29 septiembre, 2026 | Actualidad normativa, Novedades

La nueva resolución dictada por la Secretaría de Energía de la Nación que exige traer la energía propia para poder invertir. El nuevo mapa de riesgos para Data Centers y Minería. Por Sebastián Álvarez, Socio en Brons & Salas.

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.

English Version:

The End of Guaranteed Energy? Resolution 264/2026 and a Paradigm Shift

The new resolution issued by the National Secretariat of Energy requires bringing your own energy in order to invest. The new risk map for Data Centers and Mining. By Sebastián Álvarez, Partner at Brons & Salas.

On September 25, 2026, Resolution 264/2026 of the National Secretariat of Energy was published, marking a regulatory paradigm shift in the Wholesale Electricity Market (MEM). With the creation of the Extra-Trend Demand Regime (XDEM), the electricity supply for large corporate projects ceases to be a mere commercial commodity and becomes an infrastructure and contractual structuring obligation.

The purpose of this new regime is twofold and strictly strategic: on the one hand, to shield the power reserves of the national electricity system to guarantee the priority and continuity of supply for residential users, SMEs, and commercial businesses in the event of energy stress scenarios; on the other hand, to mandatory shift the cost of generation capacity expansion to the private sector, requiring them to finance their own supply instead of overloading existing infrastructure.

The regulation redefines the risk matrix for projects with demands equal to or greater than 80 MW (equivalent to 0.5% of the average MEM demand), heavily impacting critical sectors such as Data Centers, large-scale mining, and expanding oil and gas developments in our country.

The Three Regulatory Pillars Reshaping the Market:

• Sufficiency and New Mandatory Supply: New users or expansions falling under this regime must contractually support or self-generate at least 80% of their monthly consumption with new generation infrastructure.
• Asymmetric Firm Power Structuring: The standard introduces differentiated requirements based on consumption profiles. While mining and industrial projects (XDEM-Production) must accredit firm power for 100% of their maximum demand, data processing and AI centers (XDEM-Data) face a 115% threshold, establishing a mandatory backup scheme.
• Severity of the Sanction Regime: Deviations from the Special Supply Plans (PEA) will result in severe penalties. Drawing energy from the spot market without the required contractual backup will entail surcharges of 50% to 100%, accompanied by increases of up to 400% in charges for unsupported power, in addition to priority in the application of supply restrictions during water or thermal stress scenarios of the system.

 

Impact on M&A, Financing, and the RIGI

Companies with pending grid access requests have a compliance period of only 60 calendar days to submit their 5-year energy projections and plans.

Likewise, for developments under the Large Investment Incentive Regime (RIGI), the initial capital expenditure (CAPEX) must internalize the financing and structuring of long-term power purchase agreements (PPAs) or proprietary generation plants. The legal and economic viability of these large investments will require, more than ever, robust contractual engineering and a deep understanding of MEM regulations.

Ultimately, the rule seeks a solution that enables the promotion of strategic and large-scale investments (for AI data centers, large-scale mining, oil, and gas) on a grid infrastructure that is already operating at capacity limits. By shifting the responsibility of supply to the private sector, the regulation not only aims to shield the system against saturation, but also redefines the rules of the game for projecting and developing investments, ensuring that a project will no longer depend solely on tax incentives, but on its technical and contractual capacity to self-supply.