29 septiembre, 2026 | Actualidad normativa, Novedades

¿El fin de la energía garantizada? La nueva resolución dictada por la Secretaría de Energía de la Nación plantea un cambio de paradigma en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). 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.

Contacto

Para consultas o en caso de requerir asesoramiento profesional, pueden contactarse directamente con Sebastián Álvarez, Socio en Brons & Salas, escribiendo a: salvarez@brons.com.ar

English Version:

On September 25, 2026, Resolution No. 264/2026 of the Argentine Energy Secretariat was published, marking a regulatory paradigm shift in the Wholesale Electricity Market (WEM). With the creation of the Extra-Trend Demand Regime (XDEM), power supply for large-scale corporate projects is no longer simply an input that can be procured in the market, but rather an infrastructure and contractual structuring obligation.

The purpose of this new regime is twofold and purely strategic: on the one hand, to safeguard the national electricity system’s power reserves in order to ensure priority and continuity of supply to residential users, SMEs and commercial establishments in the event of energy stress scenarios; on the other, to mandatorily shift the cost of expanding generation capacity to the private sector, requiring private parties to finance their own power supply rather than overburdening existing infrastructure.

The resolution redefines the risk matrix for projects with demands equal to or greater than 80 MW (equivalent to 0.5% of the WEM’s average demand), directly affecting critical sectors such as data centers, large-scale mining projects and the expanding oil and gas developments in Argentina.

The Three Regulatory Pillars Reshaping the Market:

• Sufficiency and Mandatory New Supply: New users or project expansions falling under this regime must contractually secure or self-generate at least 80% of their monthly consumption through new generation infrastructure.
• Asymmetric Firm Capacity Requirements: The regulation introduces different requirements depending on the consumption profile. While mining and industrial projects (XDEM-Production) must prove to have firm capacity equivalent to 100% of their peak demand, data processing and AI centers (XDEM-Data) are subject to a 115% threshold, establishing a mandatory backup framework.
• Severe Penalty System: Failure to comply with the Special Supply Plans (SSPs) will result in severe penalties. Purchasing electricity from the spot market without the required contractual backing will trigger surcharges ranging from 50% to 100%, together with increases of up to 400% in charges for unbacked capacity. In addition, in the event of water or thermal stress affecting the grid, users without the required supply backing will be among the first users subject to supply restrictions.

Impact on M&As, Financing and the RIGI

Companies with pending applications for access to the grid are granted a compliance period of only 60 calendar days to submit their five-year energy forecasts and plans.

Likewise, for projects under the Incentive Regime for Large Investments (RIGI), the initial capital expenditure (CAPEX) will have to factor in the financing and structuring of long-term power purchase agreements (PPAs) or self-generation facilities. The legal and economic viability of these large-scale investments will require, more than ever, a robust contractual structure and in-depth knowledge of the WEM regulatory framework.

Ultimately, the new regulation seeks to find a solution that enables the promotion of strategic, large-scale investments—such as AI data centers, large-scale mining and oil and gas projects—on a grid infrastructure that is already operating at the limits of its capacity. By shifting responsibility for power supply to the private sector, the regulation not only intends to shield the system from congestion, but also redefines the rules for planning and developing investments: a project will no longer depend solely on tax incentives, but also on its technical and contractual capacity to secure its own power supply.

For inquiries or legal advice, you can contact Sebastián Álvarez, Partner at Brons & Salas, directly by writing to: salvarez@brons.com.ar