vie. Abr 10th, 2026

Mercado Eléctrico Mayorista

Energía eléctrica: el Gobierno redefine los precios mayoristas y subsidios para el verano 2026

By Redacción Economis 3 meses ago
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La actualización de los precios se apoya en la Programación Estacional de Verano Definitiva aprobada por la Resolución 434/2025, que abarca el período entre el 1° de noviembre de 2025 y el 30 de abril de 2026, y se enmarca en el proceso de normalización progresiva del MEM dispuesto por la Resolución 400/2025.

Ese esquema prevé una transición “ordenada, gradual y transparente”, orientada a que los precios mayoristas reflejen de manera creciente los costos económicos reales de abastecimiento. En ese sentido, la Secretaría de Energía recordó que la sanción del Precio Estacional cumple con lo establecido en el artículo 36 de la Ley 24.065, que exige que los valores del mercado eléctrico sean representativos de los costos incurridos en el MEM y el MEMSTDF y que, en última instancia, se reflejen en las tarifas que pagan los usuarios finales.

La decisión también se vincula con las emergencias energética y económica declaradas por los Decretos 55/2023, 1.023/2024 y 370/2025, que habilitan al Poder Ejecutivo a redefinir precios y tarifas como parte de la política económica general.

Nuevos precios de energía, potencia y transporte: qué cambia desde enero

Para el período enero–abril de 2026, la resolución establece que los agentes distribuidores del MEM deberán aplicar los valores definidos en el Anexo I, que fija los POTREF, el PEE y el PES según tipo de demanda.

En el caso de la demanda residencial, el Precio de Referencia de la Potencia se ubicó en $8.181.808 por MW-mes, mientras que el Precio Estabilizado de la Energía alcanza $62.519 por MWh en horas pico, $61.186 en horas resto y $60.133 en horas valle, con un PES de $4.927 por MWh. Para la demanda no residencial y los grandes usuarios (GUDI), los valores del PEE resultan inferiores, manteniendo el mismo POTREF y PES.

Para el MEMSTDF, los precios fueron fijados en el Anexo II. En el caso de la Dirección Provincial de Energía de Ushuaia, el POTREF asciende a $8.039.918 por MW-mes, con precios de energía de $64.159 por MWh en horas pico, $61.847 en horas resto y $63.735 en horas valle. Para la Cooperativa Eléctrica de Río Grande, el POTREF se fijó en $9.297.542 por MW-mes, con precios de energía de $66.834, $66.738 y $66.176 por MWh, respectivamente.

Además, la resolución establece los valores correspondientes al Servicio Público de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y Distribución Troncal, que deberán ser reconocidos a cada agente distribuidor del MEM, conforme al Anexo III, y mantiene vigentes los artículos 5° y 6° de la Resolución 54/2023.

Subsidios focalizados y control de volúmenes: impacto institucional y económico

Uno de los ejes centrales de la medida es el direccionamiento más preciso de los subsidios. Según se detalla en los considerandos, para los usuarios residenciales Nivel 2 y Nivel 3 se aplicarán las bonificaciones previstas sobre el precio mayorista correspondiente a los usuarios Nivel 1, conforme al Decreto 465/2024, prorrogado por el Decreto 370/2025, y a las resoluciones complementarias de la Secretaría de Energía.

La normativa también refuerza los mecanismos de control: los volúmenes de energía adquiridos por las distribuidoras deberán estar respaldados por los entes reguladores o autoridades locales competentes, lo que introduce un mayor control institucional sobre el uso de los subsidios y la información declarada.

Desde el punto de vista económico, el ajuste de los precios mayoristas impactará directamente en los cuadros tarifarios provinciales y cooperativos, condicionando la evolución de las tarifas finales durante el verano. Al mismo tiempo, el Gobierno busca compatibilizar el proceso de desinflación con la necesidad de evitar un deterioro que “comprometa la sustentabilidad del sector e incluso su continuidad”, según se expresa en la nota elevada por el Ministerio de Economía el 23 de diciembre de 2025.

La resolución fue notificada a CAMMESA, a los entes reguladores provinciales, a las distribuidoras eléctricas y al ENRE, consolidando así el marco institucional para la implementación de los nuevos precios desde enero.

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Energía: el Gobierno redefine la remuneración del MEM y fija un nuevo Precio Spot desde diciembre

By Redacción Economis 3 meses ago
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La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía avanzó con una nueva etapa del proceso de normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) al actualizar los esquemas de remuneración para la generación eléctrica no contractualizada y fijar un nuevo Precio Spot para la valorización de regalías hidroeléctricas y servicios de reserva. La medida quedó formalizada mediante la Resolución 602/2025, publicada el 29 de diciembre en el Boletín Oficial, y rige para las transacciones económicas correspondientes a diciembre de 2025, en un contexto de emergencia energética prorrogada hasta julio de 2026.

La decisión tiene impacto directo sobre los generadores térmicos e hidroeléctricos bajo jurisdicción nacional, sobre CAMMESA y, de manera indirecta, sobre la estructura de costos del sistema eléctrico y las tarifas finales. Además, introduce definiciones clave para centrales en proceso de privatización, preservando la neutralidad regulatoria durante la transición.

Normalización del MEM y nueva señal de precios para la generación

La resolución se inscribe en el marco del proceso de normalización progresiva del MEM dispuesto por la Resolución 400/2025, que estableció las “Reglas para la Normalización del MEM y su Adaptación Progresiva”. Ese esquema redefine el funcionamiento del mercado, separando la Generación Asignada —destinada a abastecer la demanda estacionalizada— de la Generación al Spot, correspondiente a unidades sin contratos vigentes.

En este contexto, la Secretaría de Energía sustituyó los Anexos I, II y III de la Resolución 483/2025, actualizando los valores de remuneración aplicables a la generación térmica e hidroeléctrica no contractualizada. El objetivo explícito es asegurar la confiabilidad y sustentabilidad del sistema eléctrico, manteniendo incentivos económicos razonables y eficientes, en línea con los principios de las Leyes 15.336 y 24.065.

Para la generación térmica, se establecen precios de potencia garantizada que, a partir de diciembre de 2025, alcanzan los $7.401.699 por MW-mes en los períodos de verano (diciembre a febrero) e invierno (junio a agosto), y $5.551.277 por MW-mes en los meses restantes. En el caso de la generación hidroeléctrica nacional, los valores varían según tecnología y escala, con precios que oscilan entre $2.035.473 y $8.745.746 por MW-mes, mientras que para la central binacional Salto Grande se fija un valor de $5.649.602 por MW-mes.

En materia de energía generada, la resolución reconoce precios específicos por tecnología y combustible. Para la generación hidráulica nacional, el precio de la energía generada se fija en $4.317 por MWh, mientras que para Salto Grande asciende a $7.099 por MWh. Estos valores se complementan con pagos por energía operada y, en determinados períodos, con una remuneración adicional por generación en horas pico.

Centrales en privatización y resguardo de la neutralidad regulatoria

Un capítulo central de la resolución está dedicado a los complejos hidroeléctricos Alicurá, El Chocón–Arroyito, Cerros Colorados y Piedra del Águila, actualmente alcanzados por el proceso de privatización dispuesto por los Decretos 718/2024 y 590/2025, y por la Resolución 1200/2025 del Ministerio de Economía.

Para estas centrales, la Secretaría de Energía resolvió mantener vigente el esquema de remuneración establecido en la Resolución 331/2025, sin aplicar el ajuste general previsto para el resto de la generación no contractualizada. La decisión busca garantizar la continuidad operativa y evitar distorsiones regulatorias durante el proceso de transición hacia la gestión privada.

Desde el punto de vista institucional, esta definición apunta a preservar previsibilidad para los actores involucrados en los procesos de privatización y para el propio sistema eléctrico, en un momento en el que el Gobierno impulsa una redefinición estructural del rol del Estado en el sector energético.

Nuevo Precio Spot y efectos sobre regalías y reservas del sistema

La Resolución 602/2025 también fija un nuevo Precio Spot del MEM para la valorización de las regalías hidroeléctricas y de los Servicios de la Reserva de Corto Plazo. A partir del 1° de diciembre de 2025, ese valor se establece en $14.381 por MWh, reemplazando el esquema anterior definido por la Resolución 483/2025.

Este precio cumple una función clave dentro del MEM, ya que impacta en la liquidación de regalías a las provincias hidroeléctricas y en la remuneración de servicios esenciales para la estabilidad del sistema. En términos económicos, la actualización busca reflejar de manera más realista los costos del abastecimiento eléctrico en un escenario de emergencia energética y de transición hacia precios más eficientes.

La medida alcanza a CAMMESA, a los agentes generadores del MEM y del Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Tierra del Fuego (MEMSTDF), y se integra a un conjunto de decisiones regulatorias orientadas a recomponer señales de mercado, sostener la inversión y evitar riesgos sobre la continuidad del suministro.

Impacto y proyección

Con esta resolución, el Gobierno profundiza la estrategia de ordenamiento económico del sector eléctrico, en un contexto de emergencia prorrogada hasta el 9 de julio de 2026. Para los generadores, la actualización de precios mejora la previsibilidad de ingresos reales; para el sistema, refuerza los incentivos a la disponibilidad y confiabilidad; y para las provincias hidroeléctricas, redefine la base de cálculo de las regalías.

A mediano plazo, estas decisiones anticipan un escenario de mayor convergencia de precios mayoristas hacia niveles compatibles con los costos reales del sistema, un proceso que será determinante para la futura estructura tarifaria y para la sostenibilidad fiscal del esquema de subsidios energéticos.

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El ENRE avaló la cesión de INTESAR a Transener y consolidó la operación de la interconexión Choele Choel–Puerto Madryn

By Redacción Economis 4 meses ago
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El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) aprobó formalmente la cesión de derechos y obligaciones de Integración Eléctrica Sur Argentina S.A. (INTESAR) a favor de la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A., vinculada a la ampliación Interconexión Choele Choel – Puerto Madryn, una línea de 500 kV y 354 kilómetros, mediante la Resolución 811/2025, firmada el 23 de diciembre de 2025 y publicada en el Boletín Oficial el 24 de diciembre.

La decisión del regulador no solo regulariza una situación contractual iniciada hace casi dos décadas, sino que también ratifica la responsabilidad exclusiva de Transener como concesionaria del servicio público de transporte de energía eléctrica en alta tensión, ordena a CAMMESA que la remunere por la operación y mantenimiento de la obra y le impone el cumplimiento del Plan de Inversiones 2025–2030 por $7.333.701.683, en pesos de mayo de 2025.

Antecedentes contractuales y una cesión pendiente de aval regulatorio

La interconexión Choele Choel–Puerto Madryn fue aprobada por el ENRE en agosto de 2001 mediante el otorgamiento del Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública (Resolución ENRE N° 474/2001). Posteriormente, en 2003 y 2004, el organismo aprobó la documentación licitatoria y la adjudicación de la obra a INTESAR, que quedó constituida como Transportista Independiente (TI) conforme al Contrato COM, firmado el 22 de abril de 2004 con el comitente integrado por Aluar Aluminio Argentino S.A.I.C., Hidroeléctrica Futaleufú S.A. y el Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (CAF).

De acuerdo con ese contrato, INTESAR debía operar y mantener la interconexión MEM–MEMSP, aunque bajo la Licencia Técnica otorgada por Transener, que conservaba la responsabilidad última frente a los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), CAMMESA y el propio ENRE. El esquema contemplaba, además, un período de amortización de 15 años y el pago a Transener de un cargo del 2,5% de la remuneración mensual por tareas de supervisión.

Sin embargo, entre 2006 y 2025, INTESAR y Transener celebraron diversos acuerdos de cesión de derechos, obligaciones, instalaciones y canon de operación y mantenimiento, algunos instrumentados mediante escrituras públicas, que no contaron oportunamente con el consentimiento expreso del ENRE, requisito exigido por el artículo 47.1.2 del Contrato COM. Esa situación derivó en que Transener asumiera la operación y mantenimiento de la línea desde el 1 de marzo de 2006, bajo un esquema que el organismo caracterizó como una “actividad no regulada”, pese a tratarse de instalaciones integrantes del sistema concesionado.

Ratificación del rol exclusivo de Transener y ordenamiento regulatorio

En la resolución, el ENRE fundamenta su decisión en el Contrato de Concesión de Transener, en la Ley N° 24.065, su texto ordenado 2025, y en el Reglamento de Conexión y Uso del Sistema de Transporte aprobado por el Decreto 2743/92. Allí se establece de manera expresa el principio de exclusividad del concesionario del servicio público de transporte en alta tensión, que comprende tanto el sistema existente como sus ampliaciones.

El organismo subraya que, aun cuando Transener haya otorgado licencias técnicas a terceros, las instalaciones de la interconexión forman parte del Sistema de Transporte en Alta Tensión concesionado, y que la transportista es la única responsable frente al Poder Concedente y los usuarios. En ese marco, el ENRE concluye que la facultad y la obligación de operar y mantener la ampliación no derivan de los acuerdos privados con INTESAR, sino de su carácter de concesionaria del servicio público.

Por ello, el artículo 1° de la resolución aprueba la cesión de derechos y obligaciones instrumentada mediante el Acta Acuerdo del 30 de octubre de 2025, mientras que el artículo 2° instruye a CAMMESA a remunerar a Transener conforme los valores horarios aplicables a su equipamiento regulado, a partir de la notificación del acto administrativo.

Impacto económico e inversiones obligatorias hasta 2030

Uno de los puntos centrales de la resolución es la instrucción expresa a Transener para que asuma como propia la ejecución del Plan de Inversiones 2025–2030, aprobado por el ENRE mediante nota del 12 de noviembre de 2025, por un monto total de $7.333.701.683, en pesos de mayo de 2025. El plan forma parte del régimen uniforme de remuneración, calidad del servicio y sanciones que rige para todo el sistema de transporte bajo concesión.

Desde el punto de vista institucional, la medida ordena el encuadre regulatorio de una ampliación estratégica del sistema eléctrico patagónico, asegura la continuidad operativa bajo reglas homogéneas y refuerza la centralidad del concesionario en la gestión del transporte de alta tensión. Para el mercado eléctrico, la decisión despeja incertidumbres contractuales y consolida la remuneración regulada de una infraestructura clave para la interconexión MEM–MEMSP.

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El Gobierno amplía al 50% el uso de regalías hidroeléctricas en especie para aliviar a los distribuidores provinciales

By Redacción Economis 4 meses ago
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El Gobierno nacional dispuso una modificación clave en el régimen de regalías hidroeléctricas, al autorizar que las provincias puedan aplicar hasta el 50% de la energía facturada a los agentes distribuidores como compensación en especie por el uso de fuentes hidroeléctricas. La medida fue formalizada a través de la Resolución 588/2025 de la Secretaría de Energía, firmada el 19 de diciembre de 2025 y publicada en el Boletín Oficial el 23 de diciembre, y comenzará a regir a partir de la transacción económica de enero de 2026.

La decisión eleva significativamente el límite vigente —que hasta ahora permitía un descuento máximo del 30%— y se inscribe en el proceso de reordenamiento normativo del sector eléctrico impulsado tras la aprobación de la Ley 27.742 y el Decreto 450/2025, que reformularon el régimen federal de la energía eléctrica. El objetivo explícito es mejorar la situación económico-financiera de los distribuidores provinciales, sin generar distorsiones relevantes en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) ni impactos significativos sobre las tarifas finales.

Marco legal y antecedentes del régimen de regalías hidroeléctricas

El esquema de regalías tiene su base en el Artículo 43 de la Ley 15.336, modificado por la Ley 23.164, que establece que las provincias donde se encuentren fuentes hidroeléctricas perciben mensualmente el 12% del valor de la energía vendida en bloque. En el caso de ríos interprovinciales, ese porcentaje debe distribuirse de manera “equitativa y razonable” entre las jurisdicciones involucradas.

A partir del Decreto 287/1993, las provincias quedaron habilitadas a optar por cobrar esas regalías en energía eléctrica, en lugar de hacerlo en dinero, con la posibilidad de destinarla al abastecimiento local o comercializarla en el MEM. Esa opción fue reglamentada y ampliada a lo largo de los años mediante distintas resoluciones de la Secretaría de Energía, que reconocieron a las provincias —y luego a sus empresas distribuidoras— como participantes del mercado.

En particular, la Resolución 17/2019 había fijado un tope del 30% de la energía facturada al agente distribuidor para aplicar el descuento derivado de las regalías en especie, siempre que se tratara de empresas del sector público provincial y que la energía se destinara a la demanda local. La nueva Resolución 588/2025 modifica ese límite y redefine el esquema para adecuarlo al nuevo ordenamiento jurídico del sector eléctrico, manteniendo la vigencia del artículo 43 de la Ley 15.336 como sustento legal del régimen.

El nuevo tope del 50%, su implementación y los efectos esperados

Con la nueva norma, el descuento por regalías hidroeléctricas en especie podrá alcanzar hasta el 50% de la energía facturada al agente distribuidor que actúe como prestador del servicio público de distribución y que haya sido expresamente designado por la provincia titular del derecho de cobro. La resolución precisa además que, a los fines interpretativos, toda referencia previa a “provincia comercializadora de regalías en especie” deberá entenderse realizada al agente o agentes distribuidores que cumplan simultáneamente con esas condiciones y destinen efectivamente la energía al abastecimiento local.

El incremento del límite fue evaluado mediante un análisis técnico-económico realizado por la Dirección Nacional de Regulación y Desarrollo del Sector Eléctrico, que incluyó simulaciones para el período estacional vigente y escenarios prospectivos coherentes con la senda de normalización tarifaria definida por la Secretaría de Energía. Según el informe, pasar del 30% al 50% —valorizando la energía tanto al precio estacional de referencia como al precio del Mercado Spot del MEM— no genera alteraciones significativas en el costo medio de abastecimiento del sistema ni en los niveles tarifarios finales, ya que las variaciones se mantienen dentro de márgenes compatibles con la política de gradualidad y previsibilidad tarifaria.

El análisis también señala que el impacto positivo se concentra principalmente en las provincias con alta participación de generación hidroeléctrica en su matriz de abastecimiento, mientras que resulta prácticamente neutro para el resto de las jurisdicciones. En ese sentido, la medida apunta a fortalecer la capacidad de cancelación de obligaciones de los distribuidores provinciales, preservando al mismo tiempo un volumen suficiente de transacciones a precio pleno en el MEM para sostener señales económicas adecuadas y la solvencia general del sistema.

La resolución deja sin efecto el artículo 4° de la normativa anterior y faculta a la Subsecretaría de Energía Eléctrica a informar a CAMMESA la fecha de aplicación del descuento en cada caso, así como a resolver cuestiones operativas e interpretativas. De este modo, el Gobierno introduce un ajuste técnico con impacto fiscal y financiero relevante para las provincias, en el marco de una estrategia más amplia de reordenamiento institucional del mercado eléctrico.

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Corrientes suma generación renovable al MEM: autorizan el ingreso del parque solar Bella Vista Secco

By Redacción Economis 4 meses ago
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El Ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, autorizó el ingreso del Parque Solar Bella Vista Secco al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) como agente generador, con una potencia instalada de 7 megavatios. La decisión, formalizada mediante la Resolución 505/2025 publicada el 17 de diciembre de 2025, habilita la incorporación de nueva generación renovable en la provincia de Corrientes y refuerza la estrategia de diversificación de la matriz energética, con impacto directo en la oferta eléctrica regional y en el funcionamiento del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

La medida reviste relevancia económica e institucional porque consolida una nueva inversión privada en energías limpias, bajo el marco regulatorio vigente, y define las condiciones técnicas y económicas de su integración al sistema eléctrico nacional.

Autorización formal y encuadre regulatorio en el Mercado Eléctrico Mayorista

La resolución autoriza a la empresa Industrias Juan F. Secco S.A. a ingresar al MEM como Agente Generador para su Parque Solar Bella Vista Secco, ubicado en el departamento de Bella Vista, provincia de Corrientes. El emprendimiento contará con una potencia de siete megavatios (7 MW) y se conectará al SADI a través de la Línea de Media Tensión (LMT) de 33 kV Bella Vista–Desmochado, bajo jurisdicción de la Dirección Provincial de Energía de Corrientes (DPEC).

El acto administrativo se sustenta en las facultades conferidas por los artículos 35 y 36 de la Ley N° 24.065, que regula el régimen de la energía eléctrica, y en el marco operativo definido por “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el MEM”, aprobados originalmente por la Resolución N° 61/1992 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica.

En este sentido, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) informó, mediante nota del 3 de diciembre de 2024, que la empresa cumple con los requisitos exigidos en los puntos 5.1 y 5.2 del Anexo 17 de Los Procedimientos para su ingreso y administración en el MEM, así como con la información requerida para la Base de Datos Estacional del Sistema. Asimismo, dejó constancia de que deberá completarse el equipamiento correspondiente al Anexo 24, vinculado a los sistemas de comunicaciones SCOM, SMEC y SOTR.

Evaluación ambiental, publicidad y ausencia de objeciones

Uno de los hitos clave del proceso fue la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental del proyecto. Mediante la Resolución N° 512 del 1 de octubre de 2025, el Instituto Correntino del Agua y del Ambiente (ICAA) dio conformidad ambiental al Parque Solar Bella Vista Secco, cumpliendo así con las exigencias provinciales en materia de evaluación ambiental.

En paralelo, la solicitud de ingreso al MEM fue publicada en el Boletín Oficial N° 35.800 del 28 de noviembre de 2025, sin que se registraran objeciones por parte de terceros que impidieran el dictado de la medida. Además, la empresa acreditó el cumplimiento de la normativa vigente en cuanto a la presentación de documentación societaria y comercial.

La Dirección Nacional de Regulación y Desarrollo del Sector Eléctrico, dependiente de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, y el servicio jurídico permanente del Ministerio de Economía intervinieron en el trámite, validando el encuadre técnico y legal de la autorización.

Impacto operativo y responsabilidades económicas en el SADI

La resolución no solo habilita el ingreso del nuevo parque solar, sino que también establece reglas claras sobre las responsabilidades económicas asociadas a su operación. En particular, instruye a CAMMESA a cargar a Industrias Juan F. Secco S.A. los sobrecostos y penalidades que eventualmente se generen para otros agentes del MEM o para los prestadores de la Función Técnica del Transporte (FTT) como consecuencia de indisponibilidades vinculadas al ingreso del parque al SADI.

Estos cargos podrán ser imputados dentro del período estacional en el que se produzcan, reforzando el principio de asignación de costos al agente que los origina y preservando la neutralidad económica del sistema para el resto de los participantes.

Desde una perspectiva sectorial, la incorporación de 7 MW de generación solar en Corrientes contribuye a ampliar la oferta renovable, mejorar la diversificación de fuentes y fortalecer el desarrollo energético regional, aunque su escala no modifica de manera sustantiva el balance nacional. Sin embargo, en el plano institucional, el ingreso al MEM consolida un antecedente relevante para futuros proyectos de energías limpias en el norte argentino, en un contexto de transición energética y de creciente exigencia regulatoria.

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