Política Energética

El primo de “Toto” Caputo, Diego Luis Adúriz fue designado como Director Ejecutivo de la Entidad Binacional Yacyretá

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El Poder Ejecutivo nacional formalizó una reconfiguración clave en la conducción de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), la represa hidroeléctrica más relevante de la región. A través del Decreto 15/2026, publicado el 14 de enero, se aceptaron renuncias y se designaron nuevas autoridades argentinas en el Directorio y el Consejo de Administración, con impacto directo en la gestión institucional, financiera y energética del complejo binacional.

La medida alcanza al órgano ejecutivo y al consejo de administración de la EBY, ente del Sector Público Nacional que actúa en la órbita de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, y se enmarca en las atribuciones conferidas por el artículo 99, inciso 7, de la Constitución Nacional.

Cambios en la cúpula de la Entidad Binacional Yacyretá

El decreto acepta, a partir del 11 de enero de 2026, la renuncia del ingeniero civil Alfonso Peña al cargo de Director Ejecutivo de la Entidad Binacional Yacyretá, función para la que había sido designado mediante el Decreto 180/2024 para completar un período de ley. En simultáneo, se acepta la renuncia de Diego Luis Adúriz como Consejero de la EBY, cargo que ocupaba desde su designación por el Decreto 53/2025, con mandato previsto hasta el 31 de marzo de 2027.

Asimismo, se formaliza la renuncia del licenciado José Antonio López al cargo de Consejero, con efecto retroactivo al 28 de febrero de 2025, puesto para el cual había sido designado por el Decreto 491/2024, con mandato hasta el 31 de agosto de 2026.

En reemplazo, el artículo 4° del Decreto 15/2026 designa a Diego Luis Adúriz como Director Ejecutivo argentino de la Entidad Binacional Yacyretá, a partir del 12 de enero de 2026, por un período de ley de cinco años, que se extenderá hasta el 12 de enero de 2031.

En tanto, Alfonso Peña pasa a ocupar el cargo de Consejero de la EBY, para completar un período de ley que vence el 31 de marzo de 2027, mientras que se incorpora como nuevo Consejero el licenciado en Relaciones Públicas Manuel Ignacio Chavarría Bertolami, con mandato hasta el 31 de agosto de 2026.

Marco legal y funcionamiento institucional de Yacyretá

La reconfiguración de autoridades se inscribe en el marco del Tratado de Yacyretá, suscripto entre la República Argentina y la República del Paraguay el 3 de diciembre de 1973 y aprobado por la Ley 20.646, que establece la estructura de gobierno de la Entidad Binacional.

Según el Anexo “A” del Estatuto de la EBY, el Consejo de Administración está integrado por ocho consejeros, cuatro por cada país, con mandatos de cuatro años, mientras que el Comité Ejecutivo se compone de dos directores, uno argentino y uno paraguayo, con igual jerarquía, atribuciones y responsabilidades, y mandatos de cinco años, con posibilidad de reelección.

El decreto recuerda además que, conforme al artículo 10 del Decreto 27/2003, el Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto participa en la materia a través de un representante en el Consejo de Administración de la Entidad.

Las designaciones se realizaron tras la intervención del Ministerio de Relaciones Exteriores y del servicio jurídico permanente del Ministerio de Economía, con el objetivo explícito de garantizar el normal funcionamiento del organismo luego de las renuncias producidas.

Impacto político, energético e institucional

La designación de un nuevo Director Ejecutivo argentino en Yacyretá tiene relevancia estratégica en términos energéticos y fiscales. La represa constituye uno de los principales activos del sistema eléctrico nacional y un eje central de la relación bilateral con Paraguay en materia de generación hidroeléctrica, administración de recursos y planificación energética de largo plazo.

Desde el punto de vista institucional, la decisión asegura la continuidad administrativa del ente binacional en un contexto de reorganización del área energética bajo la órbita del Ministerio de Economía. En el plano político, los cambios reordenan la representación argentina en un organismo históricamente sensible por su peso económico y su impacto en las provincias vinculadas al área de influencia del río Paraná.

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El Gobierno fijó en USD 28/MWh el precio de la energía de Yacyretá durante todo 2026

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La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía estableció que la energía generada y la potencia disponible de la Central Hidroeléctrica Yacyretá (CHY) serán reconocidas y facturadas a un valor unificado de USD 28 por megavatio hora durante todo el año 2026. La decisión quedó formalizada mediante la Resolución 5/2026, publicada el 6 de enero, y apunta a consolidar un esquema de previsibilidad tarifaria, orden contable y sostenibilidad financiera para la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), sin requerir aportes adicionales del Tesoro Nacional.

La medida impacta de manera directa en las transacciones del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), en la operatoria de CAMMESA y en la relación financiera entre el Estado argentino, ENARSA y la EBY, en el marco del Tratado de Yacyretá y del acuerdo bilateral vigente con la República del Paraguay.

Marco normativo y antecedentes del esquema tarifario

La resolución se sustenta en el entramado legal conformado por las Leyes N° 15.336, 20.646 y 24.065, y en el Tratado de Yacyretá aprobado por la Ley N° 20.646, que creó la Entidad Binacional Yacyretá como organismo internacional encargado de estudiar, construir, operar y explotar la central hidroeléctrica sobre el río Paraná.

De acuerdo con ese Tratado, cada Estado parte tiene derecho a retirar hasta el 50% de la energía generada, previéndose mecanismos de cesión voluntaria y compensación económica. En ese contexto, el Decreto N° 303 del 5 de mayo de 2025 facultó a la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería a suscribir un Acta Acuerdo con la EBY y la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) del Paraguay, estableciendo condiciones de asignación, retiro, cesión y pago de la energía producida.

Ese Acta Acuerdo fijó un valor provisorio y unificado de USD 28/MWh como esquema de remuneración, en el marco de un plan de reestructuración financiera de la EBY destinado a cubrir costos operativos, de mantenimiento e inversión. La Cláusula Sexta del acuerdo previó revisiones anuales, que fueron ratificadas por la Entidad Binacional mediante la Nota N° 52080 del 9 de octubre de 2025.

Aplicación en el MEM y reglas de facturación

La implementación del esquema tarifario comenzó en 2025 a través de la Resolución N° 258/2025, que reconoció formalmente el valor de USD 28/MWh para la energía entregada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), instruyendo a CAMMESA a su aplicación en el MEM. Posteriormente, la Resolución N° 288/2025 estableció los aspectos operativos y contables, definiendo que los montos serían convertidos a pesos al tipo de cambio de referencia “A 3500” del Banco Central de la República Argentina, vigente al vencimiento de cada obligación.

La Resolución 5/2026 extiende ahora ese criterio desde el 1° de enero hasta el 31 de diciembre de 2026, estableciendo que el precio será neto de todo cargo, tributo, deducción, retención o compensación, y deberá ser percibido íntegramente por la EBY. Asimismo, dispone que los servicios de reserva regulante, de corto plazo y los cargos de gestión vinculados a Yacyretá se liquidarán bajo el mismo tratamiento unificado, dejando sin aplicación, para ese período, lo previsto en el artículo 3° de la Resolución N° 288/2025.

Impacto financiero y sostenibilidad de la Entidad Binacional

Desde la Secretaría de Energía se destacó que la aplicación del esquema unificado permitió ordenar y homogeneizar la liquidación de transacciones en el MEM, aportando reglas claras, transparencia y previsibilidad para los agentes del mercado. Al mismo tiempo, el mecanismo fortaleció la sostenibilidad financiera de la EBY, reduciendo la incertidumbre sobre ingresos y contribuyendo a la continuidad del abastecimiento eléctrico sin requerir transferencias del Tesoro Nacional.

El procedimiento financiero previsto contempla que la EBY emita una nota de crédito a favor de ENARSA por la diferencia entre la tarifa histórica del Tratado y el valor de USD 28/MWh efectivamente abonado, y una nota de débito por el mismo importe con cargo al Gobierno argentino, como compensación por deudas vigentes vinculadas a la construcción del complejo hidroeléctrico.

Proyección institucional y repercusiones

La decisión consolida un esquema de cooperación energética bilateral entre Argentina y Paraguay, al tiempo que brinda previsibilidad al MEM para todo el ejercicio 2026. Para CAMMESA, ENARSA y la propia EBY, la resolución establece un marco estable de liquidación y facturación, reduciendo riesgos financieros y administrativos.

En términos institucionales, la medida refuerza el rol de Yacyretá como unidad técnico-económica estratégica dentro del sistema eléctrico argentino, con reglas homogéneas que buscan compatibilizar el cumplimiento del Tratado internacional con las necesidades de ordenamiento del mercado mayorista.

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El Gobierno unifica los subsidios energéticos y crea el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados desde 2026

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El Poder Ejecutivo Nacional formalizó una reforma estructural del esquema de subsidios a la energía mediante el Decreto 943/2025, publicado en el Boletín Oficial con fecha 2 de enero de 2026, que unifica todos los subsidios energéticos de jurisdicción nacional y da nacimiento al régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). La medida elimina la segmentación por niveles de ingresos vigente desde 2022, crea un nuevo registro único de beneficiarios y redefine criterios de inclusión, bloques de consumo subsidiado y bonificaciones aplicables a la electricidad, el gas natural, el gas propano por redes y el gas licuado de petróleo (GLP) en garrafas.

El nuevo esquema marca el cierre definitivo del Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados, iniciado en junio de 2024, y se inscribe en la estrategia fiscal y macroeconómica del Gobierno orientada a la reducción del déficit, la baja de la inflación y la mejora en la eficiencia del gasto público. Según los considerandos del decreto, los subsidios energéticos pasaron de representar 1,42% del PIB en 2023 a 0,60% del PIB en 2025, en el marco de una política explícita de focalización del gasto.

Del esquema segmentado al padrón único: criterios de inclusión y nuevo registro

Uno de los cambios centrales del Decreto 943/2025 es la eliminación del esquema de segmentación en tres niveles de ingresos, establecido originalmente por el Decreto 332/2022. El Gobierno argumenta que ese sistema se mostró “complejo y poco transparente”, dificultando tanto la identificación de los hogares que realmente necesitan asistencia como la comprensión, por parte de los usuarios, de su elegibilidad al subsidio.

En su reemplazo, el decreto crea una única categoría de beneficiarios, integrada por los hogares que soliciten y requieran asistencia económica para acceder al consumo energético indispensable, conforme a criterios objetivos y verificables detallados en el Anexo I. El umbral de ingresos se fija en valores iguales o inferiores a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un Hogar 2, según el INDEC, considerando los ingresos netos del grupo familiar en su conjunto.

La reforma también da origen al Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), que funcionará bajo la órbita de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía. El ReSEF se construirá sobre la base de datos existente del RASE, por lo que los usuarios ya inscriptos no deberán reinscribirse, aunque podrán actualizar su declaración jurada de ingresos, grupo conviviente y fuentes de suministro energético.

El decreto mantiene el acceso digital al registro y el canal presencial en ANSES, y prevé mecanismos de revisión de categorización a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD). Asimismo, se establece el cruce sistemático de información con bases de datos del SINTyS y otros organismos, junto con criterios de georreferenciación e indicadores patrimoniales, para reducir errores de inclusión y exclusión.

Bloques de consumo, bonificaciones y gradualidad del nuevo esquema

El régimen SEF redefine los bloques de consumo base subsidiado para la energía eléctrica: 300 kWh mensuales en los meses de mayor demanda (enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre) y 150 kWh en los meses de menor consumo. La Secretaría de Energía queda facultada a establecer consumos diferenciales para provincias más cálidas o zonas con particularidades bioambientales.

Para el gas natural, se mantienen los volúmenes base definidos en las Resoluciones 686/2022 y 91/2024, extendidos ahora también a los usuarios de gas propano indiluido por redes, que hasta el momento no estaban contemplados en el RASE. Los consumos que superen esos bloques no recibirán bonificación.

En materia de descuentos, el Anexo II fija una bonificación general del 50% sobre el consumo base de electricidad durante todo el año. En el caso del gas natural y del gas propano por redes, las bonificaciones se concentran en los meses de mayor consumo estacional. Además, durante 2026 se aplicará una bonificación extraordinaria adicional de hasta el 25%, decreciente a lo largo del año, con el objetivo de garantizar gradualidad y previsibilidad en las facturas.

El decreto establece que, para el gas natural, las bonificaciones se aplicarán exclusivamente sobre el Precio Anual Uniforme (PAU) derivado del Plan Gas.Ar, excluyendo el gas natural licuado (GNL) y nuevos contratos fuera de ese esquema. Con ello, se busca atenuar el doble efecto estacional que combina mayores consumos y precios más altos en invierno.

Decreto 943/2025 Subsidios Energéticos by CristianMilciades

Unificación normativa, fin de la Tarifa Social y migración del Programa Hogar

La creación del SEF implica una reorganización integral de los regímenes vigentes. El decreto deja sin efecto la Tarifa Social Federal de Gas y dispone la derogación del Decreto 332/2022, que había instaurado la segmentación por niveles de ingresos. También establece la migración, en un plazo máximo de seis meses, de los beneficiarios del Programa Hogar al nuevo régimen de subsidios focalizados para usuarios de garrafas de GLP de 10 kilos, tras lo cual dicho programa será eliminado.

Según el texto oficial, esta unificación busca corregir inequidades horizontales derivadas de la superposición de esquemas como la segmentación, la Tarifa Social y el Régimen de Zona Fría, que generaban tratamientos dispares para hogares con condiciones socioeconómicas similares y confusión en las facturas de los servicios.

anexo 1 Subsidios Energéticos by CristianMilciades

La Secretaría de Energía fue designada Autoridad de Aplicación, con amplias facultades para ajustar volúmenes subsidiados, bonificaciones, mecanismos de compensación a prestadoras y acuerdos con proveedores, además de dictar normas complementarias. El ENARGAS y el ENRE deberán aplicar los nuevos criterios en cuadros tarifarios y facturación, mientras que se invita a provincias y entes reguladores locales a adherir al esquema para asegurar cobertura nacional.

anexo 2 Subsidios Energéticos by CristianMilciades

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Gas natural: Economía impulsa contratos directos entre productores y distribuidoras

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El Ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, dio un giro clave en la instrumentación del Plan Gas.Ar al establecer un mecanismo para ceder los contratos directos de compraventa de gas natural hoy concentrados en Energía Argentina Sociedad Anónima (EA) hacia relaciones contractuales directas entre productores y distribuidoras, con supervisión del ENARGAS. La decisión quedó formalizada en la Resolución 606/2025, firmada el 26 de diciembre de 2025 y publicada el 29 de diciembre, y se inscribe en la estrategia oficial de normalización del mercado del gas, reducción de intermediaciones estatales y retorno al marco regulatorio de la Ley 24.076, sin alterar tarifas ni los objetivos estructurales del esquema vigente.

Reconfiguración del Plan Gas.Ar y salida progresiva del Estado como intermediario

La Resolución 606/2025 introduce adecuaciones instrumentales al “Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos 2023–2028”, aprobado por el Decreto 892/2020, en un contexto macroeconómico sustancialmente distinto al de su creación y bajo la premisa explícita de que el Estado Nacional se retire progresivamente de actividades que pueden ser realizadas por el sector privado sin financiamiento presupuestario.

El eje central de la medida es la cesión de los contratos de compraventa de gas natural celebrados entre EA y los productores, destinados al abastecimiento de la demanda prioritaria, hacia las prestadoras del servicio público de distribución de gas por redes. Según el artículo 1°, los productores que adhieran deberán aceptar la cesión, la cual será instrumentada por EA dentro de un plazo de 30 días hábiles desde la publicación de la resolución.

Una vez perfeccionada la cesión, EA quedará liberada de todas las obligaciones futuras bajo esos contratos, aunque mantendrá a su cargo las deudas, intereses, penalidades o reclamos derivados de operaciones realizadas con anterioridad. Desde ese momento, los productores asumirán plenamente el rol de vendedores y las distribuidoras el de compradoras, estableciendo un vínculo directo conforme al artículo 12 de la Ley 24.076, que promueve la libre interacción de oferta y demanda para la formación del precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).

Cambios operativos: inversiones, compromisos de inyección y compensaciones

La resolución también redefine aspectos operativos relevantes del Plan Gas.Ar para los Productores Firmantes que adhieran voluntariamente, sin modificar los objetivos esenciales del esquema ni las tarifas finales a usuarios.

Entre los cambios más significativos se destacan:

  • Alivio en las obligaciones informativas: se elimina el deber de presentar informes trimestrales con apertura mensual sobre el avance del plan de inversiones, junto con información auditada y en carácter de declaración jurada. La obligación de invertir se mantiene intacta, así como la facultad de la Secretaría de Energía de requerir información puntual para verificar el cumplimiento. Esta dispensa no aplica a los compromisos asumidos en la Ronda 5.2, convocada por la Resolución 770/2022 y adjudicada entre 2022 y 2023.
  • Revisión del compromiso de inyección: para los productores adherentes, deja de aplicarse la regla que dividía la curva de producción comprometida por 0,7, prevista en el Numeral (i) del Punto 11 del Anexo del Decreto 892/20. El cambio reduce exigencias formales sin alterar los volúmenes comprometidos.
  • Pago provisorio más alto: el pago provisorio mensual de la compensación estatal se eleva al 90%, calculado sobre la base de la declaración jurada presentada por cada productor respecto de sus entregas, conforme a los puntos 62 a 65 del Anexo del Plan.

En el nuevo esquema, los productores cobrarán el precio del gas en el PIST en pesos por metro cúbico, incorporado en los cuadros tarifarios, y percibirán adicionalmente la compensación a cargo del Estado Nacional. Las bonificaciones tarifarias aplicadas a los usuarios finales serán recuperadas por los productores a través del mecanismo de compensación vigente.

Supervisión regulatoria y asignación de volúmenes: el rol del ENARGAS

La resolución pone especial énfasis en la Ronda 4.2 del Plan Gas.Ar, adjudicada mediante la Resolución 860/2022, cuyos volúmenes deberán ser reasignados entre distribuidoras, generadores y, eventualmente, CAMMESA. En este proceso, la actuación de EA será supervisada por el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS).

EA deberá informar a los productores involucrados cómo se distribuirán los volúmenes adjudicados, priorizando que las distribuidoras reciban el “Gas de Pico 2024” y el “Gas de Pico 2025”, según lo establecido en la Resolución 770/2022. El objetivo explícito es propiciar la firma de contratos directos entre productores y distribuidoras, reduciendo la intervención transitoria del Estado.

La adhesión al nuevo esquema es voluntaria pero indivisible: no se admitirán aceptaciones parciales ni sujetas a reservas. Productores y distribuidoras deberán manifestar su adhesión mediante el sistema Trámites a Distancia (TAD) dentro de los 30 días hábiles administrativos desde la notificación del acto. Luego de publicada la lista de adherentes, las partes contarán con otros 30 días hábiles para presentar los nuevos contratos ante la Secretaría de Energía y el ENARGAS.

Impacto económico e institucional: hacia la normalización del mercado del gas

Desde el punto de vista económico, la Resolución 606/2025 representa un primer paso concreto hacia la normalización contractual del mercado del gas natural, en línea con la emergencia energética declarada por el Decreto 55/2023 y prorrogada hasta el 9 de julio de 2026. El Gobierno busca corregir distorsiones generadas por años de congelamiento tarifario y subsidios generalizados que, según los considerandos, “comprometieron gravemente la situación financiera del Estado Nacional”.

En términos institucionales, la medida se articula con el inicio del proceso de privatización total de Energía Argentina S.A., dispuesto por el Decreto 286/2025, y refuerza el principio de que el Estado debe concentrarse en la regulación y el control, más que en la intermediación comercial.

Para los productores, el nuevo esquema ofrece mayor autonomía contractual y simplificación administrativa, aunque mantiene las obligaciones de inversión y entrega. Para las distribuidoras, implica asumir plenamente la relación comercial con los proveedores de gas. Para el sistema en su conjunto, la Secretaría de Energía apunta a reconstruir gradualmente un mercado basado en contratos privados, previsibilidad y señales de precio más transparentes, sin impacto inmediato en las tarifas finales.

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

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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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