mayorista que se inicia el 1° de noviembre.

2. Las disposiciones de la resolución y las Reglas del Anexo I

Las nuevas disposiciones se encuentran distribuidas en el texto de la resolución y en su Anexo I, llamado “Reglas para la Normalización del MEM y su Adaptación Progresiva”.

Comencemos por la resolución: con relación a los Distribuidores, que ahora están obligados a contratar al menos el 75% de la energía necesaria para abastecer a sus usuarios finales (conf. el nuevo art. 9° de la Ley 24.065) el art. 3° les “asigna” un conjunto de unidades de generación, al que llama “Generación Asignada”, para atender con esa energía la “Demanda Estacionalizada” (es decir, la demanda Residencial, Comercial y Resto del distribuidor, excluyendo los GUDIs).

Concretamente, dentro de esta Generación Asignada se encuentran los “contratos MEM”, térmicos o renovables (contratos celebrados oportunamente por CAMMESA en representación de la demanda del MEM, por ejemplo, los enmarcados en las resoluciones 21/16 y 287/17 de la SE, o los derivados de los programas Renovar, cuyos plazos de ejecución se encuentran en curso) y la generación cuya gestión está directa o indirectamente a cargo del Estado Nacional, es decir, la generación hidráulica a cargo de las concesionarias de represas nacionales, la generación hidráulica de las centrales binacionales (Yacyretá y Salto Grande), la generación nuclear y las importaciones de oportunidad que realice CAMMESA.

Toda esta generación es computable a los efectos de acreditar el cumplimiento de la citada obligación de contratación, y la Demanda Residencial tiene la primera prioridad para su uso. Si bien el total de energía provista por estas fuentes “contractuales” es inicialmente suficiente para cubrir el 75% exigido por la ley, el progresivo vencimiento de los contratos MEM obligará a las distribuidoras a contratar generación adicional en el Mercado a Término hasta alcanzar, al menos, ese porcentaje (mientras que el resto puede ser adquirido en ese mismo MAT, o en el Mercado Spot al Precio Estacional).

La reserva de potencia necesaria para cubrir la demanda Estacionalizada de los Distribuidores es mencionada en el Anexo I -que veremos más adelante- en términos más bien generales: sólo se dispone que CAMMESA informará las necesidades de reserva a la SE en el corto plazo “con el objetivo de evaluar la necesidad de mecanismos de incorporación de potencia para las Distribuidoras”, y que las Distribuidoras deberán “prever e informar los mecanismos para alcanzar el cubrimiento de los requerimientos de reserva de potencia pudiendo requerir participar en mecanismos conjuntos para garantizar la incorporación de reservas de potencia”.

El resto de las unidades de generación no incluidos dentro de la Generación Asignada, así como las que se incorporen con posterioridad al mercado, se consideran “Generación al Spot” y pueden optar por generar en condiciones Spot o “contractualizar” su producción en el Mercado a Término (con algunas excepciones puntuales).

Los artículos 10 y 11 de la resolución crean dos nuevos servicios, a ser solventados por toda la demanda del MEM, llamados “Reserva de Confiabilidad” (que remunera USD 1.000 por MW-mes disponible a todos los generadores) y “Reserva de Confiabilidad Adicional” (que agrega una remuneración adicional de USD 9.000 por MW-mes disponible durante 10 años a la nueva generación de bajo factor de uso, instalada en lugares específicos identificados por CAMMESA y aprobados previamente por la SE)

En cuanto al Anexo I, éste incluye, además de las disposiciones para la gestión de combustibles, las reglas para la remuneración de energía y potencia que recibirá la Generación al Spot; los precios que pagará la Demanda al Spot, y las reglas de funcionamiento del Mercado a Término de Energía y del Mercado a Término de Potencia.

De su extenso texto (31 páginas) seleccionamos estas disposiciones, destacadas por su novedad o importancia:

• A partir del 1° de enero de 2019 será obligatoria la gestión completa de los combustibles por parte de los generadores; mientras tanto, se establece un esquema de despacho del gas incluido en el Plan Gas mediante acuerdos entre los generadores y CAMMESA (“Gas Acuerdo”) y la posibilidad de que los generadores y productores acuerden “retirar” volúmenes de ese Plan Gas (punto 3.1);
• CAMMESA continuará actuando como proveedor de última instancia, adquiriendo y asignando los combustibles necesarios para los Contratos de Abastecimiento MEM y para los generadores al Spot sin gestión propia de combustibles, quienes no podrán operar en el MAT ni acceder al esquema de renta con componente marginal (3.3);
• El costo de los combustibles (incluyendo el costo del GN Acuerdo, del GN retirado del acuerdo, del gas local propio, del transporte de GN y de los combustibles alternativos) será recuperado por los generadores mediante la declaración del CVP (limitado por valores de referencia) que se utilizará a los efectos del despacho, ya que éste continuará rigiéndose por la regla del mínimo costo de operación y falla (3.4);
• La Generación Asignada se remunerará al precio establecido en los contratos vigentes (para los contratos MEM, térmicos o renovables) o según la regulación dictada por la SE (para la generación hidráulica con concesiones vigentes, las hidroeléctricas binacionales, y las nucleares, que mantienen una “remuneración regulada”) o según lo establecido en los nuevos contratos de concesión (para las hidroeléctricas cuya concesión se otorgue a partir de este momento, comenzando por las cuatro represas del Comahue) (punto 5);
• El resto de la generación se considera Generación al Spot, y su remuneración es la suma del CVP y el costo marginal del nodo respectivo, representado por la “Renta Marginal Adaptada” (RMA) que se calcula como resultado de una fórmula que multiplica el Costo Marginal horario por el factor de pérdidas menos el CVP; el resultado es luego afectado por un “Factor de Renta Adaptado” que varía según la disponibilidad de gas y transporte de cada generador (6.1);
• Un esquema similar al anterior -con algunas particularidades- se establece para la generación y autogeneración de fuente renovable (6.2) y la generación hidráulica (6.3);
• Todos los generadores térmicos e hidráulicos reciben una remuneración por Potencia Puesta a Disposición (PPAD) en cada hora de remuneración de la potencia en que se encuentren “disponibles”, esto es, cuenten con gestión propia de combustible (sea con gas del Acuerdo, con gas retirado del Acuerdo, o con gas propio); según un esquema similar, con algunas modificaciones, se remunera también la potencia de las centrales de almacenamiento (6.6);
• La demanda de Grandes Usuarios y Distribuidores que no se encuentre cubierta por la Generación Asignada o por contratos en el MAT deberá pagar los precios Spot, y cuenta con “garantía de abastecimiento general del SADI”; (sin perjuicio de ello, pueden acceder a un abastecimiento “firme” mediante la celebración de un contrato en el MATP) (punto 7);
• El precio de la energía Spot para cada banda horaria (pico, valle y resto) surge de una ponderación entre el Costo Medio de la Energía del sistema (y no podrá ser inferior a éste) y el costo marginal medio para cada GU, según la fórmula agregada en el punto 7.1; los Distribuidores pagarán un Precio Estacional, calculado para cada banda horaria (pico, valle y resto) que contempla tanto los costos de la Generación Asignada como los costos Spot por el resto de la generación necesaria para abastecer el total de su demanda (7.3);
• Se define el precio a pagar por la PPAD por parte de Distribuidores y Grandes Usuarios, que para estos últimos se aplica sobre el mayor valor entre la potencia en horas de máxima demanda y el 50% del requerimiento máximo mensual de 15 minutos o la demanda máxima declarada estacional (7.2);
• En el Mercado a Término se puede contratar toda la demanda de los Distribuidores que no está cubierta por la Generación Asignada (incluyendo entonces la demanda para abastecer a sus GUDI) más la demanda de los Grandes Usuarios del MEM y pueden participar como parte vendedora todos los Generadores al Spot (sea que participen en el Spot por el total o por una parte de su producción) (8.1);
• Este Mercado a Término incluye un mercado de Energía (MAT ENERGíA) cuyo funcionamiento es similar al del actual MATER (aunque hasta 2030 los generadores sólo pueden vender a los GU como máximo el 20% de su producción) y un mercado de Potencia (MAT POTENCIA) que permite contratos para cubrir el requerimiento de potencia firme, otorgando el respaldo físico frente a restricciones en el  abastecimiento (en este caso, siempre y cuando las unidades de generación estén despachadas en áreas vinculadas eléctricamente y el abastecimiento pueda ser comprobado en la operación real). Los generadores renovables no están habilitados a celebrar contratos de venta de potencia (8.4);
• Para los demandantes que adquieran potencia mediante uno o más contratos en este mercado, la potencia efectivamente respaldada por un contrato será descontada de su compra de PPAD (8.4.2);
• Se prevé que CAMMESA evalúe al menos una vez al año la incorporación de energía y potencia para garantizar el abastecimiento; si resulta necesario, la Secretaría de Energía (por sí o a instancias de un Distribuidor) podrá organizar una o más licitaciones de contratos de energía y/o potencia; los contratos que requieran ser firmados por un Distribuidor podrán contar, en la transición, con garantía de pago por parte de CAMMESA; (9)
• Finalmente, se dispone que los costos asociados al Transporte y a los Servicios del MEM serán asignados en forma proporcional a la energía mensual demandada por todos los agentes (independientemente de sus contratos en el MAT) (punto 10), se anticipa la posibilidad de importación y exportación de energía a partir de contratos entre operadores privados (11), y se prevé que los costos de la generación forzada por razones locales serán gradualmente asignados a la jurisdicción que la requiera (12).

3. Conclusiones

Como puede verse a partir de este breve resumen se trata de una norma compleja, extensa y necesariamente parcial, en tanto es sólo un primer paso en el dictado de la nueva regulación necesaria para acompañar la normalización de la industria y la restitución de la vigencia de los principios del marco regulatorio (que incluirá también, como lo anticipa el art. 4° inc. 6 del Decreto 450/2025, la revisión de LOS PROCEDIMIENTOS).

Hacemos énfasis, como lo hace la propia norma, en la gradualidad de las modificaciones, que viene impuesta -entre otras razones- por la continuidad de la vigencia del Plan Gas y de los contratos de abastecimiento firmados por CAMMESA, que condicionan la liberación plena de la gestión del combustible a los generadores.

Con esas limitaciones, que finalmente se justifican en razones indiscutibles de seguridad jurídica y respeto al derecho de propiedad, es claro que la resolución que establece las nuevas condiciones de funcionamiento del MEM efectivamente aplicables desde el 1° de noviembre ratifica el rumbo trazado por la Ley 27.742 y el Decreto 450/2025.