El 25/09/26 se publicó la Resolución 264/2026 de la Secretaría de Energía de la Nación que marca un cambio de paradigma regulatorio en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Con la creación del Régimen de Demandas Extratendenciales (XDEM), el abastecimiento eléctrico de los grandes proyectos corporativos deja de ser un mero insumo comercializable para convertirse en una obligación de infraestructura y estructuración contractual.

La finalidad de este nuevo régimen es doble y netamente estratégica: por un lado, blindar las reservas de potencia del sistema eléctrico nacional para garantizar la prioridad y continuidad del suministro a los usuarios residenciales, pymes y comercios ante escenarios de estrés energético; por el otro, trasladar de manera obligatoria el costo de la expansión de la capacidad de generación al sector privado, exigiendo que financien su propio abastecimiento en lugar de sobrecargar la infraestructura existente.

La norma redefine la matriz de riesgos de los proyectos con demandas iguales o superiores a los 80 MW (equivalente al 0,5% de la demanda media del MEM), impactando de lleno en sectores críticos como los Data Centers, la minería a gran escala y los desarrollos de oíl and gas en expansión en nuestro país.

Los tres ejes regulatorios que reconfiguran el mercado:

• Suficiencia y Nueva Oferta Obligatoria: Los nuevos usuarios o ampliaciones encuadrados bajo este régimen deberán respaldar contractualmente o mediante autogeneración al menos el 80% de su consumo mensual con nueva infraestructura de generación.
• Estructuración asimétrica de Potencia Firme: La norma introduce exigencias diferenciadas según el perfil de consumo. Mientras que los proyectos mineros e industriales (XDEM-Producción) deben acreditar potencia firme por el 100% de su demanda máxima, los centros de procesamiento de datos e IA (XDEM-Datos) enfrentan un umbral del 115%, configurando un esquema de respaldo mandatorio.
• Severidad en el régimen sancionatorio: El apartamiento de los Planes Especiales de Abastecimiento (PEA) devengará penalizaciones severas. La toma de energía del mercado spot sin el respaldo contractual exigido acarreará recargos del 50% al 100%, acompañados de incrementos de hasta el 400% en los cargos por potencia no respaldada, además de la prelación en la aplicación de restricciones de suministro ante escenarios de estrés hídrico o térmico del sistema.

Impacto en el M&A, Financiamiento y el RIGI

Aquellas empresas con solicitudes de acceso a la red en trámite disponen de un plazo de adecuación de solo 60 días corridos para presentar sus proyecciones y planes energéticos a 5 años.

Asimismo, para los desarrollos bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), el costo de capital inicial (CAPEX) deberá internalizar el financiamiento y la estructuración de contratos de potencia a largo plazo (PPA) o plantas de generación propias. La viabilidad jurídica y económica de estas grandes inversiones requerirá, más que nunca, una ingeniería contractual robusta y un profundo conocimiento de la normativa del MEM.

En definitiva, la norma busca una solución que posibilite promover inversiones estratégicas y de gran entidad (para data centers para IA, minería a gran escala, gas y petróleo) sobre una infraestructura de red que ya opera al límite de su capacidad. Al desplazar la responsabilidad del abastecimiento hacia el sector privado, la regulación no solo busca blindar el sistema frente a la saturación, sino que redefine las reglas de juego para proyectar y desarrollar inversiones haciendo que un proyecto ya no dependerá únicamente de los incentivos fiscales, sino de su capacidad técnica y contractual para autoabastecerse.

Por Sebastián Álvarez