El pasado martes 21 de octubre se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nro. 400/2025 (la “Resolución”) dictada por la Secretaría de Energía (“SE”) por medio de la cual se aprobaron las “Reglas para la Normalización del MEM y su Adaptación Progresiva” (las “Reglas”), que se aplicarán a las transacciones económicas del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) a partir del 1° de noviembre de 2025.

La presente Resolución parte de los objetivos previstos por la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos (“Ley de Bases”) para el sector energético. De este modo prevé una serie cambios orientados a consolidar la transición hacia un sistema energético sostenible y que priorice la incorporación de fuentes renovables, la eficiencia en el uso de recursos y la sostenibilidad ambiental, como así también la reducción de la dependencia de combustibles fósiles; alineando así, las políticas nacionales con los compromisos internacionales de reducción de emisiones y promoviendo la competitividad del mercado eléctrico mediante incentivos claros para la generación de inversiones en tecnologías limpias.

Antes de la Ley de Bases, el sector eléctrico se definía por una fuerte intervención estatal y un rol central de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”). Las nuevas normas buscan revertir este modelo, impulsando la desregulación y la apertura del mercado.

En esta línea y como consecuencia de las estipulaciones de la Ley de Bases, a lo largo del corriente año se dictaron varias normas tendientes a modificar esta situación, a saber: (i) la Resolución SE Nro. 21/2025, por medio de la cual la SE eliminó ciertas y determinadas restricciones que limitaban a los generadores la celebración contratos en el Mercado a Término (“MAT”), ampliado la nómina de excepciones para la celebración de contratos en el MAT; y (ii) el Decreto 450/2025, por medio del cual se dispuso, entre otros aspectos destacables, un período de transición de 24 meses para que la SE dicte todas las normas necesarias a fin (a) promover la desintegración de mercados y la libre contratación de combustibles; (b) asegurar la cobranza y cobrabilidad de los contratos con distribuidores; (c) transferir progresivamente a la demanda y a la oferta del MEM los contratos de energía y combustibles gestionados por CAMMESA; y (d) revisar en su totalidad Los Procedimientos del MEM.

En este escenario, la SE dictó la presente Resolución con los siguientes objetivos: (i) establecer un sistema de señales de precios para la demanda de energía eléctrica; (ii) mecanismos de remuneración para la oferta basados en costos marginales horarios; (iii) incentivar a la gestión propia de combustibles por parte de los Generadores; y (iv) la expansión de la contractualización dentro del MEM por medio de contratos bilaterales, como así también la habilitación de importación y exportación entre privados.

La Resolución entró en vigor el 21 de octubre de 2025. Sin embargo, será aplicable a partir del 1° de noviembre de 2025.

A continuación, se presente una síntesis de los aspectos más relevantes introducidos por la Resolución y las Reglas:

Demanda Estacionalizada de Distribuidores del MEM (“DEDMEM”)

Se define un nuevo tipo de demanda a abastecer por parte de los Distribuidores del MEM, a la cual le serán de aplicación los precios estacionales que disponga la SE.

Esta demanda se encuentra comprendida de la siguiente manera: (i) Demanda Residencial, entendida como aquella pequeña demanda destinada al uso residencial; y (ii) Demanda No Residencial, aquella que no califique como Residencial como así tampoco Demanda de Grandes Usuarios de Distribución (“GUDI”); esto es, toda demanda superior o igual a los 300 Kw de potencia contratada.

Es importante destacar que dentro del DEDMEM, la Demanda Residencial contará con primera prioridad para el uso de la Generación Asignada; mientras que, la Demanda No Residencial, tendrá segunda prioridad para su uso y, en caso de que ello no alcance para cubrir la totalidad de su demanda, deberá adquirir el faltante por medio del Mercado Spot o del MAT.

La DEDMEM será abastecida por la Generación Asignada, la cual se encuentra compuesta por las siguientes unidades: (i) energía y potencia comprometidas bajo Contratos de Abastecimiento del MEM vigentes, tanto térmico como renovables; (ii) generación hidroeléctrica concesionada por el Estado Nacional, conforme a lo previsto en cada contrato de concesión; (iii) generación hidroeléctrica binacional proveniente de Yacyretá y Salto Grande; (iv) generación nuclear operada por Nucleoeléctrica Argentina S.A. (“NASA”); e (v) importaciones de energía realizadas de forma centralizada por parte de CAMMESA.

Asimismo, a fin de asegurar el abastecimiento en el mediano y largo plazo, se desarrollarán los mecanismos e incentivos necesarios para que los Distribuidores den cobertura al menos el 75% de la DEDMEM por medio de contratos de energía, para lo cual deberán complementar la energía cubierta mediante contratos en el MAT hasta cumplir con dicho porcentaje.

Mercado Spot: Remuneración de la Energía y Potencia

Se introdujeron nuevas fórmulas para la remuneración de la energía eléctrica de fuente térmica, como así también de la potencia generada.

Las centrales térmicas nuevas o aquellas que incorporen transporte firme de gas podrán acceder a una renta plena, mientras que las que no gestionen su propio combustible verán limitada su remuneración. Además, para las plantas existentes se establece una renta mínima garantizada que asegura un ingreso básico por MWh generado, dependiendo del tipo de tecnología y del costo operativo.

Por otro lado, la Potencia Puesta a Disposición (“PPAD”) será remunerada semanalmente según la disponibilidad efectiva de cada unidad y su capacidad para gestionar el suministro de combustible. Las centrales con gestión propia recibirán el pago completo, mientras que aquellas sin gestión percibirán montos reducidos.

El nuevo esquema también incorpora reglas específicas para la generación hidroeléctrica, renovable y de almacenamiento, manteniendo la lógica de remuneración basada en la disponibilidad y el aporte efectivo al sistema.

Gestión de Combustible

Las nuevas reglas del mercado establecen la obligación para los generadores de asumir la gestión integral de sus combustibles a partir del año 2029, marcando un claro avance hacia un modelo más descentralizado. Hasta entonces, regirá un período de transición enfocado en delegar esta administración a los agentes. Durante esta etapa, el gas natural seguirá despachándose mediante el esquema del Plan Gas, aunque los generadores ya deben encargarse de la provisión de combustibles alternativos.

En este período transitorio, los generadores tendrán la opción de gestionar su propio gas natural –ya sea a través de CAMMESA o por cuenta propia– y declarar sus costos de producción dentro de límites de referencia. Aquellos que decidan administrar sus combustibles directamente podrán participar del Mercado a Término y acceder a rentas horarias. En contraste, quienes sigan bajo contratos de abastecimiento con CAMMESA no recibirán rentas adicionales por estos mecanismos.

En materia de flexibilización del transporte, CAMMESA retiene la administración del transporte asociado al Plan Gas, pero los generadores serán responsables de su propio gas, con la posibilidad de utilizar capacidad excedente de CAMMESA o Energía Argentina S.A. (“ENARSA”). Respecto a los combustibles alternativos -como gasoil, fuel oil o carbón-, la responsabilidad recae totalmente en los generadores, quienes deberán seguir los precios de referencia que publique CAMMESA. Finalmente, quienes no opten por la autogestión de combustible dependerán de CAMMESA como proveedor de última instancia, pero verán una reducción progresiva de su remuneración y quedarán excluidos del Mercado a Término y las rentas por costos marginales.

Mercado a Término

La Resolución rehabilita el MAT, suspendido formalmente desde el año 2013.

En esta línea, se prevé la implementación de un Mercado a Término de Energía (“MATE”) y un Mercado a Término de Potencia (“MATP”) como mecanismo de contratación bilateral de energía y respaldo físico, en la cual podrá participar todos los generadores participantes -total o parcialmente- del Mercado Spot.

MATE. Permite la contratación directa de los costos variables del MEM asociados a la operación y mantenimiento de combustibles y energías renovables, por medio de contratos para el abastecimiento de energía de Distribuidores como así también de Grandes Usuarios. Las condiciones de estos contratos podrán ser pactados libremente entre las partes bajo las siguientes pautas: (i) la generación térmica e hidroeléctrica al Spot previa al 1/1/2025 podrá contratar toda su energía con distribuidores por la demanda no cubierta y hasta un 20% con grandes usuarios, quedando libre de restricciones desde 2030; (ii) la generación térmica nueva (desde 2025) o con gas firme adicional podrá contratar sin límites desde el inicio; (iii) la generación renovable mantiene el régimen MATER, ampliando la contratación a distribuidores por demanda no cubierta; (iv) las hidroeléctricas provinciales podrán contratar libremente con distribuidores para sus GUDIs; (v) la generación nuclear y las centrales de almacenamiento podrán acceder al MAT según condiciones que defina la SE; y (vi) toda de la demanda de energía Spot podrá contratar sin restricciones, salvo la Demanda Estacionalizada Cubierta.

MATP. Permitirá la contratación de los costos fijos del MEM, esto es, equipamiento de generación física y respaldo de potencia, a fin de cubrir el requerimiento de potencia firme de Distribuidores y Grandes Usuarios. En este mercado, la generación térmica tiene libertad total para celebrar contratos de potencia, mientras que las hidroeléctricas ajustan su cobertura al 70% de lo que realmente tienen disponible cada hora. Las renovables quedan fuera de la oferta de potencia, y las unidades de almacenamiento solo podrán sumarse si cuentan con al menos cuatro horas de energía lista para inyectar.

Además, la Resolución sustituye el 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.

Servicio de Reserva de Confiabilidad

La nueva normativa introduce los Servicios de Reserva de Confiabilidad (“SRC”) para asegurar una reserva operativa mínima y sostener la capacidad firme del sistema eléctrico durante la transición. Este esquema se estructura en dos partes. El SRC Base remunera a las centrales térmicas existentes con un cargo fijo mensual de $1.000 por MW instalado, el cual se eleva a $2.000$ MW para los ciclos combinados más pequeños debido a su mayor flexibilidad operativa.

Por otro lado, el SRC Adicional busca atraer nuevas inversiones en capacidad firme, otorgando $9.000 MW por mes durante hasta diez años a proyectos nuevos -térmicos, hidráulicos o de almacenamiento- que se incorporen al MEM a partir de 2025 en zonas críticas.

Importación y Exportación de Energía No Centralizada

Se habilita la importación y exportación de energía con base en acuerdos bilaterales de abastecimiento entre prestadores privados, cumpliendo las reglamentaciones aplicables. A su vez, estos deberán estar sujetos a la operación económica y de mínimo costo del MEM.

Generación Forzada por Razones Locales

Se prevé la implementación de mecanismos de asignación para que los costos adicionales a la operación por despacho de generación atribuibles a razones locales sean asignados a la jurisdicción que así lo requiera.

Por Victoria Bengochea e Ignacio Meggiolaro