Energía

Nuevo Régimen de Grandes Demandas en el MEM: incorporación de las Demandas Extratendenciales vinculadas a Centros de Datos y Procesos Productivos Industriales

El 25 de septiembre de 2026, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 264/2026 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 264”), mediante la cual se sustituyó el artículo 13 de la Resolución N° 400/2025 de la misma Secretaría (la “Resolución 400” —ver nuestros comentarios aquí—) y se aprobó su reglamentación, introduciendo un régimen especial para nuevos Grandes Usuarios Mayores (“GUMA”) considerados demandas Extratendenciales (en adelante, respectivamente “GUMA-XDEM” y “Régimen XDEM”) que ingresen al Sistema Argentino de Interconexión (el “SADI”).

El Régimen XDEM es introducido en consideración de que, a criterio de la Secretaría de Energía, la incorporación al Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) de nuevas demandas de gran magnitud genera requerimientos adicionales de abastecimiento, potencia firme, transporte, distribución y servicios complementarios que requieren adecuada gestión para la seguridad y estabilidad del SADI, con particular énfasis en:

Demandas destinadas total o parcialmente a infraestructura de procesamiento computacional intensivo como centros de datos, entrenamiento o inferencia de inteligencia artificial (“GUMA XDEM – Datos”); y
Demandas destinadas total o parcialmente a actividades productivas como industrias, minería, gas natural licuado e hidrógeno, entre otras actividades productivas intensivas en consumo de energía eléctrica (“GUMA XDEM – Producción”).

A continuación, se resumen los principales aspectos de la Resolución 264:

I. Definición de Demanda Extratendencial y adecuación al Régimen XDEM

De conformidad con la versión actualizada del artículo 13 de la Resolución 400, se considera “Demanda Extratendencial” (“XDEM”) a toda nueva demanda o ampliación de demanda que solicite su incorporación al MEM con posterioridad a la vigencia de la Resolución 400 (21 de octubre de 2025) y represente un incremento igual o superior al 0,5% de la demanda media del MEM, con independencia de que su vinculación al SADI se efectúe mediante instalaciones de transporte o de distribución. El Anexo de la Resolución 264, reglamentario del citado artículo 13 (el “Anexo”) dispone que, a los fines de la determinación de este umbral, la demanda de un mismo proyecto no podrá subdividirse en menores demandas cuando tenga por objeto evitar su encuadramiento como XDEM.

Las solicitudes de incorporación al MEM o de acceso a la capacidad de transporte vinculadas a XDEM en trámite a la fecha de entrada en vigencia de la Resolución 264 deberán adecuarse al Régimen XDEM dentro de los sesenta (60) días siguientes a la entrada en vigor de la normativa. Esta adaptación alcanza a todos los titulares de solicitudes, con independencia de que revistan o no el carácter de agentes MEM.

Toda XDEM deberá inscribirse en un registro de la Secretaría de Energía, creado con el objetivo de individualizar y mantener actualizadas las características técnicas y de abastecimiento de cada XDEM. Esta inscripción no reemplaza la habilitación como agente del MEM.

II. Plan Especial de Abastecimiento para acceder al MEM

Para acceder al MEM, los GUMA XDEM deberán presentar con su solicitud de ingreso un Plan Especial de Abastecimiento con un horizonte móvil de cinco (5) años, que garantice: (i) al menos el ochenta por ciento (80%) de nueva producción de energía eléctrica para cubrir su demanda; y (ii) un respaldo físico de potencia firme nueva equivalente, como mínimo, al cien por ciento (100%) del consumo proyectado para los GUMA XDEM – Producción y ciento quince por ciento (115%) para los GUMA XDEM – Datos.

A tales efectos, la norma define el concepto de “Nueva Oferta Elegible XDEM” que incluye a la oferta incremental de energía y potencia resultante de inversiones asociadas al Plan Especial de Abastecimiento, que implique un incremento efectivo, adicional y verificable de la capacidad disponible para el abastecimiento del MEM y cuya habilitación comercial se produzca con posterioridad a la solicitud de acceso al MEM del XDEM, pudiendo considerarse además a la generación térmica existente que opere exclusivamente con gas natural, habilitada comercialmente con anterioridad a la Resolución 264 y que incorpore capacidad firme adicional de transporte de gas natural como consecuencia de ampliaciones de la capacidad de transporte.

Asimismo, este Plan Especial de Abastecimiento se actualizará anualmente a partir del año inmediato a la habilitación comercial en el MEM, y deberá contener, como mínimo:

Un cronograma de incorporación gradual de carga para los siguientes sesenta (60) meses;
Una declaración con los contratos celebrados en el Mercado a Término para el respaldo de potencia y cubrimiento de energía; y
Los estudios eléctricos que demuestren el impacto en la confiabilidad del SADI.

Por otro lado, para el acceso a la capacidad de transporte el GUMA XDEM quedará sujeto a verificación técnica de CAMMESA y el transportista o distribuidor involucrado, debiendo preservarse el margen remanente de capacidad de transporte disponible asociado a la zona de la demanda. El solicitante podrá presentar un proyecto de ampliación de la capacidad de transporte, condicionando su acceso a su habilitación comercial.

CAMMESA podrá autorizar un ingreso parcial o total transitorio, en cuyo caso la XDEM deberá abonar un cargo trimestral de reserva de capacidad de dos mil quinientos dólares por MW (2.500 USD/MW), hasta la fecha comprometida de ingreso en operación comercial, a ser reembolsado en un ochenta por ciento (80%) si el proyecto cumple con la fecha comprometida. De lo contrario, se prevé una prórroga automática de ocho (8) trimestres y duplicación del cargo, pudiendo recuperar el cuarenta por ciento (40%) de lo abonado de obtener la habilitación comercial.

III. Obligaciones de Abastecimiento y Servicios.

Los GUMA XDEM deberán acreditar, mensualmente, el cumplimiento de los requerimientos de consumo de energía y de potencia a través de nuevos proyectos, conforme a lo descripto previamente. En caso de incumplimiento de dichos porcentajes, las XDEM serán abastecidas transitoriamente en el mercado spot, con aplicación de los siguientes incrementos/cargos:

Insuficiencia de cobertura energética: Se deberá abonar un recargo sobre el precio de la energía del cien por ciento (100%) para el caso de GUMA XDEM – Datos y cincuenta por ciento (50%) para los GUMAS XDEM – Producción, por toda la energía adquirida en el mercado spot en incumplimiento de su requerimiento de cumplir con la contratación de al menos el ochenta por ciento (80%) de nueva producción de energía eléctrica para cubrir su demanda; y
Cargo por déficit de potencia firme: Se aplicará a la potencia no respaldada por contratos elegibles, un cargo equivalente al cargo de potencia vigente para Grandes Usuarios incrementado en un cuatrocientos por ciento (400%) para los GUMA XDEM – Datos y doscientos por ciento (200%) para los GUMAS XDEM – Producción.

En estos casos, la energía no respaldada de la XDEM no gozará de garantía de abastecimiento y el déficit de cobertura de potencia dará lugar a restricciones operativas de la XDEM antes de afectar al resto de la demanda del MEM.

Además, se establece que las exenciones y descuentos previstos en el régimen del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) no serán aplicables para las XDEM.

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Para información adicional, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Milagros Piñeiro, Macarena Becerra Martínez, María Paz Albar Díaz, Victoria Barrueco, Manuel Crespi, Sol Villegas Leiva, Nair Ivanoff Ravnensky, María Emilia Río, Fermín Bartos y/o Felicitas Orb.

by trsym

Nuevo régimen de rescisión, reconducción y prórrogas aplicables a Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable suscriptos con CAMMESA

El 25 de septiembre de 2026, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 257/2026 de la Secretaria de Energía del Ministerio de Economía (la “Resolución 257”), mediante la cual se deja sin efecto la Resolución N° 883/2023 -que preveía un régimen de compensación de penalidades mediante inversión en nuevos proyectos- y se establece: (i) un nuevo esquema voluntario para la rescisión, reconducción y adecuación de los Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable (“PPA”, por sus siglas en inglés) suscriptos con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”) en el marco del Programa RenovAr (Rondas 1, 1.5, 2 y 3), de la Resolución N° 202/2016 del ex Ministerio de Energía y Minería (“Resolución 202”); y (ii) prórrogas para los proyectos adjudicados en la Convocatoria RenMDI.

La presente medida se adopta en el marco del proceso de normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), cuyas reglas fueron aprobadas por Resolución N° 400/2025 de la Secretaría de Energía, a los efectos de propiciar el retorno de CAMMESA a su rol original como administrador técnico del despacho, fomentando la contractualización entre privados.

A continuación, resumimos los aspectos claves de la norma:

1. Rescisión de los PPA

La nueva medida, habilita a las sociedades titulares de proyectos adjudicados bajo cualquiera de las rondas del Programa RenovAr o incorporadas al régimen bajo la Resolución 202, hayan alcanzado o no la Fecha de Habilitación Comercial, a solicitar ante CAMMESA la rescisión de su PPA, debiendo cumplir a tales efectos con los siguientes requisitos:

El pago único del 14% del monto total de la Garantía de Cumplimiento de Contrato. Si el proyecto está en proceso judicial, dicho pago deberá incluir las costas de ambas partes.
Presentación de una renuncia a todo reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral contra el Estado Nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA, con indemnidad a favor del Estado Nacional por reclamos de accionistas o sociedades controlantes, controladas o vinculadas.
Presentación de una declaración Jurada de renuncia a los beneficios fiscales del art. 9° de la Ley 26.190 (modificada por Ley 27.191) y del Decreto 814/2017, por beneficios otorgados y no gozados, conforme al modelo aprobado como Anexo de la propia Resolución 257.

La Resolución 257 aclara que, de optar por la recisión, los proyectos con penalidades impuestas y pendientes de pago no deberán abonarlas y que aquellas ya abonadas no serán objeto de devolución, compensación, ni resarcimiento.

Cumplidos los requisitos, la sociedad titular y CAMMESA suscribirán el instrumento de rescisión. Asimismo, las sociedades titulares deberán avanzar con la rescisión del respectivo Acuerdo de Adhesión al FODER.

Los proyectos que rescindan su contrato y se encuentren habilitados comercialmente podrán volcar su generación al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), a partir del mes calendario siguiente a la rescisión, manteniendo su prioridad de despacho. Para ello deberán abonar, durante dos (2) años, un cargo trimestral de Dólares estadounidenses quinientos (USD 500) por MW de potencia habilitada comercialmente (tipo de cambio Comunicación “A” 3500 BCRA).}

Lo recaudado por CAMMESA se destinará al Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER).

2. Reconducción contractual de los PPA

Se prevén diferentes supuestos complementarios (no excluyentes) en los que las sociedades titulares de proyectos que hayan celebrado PPA bajo las Rondas 1, 1.5 y 2 o bajo la Resolución 202, podrán solicitar reconducción contractual, según corresponda:

Por Energía Comprometida y Energía Comprometida Mínima, la cual se concretaría mediante la suscripción de una adenda al Anexo A que deje sin efecto los compromisos de Energía Comprometida y Energía Comprometida Mínima a partir del 1° de junio de 2026, a cambio de aceptar una reducción del período de abastecimiento, equivalente a dos (2) años.
Por haber o estar próximo a incurrir en Deficiencia de Abastecimiento de la Energía Comprometida (no aplicable a proyectos bajo Resolución 202), permitiendo cubrir la Energía Contratada faltante durante un período de recupero equivalente a los cuatro (4) años de producción siguientes.
Por existir penalidades pendientes —de ser aplicadas o abonadas— por Deficiencia de Abastecimiento Mayor y/o Menor, la cual se concretaría mediante la suscripción de una adenda con reducción del período de abastecimiento, calculado mediante una fórmula proporcional a la energía comprometida no abastecida, prevista en el Anexo de la Resolución.

En cualquiera de los casos deberá renunciarse a todo reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral contra el Estado Nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA por causas anteriores a la reconducción.

3. Prórroga de la Fecha de Habilitación Comercial de los PPA.

Los proyectos adjudicados bajo la Convocatoria RenMDI (renglones 1 y 2) dispondrán de un plazo adicional de 365 días corridos a la Prórroga Máxima de la Fecha de Habilitación Comercial ya prevista en el Pliego de Bases y Condiciones, debiendo abonar durante dicho segundo tramo adicional de 365 días, USD 7.000/MW de potencia contratada en forma trimestral, con reducción de dos (2) días corridos del Período de Abastecimiento por cada día de plazo adicional efectivamente utilizado hasta alcanzar habilitación comercial. Bajo este supuesto, también se requiere la presentación de una renuncia a todo derecho, acción o reclamo.

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by trsym

Avances respecto de la Licitación de la Obra “AMBA I”: Instrucción a CAMMESA para la compra anticipada de equipos

El día 1 de septiembre de 2026 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 218/2026 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 218”), que instruye a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”) a iniciar el procedimiento de compra anticipada de siete (7) transformadores monofásicos 500/√3 – 231/√3 – 34,5 kV (285/285/16,67 MVA) (los “Transformadores”), de sus repuestos, y de la contratación de la supervisión de montaje y puesta en marcha, con destino a la obra de ampliación del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión “AMBA I” (la “Obra”).

La Resolución 218 se enmarca en el proceso iniciado por la Resolución N° 202/2026 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 202”), que autorizó el llamado a licitación para la construcción, operación y mantenimiento de la Obra bajo la modalidad de “Ampliaciones por Concesión de Obra Pública – Ley N° 17.520” (la “Licitación”) (ver nuestros comentarios sobre esta norma aquí).

Antecedentes

A la fecha, la Licitación se encuentra en desarrollo conforme lo instruido por: (i) la Resolución N° 715/2025 del Ministerio de Economía, que caracterizó a la Obra como prioritaria; (ii) la Resolución N° 311/2025 de la Secretaría de Energía, que instruyó la elaboración de los documentos licitatorios; (iii) el Decreto N° 921/2025, que ratificó la modalidad de ejecución de la Obra; y (iv) la Resolución N° 83/2026 de la Secretaría de Energía, que aprobó el apartado 2.6 – Título VI “Ampliaciones por Concesión de Obra Pública – Ley N° 17.520” del apartado 2 del Anexo 16 “Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica” de Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios aprobados por Resolución N° 61/1992 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica (ver nuestros comentarios sobre estas normas aquí, aquí, aquí y aquí).

En este contexto, el Pliego de Bases y Condiciones Particulares y el modelo de Contrato de Concesión de Obra Pública (el “Contrato COP”) de la Licitación establecieron la posibilidad de que CAMMESA adquiera equipos y servicios para su utilización por el concesionario adjudicado (el “Concesionario COP”) en la construcción de la Obra (el “Equipamiento Aportado”), debiendo suscribir, a tal efecto, un contrato de cesión a su favor.

En línea con ello, la Resolución 218 indica entre sus considerandos que, conforme lo manifestado por CAMMESA en la Nota B-184306-1 del 26 de marzo de 2026 enviada a la Secretaría de Energía, la propuesta tiene su sustento en el hecho de que los tiempos requeridos para la provisión de cierto equipamiento de transformación, en principio, representan el camino crítico de la Obra y, considerando los plazos de entrega, CAMMESA propone su compra anticipada.

Instrucción a CAMMESA

En dicho marco y a los efectos de la adquisición del Equipamiento Aportado, la Resolución 218 instruye a CAMMESA a:

iniciar dentro de los treinta (30) días desde la publicación en el Boletín Oficial (es decir, como máximo hasta el día 30 de septiembre) el procedimiento de licitación pública nacional e internacional para la compra de los Transformadores y sus repuestos, y la supervisión de su montaje y puesta en marcha —a completarse antes de la suscripción del Contrato COP de la Obra—, estando a su cargo la preparación de la documentación licitatoria y contractual conforme las especificaciones técnicas de la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A. (TRANSENER);
instrumentar contratos con los adjudicatarios de la licitación pública indicada en el punto (i) anterior, como mandatario del Estado Nacional;
una vez adjudicado y suscripto el Contrato COP —y, en caso de que el proveedor sea extranjero, con antelación al ingreso de los equipos a la República Argentina—, instrumentar con el Concesionario COP una cesión gratuita del contrato de provisión de los Transformadores y sus repuestos, cediendo la posición contractual y quedando a cargo del Concesionario COP los trámites de importación y el transporte hasta el emplazamiento de la Obra;
excluir el valor del cómputo de la inversión de capital y de las inversiones no amortizadas a los efectos de la remuneración del Concesionario COP; y
mantener informada a la Secretaría de Energía sobre el avance del proceso de contratación.

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Equipo de Energía, Infraestructura y Recursos Naturales

by trsym

Llamado a Licitación Pública para la ejecución de la obra en alta tensión “AMBA I” bajo la modalidad de ampliación por Concesión de Obra Pública

Hoy, 12 de agosto de 2026, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 202/2026 (la “Resolución 202”) de la Secretaría de Energía (la “Autoridad Convocante”), que autoriza el llamado a Licitación Pública Nacional e Internacional de Etapa Múltiple N° 34-0003-LPU26 (la “Licitación”) para ejecutar la obra de ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión “AMBA I” (la “Obra”) —bajo la modalidad de “Ampliaciones por Concesión de Obra Pública – Ley N° 17.520” del Apartado 2.6 del Anexo 16 de Los Procedimientos, incorporado mediante la Resolución N° 83/2026 de la Secretaría de Energía—, que había sido previamente declarada como prioritaria por la Resolución N° 715/2025 del Ministerio de Economía de la Nación y ratificada por el Decreto N° 921/2025 (ver nuestros comentarios sobre estas normas aquí, aquí y aquí).

La Resolución 202: (i) aprueba el Pliego de Bases y Condiciones Generales (“PBCG”), el Pliego de Bases y Condiciones Particulares (el “PBCP”), el Pliego de Especificaciones Técnicas (“PET”), el modelo de Contrato de Concesión de Obra Pública (el “Contrato COP”) y sus respectivos anexos (en conjunto, los “Documentos Licitatorios”); (ii) crea la Comisión Evaluadora de las ofertas; y (iii) establece el uso de la plataforma CONTRAT.AR para llevar a cabo la Licitación.

En el PBCP se prevé la posibilidad de quien resulte Preadjudicatario de solicitar su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (“RIGI”) para llevar a cabo la Obra.

Asimismo, surge de los Documentos Licitatorios que se encuentra en curso un análisis del Banco Interamericano de Desarrollo (“BID”) para estructurar una garantía para garantizar los pagos del Concesionario COP.

En este contexto, la iniciativa de la Resolución 202 constituye un hito trascendental para el Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”) y para el mercado eléctrico argentino en su conjunto, dando inicio a un proceso orientado a concretar las obras de transmisión consideradas esenciales para mejorar de manera significativa las condiciones de abastecimiento de la demanda del Gran Buenos Aires, y de seguridad y confiabilidad del área, y del SADI en general, y promoviendo la inversión privada en el sector eléctrico en condiciones de robustez jurídica fuertemente orientadas a la bancabilidad.

A continuación, se detallan los aspectos relevantes de los Documentos Licitatorios:

1. Aspectos principales de la Licitación

1.1. Objeto y alcance

La Licitación tiene por objeto adjudicar una concesión de obra pública para la construcción y la prestación del servicio de operación y mantenimiento de la Obra.

A tales efectos, la Obra fue dividida en dos (2) etapas, de ejecución concomitante, y cada etapa en diferentes lotes de ejecución (ver Sección 2).

1.2. Cronograma

La Resolución 202 fija el siguiente cronograma de la Licitación:

Consultas a los Documentos Licitatorios: hasta treinta (30) días antes de la apertura de las Ofertas, a las 17 horas, es decir, hasta el día 8 de noviembre de 2026.
Presentación de ofertas: ciento veinte (120) días desde la publicación de la Resolución 202 en el Boletín Oficial, a las 11 horas. Es decir, el día 8 de diciembre de 2026.
Apertura de ofertas: ciento veinte (120) días desde la publicación de la Resolución 202 en el Boletín Oficial, a las 12 horas. Es decir, el día 8 de diciembre de 2026.

1.3. Requisitos y Garantía de Mantenimiento de Oferta

Como condición para participar de la Licitación, los oferentes deberán cumplir con los requisitos legales, técnicos y financieros establecidos en los Documentos Licitatorios.

1.3.1. Requisitos formales y legales:

Como condición para participar de la Licitación:

Los oferentes deberán estar inscriptos y validados como usuarios externos del sistema CONTRAT‎.AR;
En caso de que un oferente esté integrado por dos (2) o más Personas, cada una de ellas deberá cumplir con los requisitos previstos respecto a la admisibilidad de los Oferentes.
Entre otros requisitos, el oferente debe acreditar: a) documentación acreditando la constitución de la sociedad con arreglo a las leyes aplicables; b) su composición societaria; y c) su capacidad para contratar.
Además, los oferentes deberán constituir una Garantía de Mantenimiento de Oferta a favor de la Autoridad Convocante con la presentación de su Oferta. El importe será de dólares cuarenta millones (US$ 40.000.000) y deberá constituirse por un plazo no menor a ciento ochenta (180) Días contados desde la presentación de la oferta.

1.3.2. Requisitos técnicos

El oferente deberá cumplir con: (i) Requisitos Técnicos para la construcción de la Obra; y (ii) Requisitos Técnicos para la operación y mantenimiento de la Obra.

Los Requisitos Técnicos para la construcción de la Obra deberán ser acreditados por los oferentes en sus ofertas y son:
1. Demostrar experiencia específica en los últimos quince (15) Años en el desempeño como contratista único, o como miembro de un consorcio o de una unión transitoria, en la ejecución de obras similares. La experiencia específica aludida en obras similares se basará en el diseño, o construcción, o suministro e instalación/montaje completo (civil, electromecánica y eléctrica) en la ejecución de obras de líneas de alta tensión en 500 kV y de estaciones transformadoras en 500 kV, o superiores; y
2. Demostrar al menos un contrato de diseño y construcción de obras similares terminado satisfactoriamente en los últimos quince (15) Años.
Los Requisitos Técnicos para la prestación de Servicio de Operación y Mantenimiento de la Obra deberán ser acreditados por el concesionario adjudicado en la Licitación (el “Concesionario COP”) en los tiempos y formas establecidos bajo el Contrato COP y son:
1. Experiencia acreditada en la operación y mantenimiento de líneas de alta tensión en 500 kV, en los últimos diez (10) años; y
2. Experiencia acreditada en la operación y mantenimiento de estaciones transformadoras de alta tensión de 500 kV, en los últimos diez (10) años.

El oferente podrá dar cumplimiento a los Requisitos Técnicos: (i) por sí, demostrando que: (a) una relacionada del oferente cumple con los Requisitos Técnicos, y/o (b) cuenta con un personal clave que cumple con los Requisitos Técnicos en los términos del Anexo 3 del PBCP; y/o (ii) a través de uno o más contratistas nominados, con quienes el oferente haya firmado una carta de intención y/o acuerdo, para llevar a cabo la construcción de la Obra, que deberá estar formalizado a la fecha de suscripción del Contrato COP.

1.3.3. Requisitos financieros

Los oferentes, para ser declarados oferentes precalificados, deberán acreditar un patrimonio neto mínimo igual o mayor a un veinticinco por ciento (25%) de Valor de Referencia de la Inversión ‒ suma en la que se estima el costo de inversión en gastos de capital para la construcción de cada Etapa de la Obra, a ser ofertada por el oferente dentro de la Oferta Económica‒: (i) por sí o demostrando que una relacionada del oferente cumple con los Requisitos Financieros, o (ii) en caso de que uno de que el oferente este integrado por más de una persona, mediante un Socio Estratégico ‒ hasta dos (2) Personas del oferente, que deben conservar al menos el veinticinco por ciento (25%) del capital social del VPU (conforme se lo define más adelante) hasta ciento ochenta (180) días de la habilitación comercial de la Etapa 2 o hasta el cumplimiento del listado de tareas pendientes luego de la habilitación comercial (el “Listado de Pendientes”)‒.

Para acreditar el cumplimiento de los Requisitos Financieros, el oferente, sus relacionadas y/o el Socio Estratégico deberá presentar copia de sus estados contables correspondientes a los últimos tres (3) ejercicios cerrados.

En caso de que el oferente sea una Transportista o que presente la oferta a través de una sociedad de su mismo grupo económico, deberá presentar, además, un informe de calificadora de riesgo reconocida que indique que la incorporación de la Obra no significará un deterioro a su calificación de deuda.

1.4. Oferta Económica y RIGI

Los oferentes deberán presentar una oferta económica que consistirá en: (i) la remuneración total pretendida para todo el plazo de remuneración, referida como “Remuneración COP Total”, cuyo valor máximo será establecido por Circular; (ii) el Valor de Referencia de la Inversión, y (iii) determinados parámetros económico-financieros tenidos en cuenta para su formulación, que serán comunicados oportunamente por Circular.

Acorde a lo previsto en el PBCP, para la confección de la oferta económica los oferentes deberán contemplar la incidencia del RIGI, pudiendo el Preadjudicatario presentar una solicitud de adhesión para la Obra (la “Solicitud RIGI”).

De ser aprobada la Solicitud RIGI (en base a lo evaluado oportunamente por el Comité Evaluador de Proyectos RIGI y la Autoridad de Aplicación del RIGI), se suscribirá el Contrato COP. Si es denegada o el Preadjudicatario desiste de su presentación, podrá optar por suscribir el Contrato COP en los mismos términos de su oferta o comunicar que no lo suscribirá, en cuyo caso la Autoridad Convocante podrá convocar al siguiente oferente en el orden de mérito.

1.5. Garantía del BID

En los Documentos Licitatorios, la Autoridad Convocante informó que BID se encuentra analizando la estructuración de una potencial garantía para garantizar los pagos del Concesionario COP, sujeta a las aprobaciones internas del BID y sus eventuales términos.

Se estima que dicha garantía tendría una vigencia de hasta veinticinco (25) años y cubriría hasta seis (6) meses de pago de la remuneración al Concesionario COP. El BID ya publicó el perfil de proyecto correspondiente (ver documento público disponible aquí).

2. Aspectos principales del Contrato COP

El Contrato COP será suscripto entre la Autoridad Convocante, en representación del Ministerio de Economía (el “Concedente”) y el Concesionario COP, y tiene por objeto la construcción de la Obra, y su posterior operación y mantenimiento por parte del Concesionario COP.

A tales efectos, el Contrato COP se estructura en dos períodos: (i) Construcción; y (ii) Operación y Mantenimiento, que regirá una vez alcanzada la habilitación comercial. Por las actividades relativas a la construcción de la Obra el Concesionario COP percibirá una remuneración mensual (“Remuneración COP Mensual”), conforme se detalla debajo.

Alcanzada la habilitación comercial, las instalaciones que formarán parte del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión o por distribución troncal serán operadas y mantenidas por el Concesionario COP, bajo el carácter de transportista independiente, de acuerdo con la Licencia Técnica y el Convenio de Conexión anexos al Contrato COP, a ser suscriptos con las transportistas TRANSENER y TRANSBA. Excepcionalmente, en el caso de instalaciones que reemplacen a instalaciones preexistentes, la operación y mantenimiento será llevada a cabo por la Transportista bajo su propio contrato de concesión.

Por la operación y mantenimiento el Concesionario COP percibirá una tarifa como transportista independiente (“Tarifa TI”), regulada por el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (el “ENReGE”).

Por su parte, las instalaciones que formarán parte del sistema de distribución de energía eléctrica serán operadas y mantenidas por la Distribuidora ‒EDENOR S.A.‒ en su carácter de Prestador Adicional de la Función Técnica de Transporte, conforme lo acordado bajo el Acuerdo de Supervisión y Convenio de Conexión.

A continuación, se resumen los aspectos relevantes del modelo de Contrato COP:

Condiciones previas a la suscripción del Contrato COP	En forma previa a la firma del Contrato COP el Preadjudicatario deberá constituir e inscribir un vehículo de propósito único, ante el Registro Público de Comercio correspondiente al domicilio social en la República Argentina, como sociedad anónima que revestirá el carácter de Concesionario, manteniendo los mismos integrantes con los mismos porcentajes de participación informados en la Oferta.
Obligaciones del Concesionario COP	El Concesionario COP deberá: (i) elaborar la Ingeniería de Detalle y someterla a consideración del Fiscalizador, la Transportista y la Distribuidora; (ii) proveer los materiales y equipos necesarios para la Obra; (iii) guardar, conservar, y mantener la seguridad, higiene y vigilancia de los bienes afectados; (iv) importar y nacionalizar el Equipamiento Aportado (conforme se lo define más adelante); (v) llevar a cabo la construcción de la obra; (vi) cumplir con la Licencia Técnica, el Convenio de Conexión, y el Acuerdo de Supervisión y Convenio de Conexión y prestar el servicio de operación y mantenimiento; (vii) financiar la Obra y realizar todas las inversiones necesarias; (viii) constituir las garantías, conforme se indica más adelante; (ix) suministrar a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”) y al ENReGE la información requerida para la planificación de la operación; (x) asegurar la disponibilidad de los inmuebles para la Obra; (xi) obtener los permisos, autorizaciones y licencias a su cargo; (xii) cumplir con las obligaciones en materia ambiental y social; (xiii) abonar los cargos por supervisión a la Transportista y Distribuidora; entre otras.
Obligaciones del Concedente	El Concedente deberá realizar todas las acciones que le competan para asegurar: (i) el fondeo y pago del aporte financiero al Concesionario COP (el “Aporte Financiero”, conforme se describe más adelante); (ii) la vigencia y cumplimiento del contrato de compraventa del equipamiento aportado por CAMMESA (el “Equipamiento Aportado” y el “Contrato de Compraventa”) y del contrato de cesión de este suscripto entre CAMMESA y el Concesionario COP (el “Contrato de Cesión”) (conforme se describe más adelante); (iii) la aprobación de la Tarifa COP (conforme se define más adelante), su traslado a los usuarios beneficiarios y el cobro por CAMMESA (conforme se define más adelante); (iv) el cobro íntegro y oportuno por parte del Concesionario COP de la Remuneración COP Total; (v) la construcción, operación y mantenimiento de la Obra; (vi) la no afectación de la ecuación económico-financiera (“EEF”) del Contrato COP; (vii) el carácter de transportista independiente del Concesionario COP, para el cobro de la Tarifa TI; (viii) la fiscalización del cumplimiento del Concesionario de sus obligaciones bajo el Contrato COP.
Organización de la Obra	La Obra se organiza en 2 (dos) Etapas, cada una compuesta por distintos Lotes. El orden y la concomitancia de ejecución de los Lotes quedan a criterio del Concesionario COP, quien deberá alcanzar la habilitación comercial de cada Etapa antes de la fecha máxima establecida en el PBCP y el Contrato COP. El incumplimiento de la acreditación de la habilitación comercial antes de la fecha máxima facultará al concedente a, entre otros remedios, aplicar una reducción del Plazo de Remuneración y la Remuneración COP Total, en forma proporcional a la demora, respecto de la Etapa y el Lote pendiente. No se requiere la habilitación comercial de la Etapa 1 para el inicio de la Etapa 2, pudiendo ambas ejecutarse en forma parcial o total y en paralelo. La verificación del completamiento de cualquiera de los Lotes dará lugar al comienzo del Plazo de Remuneración de la Etapa a la que pertenezca dicho Lote y al cobro de la Remuneración COP Mensual que corresponda.
Remuneración COP	El Concesionario COP percibirá la Remuneración COP Mensual (en base a la Remuneración COP Total ofertada) durante el Plazo de Remuneración a ser computado por Etapa, a partir de la acreditación del completamiento de al menos un Lote, con una extensión máxima de siete (7) años desde la habilitación comercial. La Remuneración COP Mensual: 1. Será abonada por la CAMMESA, facturada y liquidada de conformidad con el procedimiento previsto en el Capítulo 5 de Los Procedimientos; y 2. Contará con la prioridad de pago correspondiente al inciso e) de su apartado 5.6., aplicable al pago de las acreencias que correspondan a los prestadores del servicio público de transporte de energía eléctrica en alta tensión y por distribución troncal. Por su parte, la Remuneración COP Total: 1. Se financiará mediante una tarifa por concesión de obra pública (la “Tarifa COP”) a ser aplicada a los usuarios identificados como beneficiarios de la Obra. El valor máximo de la Tarifa COP será establecido por Circular. 2. Se ajustará conforme la variación del índice PPI (Bureau of Labor Statistics, EE.UU.).
Aporte Financiero	El Concesionario COP podrá recibir un Aporte Financiero de hasta dólares cincuenta y cinco millones (US$ 55.000.000) ‒monto definitivo a establecerse por Circular‒, con fondos provenientes de la Cuenta de Exportaciones del Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista (el “MEM”), abonados por CAMMESA. El desembolso se encuentra sujeto al cumplimiento de ciertos hitos previstos en el Anexo 2 del Contrato COP y a la constitución de la Garantía del Aporte Financiero.
Equipamiento Aportado	CAMMESA podrá adquirir el Equipamiento Aportado ‒consistente en equipos y servicios asociados para su utilización por el Concesionario COP en la construcción de la Obra‒, a cuyos efectos deberá suscribir un contrato de cesión a favor del Concesionario COP. La información relevante del equipamiento aportado será incluida por Circular como anexo del Contrato COP.
Garantías	Durante el plazo de vigencia del Contrato COP, el Concesionario COP deberá constituir: (i) una Garantía de Ejecución, equivalente al diez por ciento (10%) de la Remuneración COP Total y que estará vigente desde la Fecha de Suscripción y hasta doce (12) meses a partir de la Habilitación Comercial de la Etapa 2 y/o hasta la subsanación del listado de pendientes de cualquiera de las Etapas, lo que suceda después, pudiendo reducirse en un sesenta y cinco por ciento (65%) a los doce (12) meses desde alcanzada la Habilitación Comercial de la Etapa 1 y/o una vez subsanado el listado de pendientes de la Etapa 1, lo que suceda después; (ii) una Garantía de Operación y Mantenimiento, que deberá constituirse al vencimiento de la Garantía de Ejecución, por un valor equivalente al dos coma cinco por ciento (2,5%) de la Remuneración COP Total; y (iii) una Garantía del Aporte Financiero, que deberá ser equivalente a las sumas otorgadas en el Aporte Financiero e incrementada según el cumplimiento de cada Hito en forma proporcional, conforme lo previsto en el Contrato COP, debiendo estar vigente hasta noventa (90) Días a partir de la Habilitación Comercial de la Etapa 2 y/o una vez subsanado el Listado de Pendientes de cualquiera de las Etapas, lo que suceda primero.
Ecuación económica-financiera	El Concesionario COP tendrá derecho al reconocimiento del equilibrio de la EEF, cuyo mantenimiento deberá ser asegurado por el concedente durante el plazo de vigencia del Contrato COP, en función de los Parámetros Económico-Financieros. Ante una variación adversa, el Concesionario COP tendrá derecho a una renegociación contractual, de modo de obtener un valor actual neto de las variaciones igual a cero (0). A tal efecto, las partes podrán optar por acordar: (i) incrementos de la Remuneración COP Total; (ii) prórrogas al plazo de vigencia, a la fecha máxima de habilitación comercial, o a los períodos de construcción y/o de operación y mantenimiento; (iii) diferir, suspender o suprimir total o parcialmente la Obra; o (iv) una combinación de las anteriores.
Solución de controversias	En caso de no solucionar sus controversias mediante negociación, las partes podrán someter las controversias de carácter técnico, económico o patrimonial al Panel Técnico, cuyas recomendaciones serán obligatorias para las partes, siempre que ninguna plantee su disconformidad. Cuando no hubiera sido resuelta la controversia por el Panel Técnico, las partes podrán someterla a arbitraje internacional. El arbitraje se regirá por el Reglamento de Arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional (CCI). El Tribunal Arbitral estará conformado por tres (3) árbitros, uno nombrado por cada parte y el tercero elegido por ellos, los que no podrán ser nacionales de la República Argentina o de la nacionalidad del Concesionario COP. En tanto, al momento de suscitarse la Controversia, el Concesionario COP, sus accionistas y/o un Acreedor Garantizado (conforme se define en el siguiente punto), se encuentre constituido o domiciliado fuera del territorio de la República Argentina, o esté sujeto a Control por personas constituidas o domiciliadas fuera de dicho territorio, las Controversias que sean de monto no cuantificable o cuyo monto supere los quinientos mil dólares estadounidenses (US$500.000) podrán ser sometidas a un tribunal arbitral con sede en la ciudad de Montevideo, República Oriental del Uruguay. Cuando no estén reunidos tales requisitos o así lo decidan las partes, la sede será la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El idioma será español. Las partes acuerdan que el laudo que emita el Tribunal Arbitral será definitivo y vinculante, renunciando a interponer recurso de apelación contra el laudo.
Derechos de los acreedores garantizados	Se prevé la posibilidad de que el Concesionario COP contraiga deuda para la ejecución de las obligaciones a su cargo bajo el Contrato COP con un acreedor garantizado (el “Acreedor Garantizado”), quienes tendrán derecho a que ciertos actos no se realicen sin su consentimiento previo (incluyendo: cesión total o parcial del Contrato COP, extensión de común acuerdo, suscripción de adendas, entre otros). Además, cuando se configure alguna de las causales de extinción del Contrato COP por culpa del Concesionario COP los acreedores garantizados, a través de su representante, podrán ejercer su derecho de intervención y designar a un sucesor calificado como cesionario de todos los derechos y obligaciones del Concesionario COP bajo el Contrato COP. El sucesor calificado deberá cumplir con los mismos requisitos legales, técnicos y financieros que el Concesionario COP.

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Modificaciones en los requisitos registrales para operadores de GLP

El 28 de julio se publicó la Resolución N° 180/2026 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 180”), que modificó los requisitos registrales y determinadas condiciones técnicas y de seguridad aplicables a los operadores de Gas Licuado de Petróleo (“GLP”), Gas Licuado de Petróleo Automotor (“GLPA”) y Gas Licuado de Petróleo Náutico (“GLPN”). En particular, la Resolución 180 eliminó, como requisito documental de determinados procedimientos registrales nacionales, la obligación de acompañar habilitaciones o permisos municipales y dispuso su sustitución por declaraciones juradas sobre la aptitud del establecimiento o emplazamiento y el cumplimiento de la normativa local aplicable.

Esta medida se enmarca en lo dispuesto por el Decreto N° 70/2023 (ver nuestros comentarios sobre esta norma aquí) mediante el que se promovió la desregulación del comercio, los servicios y la industria en todo el territorio nacional, dejando sin efecto todas las restricciones a la oferta de bienes y servicios, así como toda exigencia normativa que distorsione los precios de mercado, impida la libre iniciativa privada o evite la interacción espontánea de la oferta y de la demanda. En tal sentido, la Resolución 180 busca simplificar los trámites administrativos en el marco de los procedimientos registrales en la órbita de la Subsecretaría de Hidrocarburos.

La modificación implementada por la Resolución 180 no sustituye las autorizaciones locales ni habilita por sí sola el inicio de las actividades. Los operadores deberán continuar cumpliendo la normativa nacional, provincial y municipal en materia de seguridad, salubridad, ambiente y emplazamiento. Cuando corresponda una autorización local previa, la actividad sólo podrá comenzar una vez obtenida. La aprobación o inscripción nacional no exime al operador de esas obligaciones, cuyo cumplimiento queda bajo responsabilidad exclusiva de cada operador.

Operadores de GLPA

Para los operadores, las bocas de expendio y los demás establecimientos vinculados con el GLPA, la Resolución 180 sustituye de los procedimientos de inscripción y aprobación ante la autoridad nacional, la presentación de permisos o habilitaciones provinciales o municipales por declaraciones juradas sobre la aptitud del establecimiento o emplazamiento y el cumplimiento de las condiciones locales de seguridad, salubridad, ambiente y localización. Se mantienen la certificación de seguridad emitida por una empresa auditora de seguridad registrada ante la Secretaría de Energía y la inscripción en el Registro Nacional de Operadores de GLPA.

La modificación también alcanza a los productores de equipos, los talleres de montaje, los centros de revisión y rehabilitación de tanques y los talleres de reparación de accesorios, válvulas y multiválvulas, que continuarán sujetos a la aprobación de la Secretaría de Energía, por medio de una empresa auditora de seguridad, y a la inscripción correspondiente. Las playas de estacionamiento, los garajes públicos y los talleres de reparación deberán cumplir la normativa provincial y municipal aplicable. La aprobación nacional no reemplaza las autorizaciones locales que resulten exigibles para iniciar las actividades.

Registro Nacional de la Industria del GLP

Para los operadores inscriptos en el Registro Nacional de la Industria del GLP, la Resolución 180 sustituye la presentación de la habilitación o permiso municipal por una declaración jurada sobre la aptitud del establecimiento y el cumplimiento de las condiciones locales de seguridad, salubridad, ambiente y emplazamiento. Quedan exceptuados de este requisito los importadores que no manipulen GLP, los comercializadores y los consumidores independientes. A diferencia de la regulación anterior, la excepción no comprende a los distribuidores en envases de hasta 45 kg. La inscripción nacional no reemplaza las autorizaciones locales exigibles para iniciar la actividad.

Operadores de GLPN

Para los operadores de GLPN, la Resolución 180 suprime de los trámites de inscripción nacional, la exigencia expresa de acompañar permisos o habilitaciones municipales, y mantiene la obligación de presentar, obtener la aprobación y mantener actualizada la documentación administrativa, legal y técnica y los requisitos especiales aplicables. Asimismo, los talleres de montaje ya no deberán acreditar la habilitación municipal ante la autoridad nacional, pero deberán estar autorizados y registrados antes de funcionar y contar con una certificación anual vigente de aptitud técnica y de seguridad. La inscripción nacional no reemplaza las autorizaciones locales, portuarias o de la Prefectura Naval Argentina que correspondan.

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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Milagros Piñeiro y/o Fermín Bartos.

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Prórroga de la Emergencia del Sector Energético Nacional

El día 13 de julio de 2026 se publicó el Decreto 585/2026 (el “Decreto 585”), mediante el cual se prorrogó la emergencia del Sector Energético Nacional declarada por el Decreto 55/2023 (extendida anteriormente por los Decretos 1023/2024 y 370/2025) en lo que respecta a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal y a las acciones que de ella deriven, hasta el 31 de diciembre de 2027 (ver nuestros comentarios aquí, aquí y aquí).

De esta manera, el Poder Ejecutivo equiparó el plazo de la emergencia aplicable al sector eléctrico con el correspondiente a los segmentos de transporte y distribución de gas natural, cuya vigencia había sido prorrogada hasta el 31 de diciembre de 2027 por el Decreto 49/2026 (ver nuestros comentarios aquí).

A continuación, se detallan los principales aspectos del Decreto 585:

Prórroga de la emergencia del sector eléctrico

El Decreto 585 prórroga hasta el 31 de diciembre de 2027 la emergencia respecto de los segmentos de:

generación de energía eléctrica;
transporte de energía eléctrica; y
distribución de energía eléctrica.

La prórroga comprende también las acciones que deriven de la declaración de emergencia y mantiene el alcance previsto en los Decretos anteriores.

La prórroga procura asegurar la continuidad del proceso de normalización del Mercado Eléctrico Mayorista, consolidar la recuperación de la cadena de pagos y preservar las herramientas regulatorias y operativas necesarias frente a las restricciones de generación, transporte e infraestructura que aún afectan al sistema eléctrico.

Asimismo, se busca evitar discontinuidades durante la implementación del nuevo régimen de subsidios y de las reformas del mercado, y coordinar dichas medidas con la reconfiguración del sistema de transporte de gas natural. En función de esta interdependencia, se unifica la vigencia de ambas emergencias hasta el 31 de diciembre de 2027.

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Para información adicional, por favor contactar al equipo de Energía, Recursos Naturales e Infraestructura.

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Decreto 482/2026: Régimen de Inversiones para la Actividad Minera

El Poder Ejecutivo Nacional publicó el Decreto N° 482/2026 (el “Decreto”), que sustituye el Anexo 1 del Decreto N° 2686/1993, reglamentario de la Ley N° 24.196 de Régimen de Inversiones para la Actividad Minera (el “Régimen”). La medida busca adecuar la normativa a las nuevas realidades productivas y tecnológicas, en línea con la desregulación iniciada por el Decreto N° 449/2025. Los ejes principales son: simplificación administrativa, seguridad jurídica y modernización de los mecanismos de control y promoción.

I. Antecedentes y motivación

La medida busca asegurar la coherencia con las modificaciones introducidas por el Decreto N° 449/2025, el cual se orientó hacia la desregulación y modernización de los procedimientos de la Ley de fondo.

El Decreto procura adecuar la reglamentación aprobada por el Decreto N° 2686/93 a las nuevas realidades productivas, tecnológicas y administrativas, con el objeto de asegurar su coherencia con la normativa de fondo, simplificar la gestión administrativa, reducir cargas burocráticas, fortalecer la seguridad jurídica y modernizar los instrumentos de control y promoción, promoviendo un esquema más simple, transparente y competitivo para el desarrollo de la minería; en ese marco, se dispone la sustitución del Anexo del Decreto N° 2686/93.

El presente Decreto busca, asimismo, impulsar la digitalización de los procesos administrativos a través de plataformas electrónicas del Estado, reduciendo así requisitos documentales.

II. Modificaciones

II.1. Sujetos Alcanzados

El artículo 2° del nuevo Anexo del Decreto redefine el alcance subjetivo del Régimen, precisando quiénes pueden acceder a sus beneficios. En particular, limita el acceso a las personas jurídicas constituidas en la República Argentina y a las personas humanas residentes en el país que desarrollen, por cuenta propia y en territorio nacional, las actividades mineras previstas en el artículo 5° de la Ley N° 24.196, debiendo acreditar la titularidad del proyecto minero y sus lineamientos básicos.

Asimismo, actualiza las condiciones de inscripción en el Registro de Inversiones Mineras (“RIM”), requisito indispensable para la obtención de los beneficios promocionales del Régimen, y establece reglas específicas para productores mineros y prestadores de servicios mineros.

Productores mineros (actividades por cuenta propia)

Pueden inscribirse en el RIM quienes desarrollen o se establezcan con el propósito de ejercer actividades mineras por cuenta propia. Para los nuevos proyectos, el Decreto incorpora como requisito adicional acreditar la titularidad del área o concesión minera y presentar ante la Autoridad de Aplicación los lineamientos básicos del emprendimiento.

Prestadores de servicios mineros

Se incorpora un régimen específico para quienes realicen, a título de prestación de servicios para productores mineros, las actividades del artículo 5°, inciso a) de la Ley. Para la inscripción y permanencia deben:

Acreditar anualmente un porcentaje mínimo de facturación proveniente de servicios mineros sobre el total de su facturación, cuyo umbral determina la Autoridad de Aplicación mediante resolución complementaria.
Informar dicho porcentaje anualmente con carácter de declaración jurada, acompañada de certificación de contador público matriculado.

Incluye un procedimiento de intimación, suspensión y baja del RIM en caso de incumplimiento de sus obligaciones.

II.2. Estabilidad Fiscal

Para acceder a la estabilidad fiscal del artículo 8° de la Ley, las empresas deberán presentar un estudio de factibilidad avalado por profesional competente que incluya:

Evaluación mediante informe técnico previo.
Plazo de 30 días hábiles para subsanar deficiencias formales o sustanciales, bajo apercibimiento de tener el estudio por no presentado.
La Autoridad de Aplicación debe resolver en 60 días hábiles y emitir el certificado, tomando como fecha de estabilidad la de presentación del estudio (o la de la subsanación, en su caso).
Los beneficiarios deben informar toda modificación relevante del proyecto.
El incremento de carga tributaria se determina por proyecto y por ejercicio fiscal en forma independiente.

Se precisa la distinción entre impuestos directos (sin traslado posible) e indirectos (recuperables de terceros). Quedan comprendidos como directos aquellos tributos que incidan en los costos de la empresa minera, cuando esta sea sujeto pasivo responsable y los bienes o servicios gravados se utilicen en sus procesos productivos.

II.3. Impuesto a las Ganancias

Deducciones (art. 12 Ley N° 24.196)

Son deducibles los gastos de prospección, exploración, estudios especiales, ensayos e investigación aplicada vinculados al proyecto. Se excluye expresamente el canon de exploración; los gastos de publicidad sólo son deducibles si se acredita su vinculación directa con la actividad exploratoria. Reglas clave:

No son deducibles los gastos anteriores a la inscripción.
Las deducciones se imputan conforme a reglas generales del impuesto, con posibilidad de computarlas en hasta 5 años desde el inicio productivo.
Solo pueden aplicarse contra ganancias de actividades mineras alcanzadas (requiere registración contable separada).
No procede compensación con utilidades ajenas al Régimen. En reorganizaciones empresarias, los quebrantos originados en beneficios del Régimen no son trasladables a entidades continuadoras, salvo en casos de transformación societaria o cuando la continuadora, inscripta en la Ley, continúe el mismo proyecto.

Amortizaciones especiales (art. 13, punto 1.2)

La aplicación es optativa. Los sujetos inscriptos deben informar anualmente a ARCA la vida útil asignada. El beneficio aplica a bienes nacionales o importados, nuevos, usados o reacondicionados. Los bienes deben permanecer en el patrimonio y afectarse a destinos mineros hasta el cierre del ciclo o fin de su vida útil; su transferencia anticipada requiere autorización y obliga al reintegro de la amortización especial con intereses y sanciones. Se regula el tratamiento de excedentes de amortización y su traslado a ejercicios futuros.

IVA - Crédito fiscal exploratorio (art. 14 bis)

Se regula la devolución del crédito fiscal vinculado a bienes y servicios aplicados a actividades exploratorias. El solicitante debe presentar facturas, comprobantes de pago (precio e IVA), despachos de importación y descripción de las tareas. La Autoridad de Aplicación se expide en 30 días hábiles sobre la pertinencia técnica, y ARCA emite el acto de devolución en no más de 30 días hábiles desde la admisibilidad formal.

Avalúo de Reservas (arts. 15 y 16 de la Ley N° 24.196)

El Decreto incorpora en el artículo 27 del Anexo, la obligación de los inscriptos de aportar información geológica de superficie de las áreas exploradas, que se hace exigible al momento de presentar el estudio de factibilidad, al desistir de continuar la exploración, o transcurridos dos (2) años desde la conclusión o interrupción de las tareas exploratorias, lo que ocurra primero. La Autoridad de Aplicación remitirá copia de dicha información al organismo provincial correspondiente.

II.4. Disposiciones fiscales complementarias

Los titulares de proyectos deben presentar anualmente -dentro de los 30 días hábiles posteriores al vencimiento de la DDJJ de Ganancias- una declaración jurada por TAD acompañada de un informe económico-financiero suscripto por profesional independiente. El informe debe incluir datos del proyecto, estructura societaria, recursos y reservas, producción, inversiones y desvíos. La inclusión de datos sobre insumos, infraestructura y exportaciones es optativa. Esta exigencia no aplica a ejercicios anteriores a 2025. Todos los plazos de la Ley de fondo se computan en días hábiles administrativos (art. 4° Ley N° 11.683).

El decreto establece que todas las declaraciones juradas que los beneficiarios deban efectuar en el marco de la Ley N° 24.196, el reglamento o sus normas complementarias, deberán realizarse por proyecto minero (art. 32). A tal fin, incluyó la definición de “proyecto minero” como el conjunto de acciones, obras y bienes que tengan por finalidad llevar a cabo actividades tendientes al descubrimiento, valoración, cuantificación, preparación, desarrollo, extracción, transporte y comercialización de minerales de uno o más yacimientos objeto de uno o más derechos mineros conforme al Código de Minería de la Nación. También queda comprendido en esta definición el proyecto cuyo titular desarrolle procesos de industrialización o beneficios de minerales del inciso b) del artículo 5° de la Ley N° 24.196, siempre que se cumplan las condiciones allí establecidas.

II.5. Respecto de las importaciones

La exención comprende derechos de importación y demás tributos (incluyendo Tasa de Estadística), pero excluye IVA y tasas retributivas por servicios efectivamente prestados. Aspectos destacados:

Bienes de capital y equipos: pueden ser nuevos, usados o reacondicionados (estos últimos requieren certificación técnica de aptitud minera). Partes, repuestos e insumos deben ser nuevos, salvo autorización expresa.
Se define bien reacondicionado como aquel sometido a un proceso documentado de restauración que restituya sus condiciones originales, certificado por fabricante, entidad técnica idónea o profesional habilitado.
El importador debe presentar una declaración jurada ante la Autoridad de Aplicación por cada bien o conjunto de bienes, consignando destino minero y posiciones arancelarias NCM. La autoridad la remite a Aduana vía Ventanilla Única de Comercio Exterior Argentino (VUCEA) en 5 días hábiles para validación en el Sistema Informático Malvina.
Comprobación de destino: para bienes de capital, hasta la extinción de su vida útil o cierre del ciclo; para insumos, hasta su consumo total o fin del ciclo.
Incumplimiento del destino minero: obliga al pago de tributos calculados sobre el valor en aduana a la fecha de importación, más accesorios y sanciones.
Desafectación autorizada: procede al cierre del ciclo, extinción de vida útil o pago de los gravámenes dispensados. El ciclo minero va desde el inicio del proyecto hasta el cierre de la mina.
Traslados y transferencias: se admite el traslado temporario para reparación (previa notificación) y la afectación alternativa a distintas explotaciones del mismo titular o de vinculadas inscriptas. La transferencia a terceros requiere autorización y que el adquirente esté inscripto en la Ley.

Para los bienes importados por prestadores de servicios mineros, el ciclo de la actividad que motivó la importación se equipara a la extinción de la vida útil de los bienes. La Autoridad de Aplicación puede considerar concluido ese ciclo anticipadamente, a efectos de autorizar la reexportación sin pago de gravámenes ni sanciones, ante caídas significativas de la demanda de servicios mineros en el país.

Los prestadores que hubieren importado bienes bajo el Régimen y se encuentren suspendidos en sus beneficios deben mantener dichos bienes afectados exclusivamente a la prestación de servicios mineros durante el período de suspensión e informar su situación a la Autoridad de Aplicación conforme lo establezca la resolución complementaria. El incumplimiento genera las sanciones previstas en los artículos 28 y 29 de la Ley, más la obligación de ingresar los gravámenes dispensados en caso de transferencia o uso en otras actividades.

II.6. Integración Regional

El Decreto amplió el radio de integración regional de doscientos kilómetros (200 km) a quinientos kilómetros (500 km) de los yacimientos ubicados en territorio nacional (artículo 5° del nuevo Anexo del Decreto). La modificación recoge la práctica preexistente de excepciones otorgadas por la Autoridad de Aplicación y otorga certeza normativa a proyectos que vinculan yacimientos y plantas de beneficio en esa franja territorial. Se prevé también que, por única vez, la Autoridad de Aplicación podrá extender sin límite el radio para aquellas empresas ya radicadas que así se lo soliciten, dentro del término de sesenta (60) días contados a partir de la publicación del Decreto.

La presente ampliación del límite propuesto fomentará la competitividad, permitirá extender la cadena de producción a un territorio mas amplio y promoverá el crecimiento de la actividad.

Se mantienen los demás requisitos: los procesos de tratamiento de minerales deben utilizar no menos del cincuenta por ciento (50%) en peso de insumos minerales provenientes de los yacimientos integrados, computado sobre la producción del año calendario anterior (o sobre el programa declarado en carácter de declaración jurada para el primer año de operación).

El artículo 5° incorpora expresamente dentro de los procesos alcanzados por el sistema de integración regional a determinadas actividades de transformación y tratamiento de minerales, incluyendo procesos de trituración, molienda, beneficio, pelletización, briqueteado, sinterización, calcinación, lixiviación, refinación, fundición y otros procesos industriales destinados a incrementar el valor agregado de los productos minerales.

Por otra parte, el Decreto elimina la exclusión específica aplicable a la piedra partida que contenía el artículo 6° de la reglamentación anterior.

II.7. Domicilio Legal Electrónico

Como medida central de modernización administrativa, el Decreto incorpora el artículo 2° bis, que establece la obligación de constituir un domicilio legal electrónico para todos los inscriptos, en el que se considerarán válidas todas las notificaciones.

II.8. Conservación del Medio Ambiente

El Decreto armoniza el artículo 23 de la Ley N° 24.196 con la Ley General del Ambiente N° 25.675. La previsión especial del artículo 23 (mero asiento contable, deducible en el Impuesto a las Ganancias) no garantiza por sí sola la disponibilidad de activos líquidos para una remediación efectiva. El Seguro Ambiental Obligatorio (“SAO”) previsto en el artículo 22 de la Ley N° 25.675 constituye, en cambio, un instrumento cualitativamente superior. El nuevo Régimen establece:

La acreditación del SAO puede satisfacer, previa evaluación de la Autoridad de Aplicación, el requisito de previsión especial para la subsanación de alteraciones ambientales del artículo 23 de la Ley.
Proyectos que, por su nivel de complejidad ambiental, no estén alcanzados por la obligación de aseguramiento, o que opten por la herramienta anterior, continuarán obligados a constituir la previsión especial del artículo 23.

El SAO no implica de modo alguno una regresión en la tutela ambiental, sino la consolidación de un instrumento previsto por la legislación anterior y sustancialmente mas eficaz, orientado a asegurar la disponibilidad oportuna y verificable de recursos destinados a la prevención, recomposición y remediación ambiental, representando una mejora funcional respecto de los mecanismos derivados de la previsión especial.

II.9. Regalías (artículo 22 de la Ley N° 24.196)

El nuevo Anexo reglamenta el artículo 22 de la Ley de fondo con modificaciones respecto del texto anterior: precisa la base de cálculo “boca-mina” y reconoce a las provincias adheridas la potestad de establecer mecanismos propios de determinación de la base imponible o beneficios adicionales en correspondencia con las características particulares de cada proyecto.

II.10. Suspensión, caducidad y desafectación de bienes (art. 28)

El decreto reglamenta el procedimiento sancionatorio del artículo 28 de la Ley N° 24.196 en dos aspectos clave:

Prórroga de la intimación: la Autoridad de Aplicación queda facultada para prorrogar o renovar el plazo fijado en la intimación prevista en los incisos b) y c) del artículo 28 de la Ley N° 24.196, otorgando flexibilidad en el procedimiento sancionatorio ante incumplimientos de los inscriptos.
Concepto de desafectación de bienes: a los efectos del inciso e) del artículo 28 de la Ley N° 24.196, se entiende que existe desafectación cuando los bienes se destinen —de manera permanente o transitoria— a actividades ajenas a las mineras comprendidas por la Ley de fondo, su reglamento y las resoluciones complementarias de la Autoridad de Aplicación. No obstante, dicha autoridad podrá considerar, a su exclusivo juicio, que un uso no minero puramente ocasional, atribuible a necesidades de índole personal o familiar del beneficiario, no configura desafectación.

El presente artículo tiene carácter informativo. Para el análisis de situaciones particulares, se recomienda consultar el texto completo del Decreto N° 482/2026 y de la normativa complementaria.

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Para información adicional, por favor contactar al equipo de Derecho Tributario, Aduanero y Comercio Exterior y/o al equipo de Energía, Recursos Naturales e Infraestructura.

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Incorporación de nueva regulación sobre ampliaciones de transporte de energía eléctrica por concesión de obra pública

El día 7 de abril de 2026 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 83/2026 de la Secretaría de Energía, que incorpora un nuevo apartado 2.6 – Título VI “Ampliaciones por Concesión de Obra Pública (Ley N° 17.520)” al Punto 2 “Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica” (el “Apartado”) del Anexo 16 de Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (“Los Procedimientos”), conforme lo instruido por las Resoluciones N° 715/2025 del Ministerio de Economía (la “Resolución 715”) y N° 311/2025 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 311”) (ver nuestros comentarios sobre estas normas aquí y aquí).

El Apartado establece el procedimiento aplicable a las ampliaciones de la capacidad del sistema de transporte de energía eléctrica, que hayan sido previamente caracterizadas como ejecutables bajo el régimen de la Ley N° 17.520 de Concesión de Obra Pública (“Ampliaciones COP”).

Se recuerda al respecto que la modalidad de las Ampliaciones COP fue introducida por:

Las Resoluciones 715 y 311;
Los artículos 31 bis y 50 de la Ley N° 24.065 ‒según el texto adecuado por el Decreto N° 450/2025, en el marco de lo instruido por el artículo 162 de la Ley N° 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos‒; y
Ratificada, para las obras listadas en el anexo de la Resolución 715, por el Decreto N° 921/2025 (ver nuestros comentarios sobre estas normas aquí, aquí, y aquí).

El nuevo mecanismo tiene la siguiente estructura:

Las Ampliaciones COP serán realizadas por quienes resulten adjudicatarios de las licitaciones públicas que se convoquen por la Secretaría de Energía, por sí o a través del órgano o ente al que ésta le asigne la función de autoridad convocante. Cada adjudicatario firmará un contrato de concesión de obra pública correspondiente a la Ampliación COP objeto de la licitación (el “Contrato COP”), constituyéndose tal adjudicatario en el concesionario (el “Concesionario COP”).
El Contrato COP tendrá un plazo máximo de hasta treinta (30) años contados desde la Habilitación Comercial de la Ampliación COP, dividido en un período de construcción y otro de operación y mantenimiento. Durante este último plazo, el Concesionario COP actuará como transportista independiente.
Las Ampliaciones COP serán remuneradas al Concesionario COP directamente por el Organismo Encargado de Despacho (“OED”) mediante:
1. una remuneración pagadera mensualmente, que compense la inversión realizada en la construcción de la Ampliación COP (la “Remuneración COP”) y que podrá provenir de una tarifa a ser abonada por los usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) definidos como beneficiarios de la Ampliación COP (la “Tarifa COP”).
2. en forma adicional a la Remuneración COP, una vez habilitada comercialmente la Ampliación COP, una tarifa por operación y mantenimiento del equipamiento que determine el Ente Nacional Regulador de la Electricidad o el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad según lo previsto bajo el régimen tarifario vigente aplicable a los Transportistas Independientes hoy existentes para instalaciones en 500 kV.
A su vez, la modificación introducida al inciso e) del Apartado 5.6. del Capítulo 5 de Los Procedimientos incluye expresamente dentro de dicha prioridad de pago a las acreencias correspondientes a las Ampliaciones COP. De este modo, los pagos vinculados a las Ampliaciones COP quedan comprendidos dentro del mismo nivel de prelación aplicable a los prestadores del servicio público de transporte de energía eléctrica en alta tensión y por distribución troncal, reforzando su prioridad de cobro dentro del esquema de liquidación del MEM.
Asimismo, se prevé la posibilidad de presentar iniciativas privadas, sujetas tanto a este régimen específico como al Régimen de Iniciativa Privada aprobado por el Anexo III del Decreto N° 713/2024.

Con la aprobación del Apartado, queda formalizado en el marco de Los Procedimientos el nuevo mecanismo de ampliaciones del sistema de transporte de energía eléctrica por concesión de obra pública que busca viabilizar las obras de transmisión que resultan esenciales para mitigar los riesgos asociados a la restricción de suministro en el Sistema Argentino de Interconexión y fomentar la inversión privada.

El paso siguiente es la convocatoria a las licitaciones públicas previstas para las obras identificadas en la Resolución 311, a saber: “AMBA I”, “Línea 500 kV Río Diamante – Charlone - O´Higgins” y “Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca”.

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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Milagros Piñeiro, Macarena Becerra Martínez, Rocío Valdez, Victoria Barrueco, Sol Villegas Leiva, María Paz Albar Díaz, Manuel Crespi y/o Fermín Bartos.

by trsym

Llamado a licitación para la selección de un comercializador-agregador para la importación de GNL y la comercialización de GNL regasificado en el mercado interno

El 4 de marzo de 2026, Energía Argentina S.A. (“EA”) lanzó la convocatoria para la Licitación Pública Nacional e Internacional N° 1/2026, con el fin de seleccionar un único agente comercializador-agregador para la importación de gas natural licuado (“GNL”) y la comercialización de GNL regasificado en el mercado interno (la “Licitación”). La Licitación se enmarca en la convocatoria realizada por la Secretaría de Energía mediante la Resolución 33/2026 (“Resolución 33”) dictada en el marco de la emergencia declarada por el Decreto 49/2026, y la que establece los lineamientos que regirán la Licitación y la actividad a ser llevada a cabo por el comercializador-agregador que resulte adjudicatario (ver nuestros comentarios aquí y aquí).

Los documentos licitatorios podrán ser descargados desde la página web de EA.

A continuación, se detallan los aspectos más relevantes de la Licitación:

1. Objeto

La Licitación tiene como objeto la selección de un agente comercializador-agregador para llevar a cabo la importación de GNL y la comercialización del GNL regasificado en el mercado interno nacional, mediante su regasificación en la Terminal Escobar (la “Terminal”) durante el periodo que se extiende entre el 1° de abril y el 30 de septiembre de 2026 (el “Período Invernal”), sujeto a la suscripción del contrato de servicios y uso de la terminal.

2. Cronograma tentativo

De acuerdo con el cronograma publicado, el plazo máximo para presentar las ofertas es el 6 de abril de 2026 hasta las 11:00 horas, y se podrán realizar consultas hasta cinco (5) días hábiles antes de la fecha límite de presentación de las ofertas.

3. Condiciones generales de la Licitación

La Licitación tiene carácter nacional e internacional y se realizará mediante un proceso de etapa múltiple, por lo que los oferentes presentarán sus ofertas en dos sobres.

El primero, contendrá la documentación que acredite el cumplimiento de los requerimientos legales, financieros y técnicos, mientras que el segundo contendrá el precio ofertado.

4. Presentación de ofertas

La presentación de ofertas deberá realizase exclusivamente a través de correo electrónico a la casilla comercializaciongnl@energia-argentina.com.ar.

5. Oferentes

Podrán participar de la Licitación las personas que cumplan los requisitos del pliego, se encuentren inscriptas como comercializadoras de gas natural, y no se encuentren alcanzadas por las causales de inelegibilidad, ya sea en forma individual o conjunta. En este último caso, pueden presentarse como consorcio–UT, sin importar si tienen participación de sociedades extranjeras siempre que exista compromiso de registración en la República Argentina si resultaran adjudicatarias. Los requisitos legales deben ser cumplidos por cada integrante, mientras que los técnicos y financieros pueden acreditare por al menos uno de ellos.

6. Requisitos económicos

A efectos de acreditar su capacidad económica-financiera los oferentes deberán acreditar el cumplimiento de los siguientes requisitos:

Un patrimonio neto mínimo igual o mayor a US$ 125.000.000;
Un índice de solvencia mayor o igual a 0,3, definido como el cociente entre el patrimonio neto y el pasivo total que surja de los estados contables; y
Un índice de liquidez mayor o igual a 1, definido como el cociente entre el activo y el pasivo corrientes que surja de los estados contables.

Asimismo, los oferentes deberán acreditar que cuentan con capacidad financiera para la contratación de por lo menos cinco (5) cargamentos de GNL mediante la presentación de sus estados contables y/o líneas de crédito disponibles, cartas de intención financieras, o documentación equivalente.

7. Requisitos técnicos

Los oferentes deberán acreditar que poseen experiencia técnica para ser seleccionado como comercializador-agregador, por ello la oferta deberá contener la documentación que acredite al menos uno de los siguientes conjuntos de antecedentes:

Antecedentes del oferente correspondientes a los últimos cinco años de haber llevado a cabo actividades de comercialización y/o compraventa de GNL y/o gas natural y GNL regasificado, en más de veinticinco instancias y por monto total superior a U$S 800.000.000; y/o
Antecedentes relevantes del oferente, correspondientes a los últimos cinco años, de haber desarrollado negocios vinculados a servicios de regasificación y/o licuefacción de gas natural por un valor equivalente a US$ 800.000.000.

En caso de consorcio-UT, los requerimientos técnicos y los requerimientos financieros deberán ser cumplidos por al menos uno de los integrantes de dicha asociación.

8. Oferta Económica

La oferta económica consistirá en precio ofertado que deberá estar expresado como un valor único en dólares por millón de British Thermal Unit (US$/MMBTU) y comprender todos los costos que el oferente estime necesario incluir en el precio de venta del GNL regasificado al mercado interno nacional y un margen de rentabilidad razonable por la actividad del comercializador-agregador.

9. Criterio de adjudicación

Resultará adjudicatario el oferente preseleccionado que hubiere presentado la oferta económica de menor precio ofertado. En caso de que las ofertas de dos o más oferentes sean idénticas se les solicitara una mejora de estas por el plazo de un día.

10. Garantías

1. Garantía de mantenimiento de oferta

Para asegurar el mantenimiento de la oferta y respaldar el cumplimiento de todas las obligaciones establecidas en los documentos licitatorios, todos los oferentes deberán constituir una garantía de mantenimiento de oferta de US$ 4.000.000.

2. Garantía de impugnación

Para la impugnación de dictámenes, deberá integrarse un depósito en cuenta bancaria, una garantía bancaria o una carta de crédito por un monto de US$ 4.000.000.

11. Contrato de Servicios y Acceso de Uso de la Terminal

Dentro de los diez (10) días hábiles desde la adjudicación, el comercializador-agregador deberá celebrar con EA un contrato de servicios y acceso de uso a la Terminal. El contrato tendrá un plazo de duración de un (1) año a partir de su firma, durante el que el comercializador-agregador tendrá asignada la totalidad de la capacidad de la Terminal durante el Período Invernal, por un precio determinado a ser abonado por el comercializador-agregador en concepto de los servicios de regasificación, transporte y demás servicios a ser prestados por EA conforme al contrato.

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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Milagros Piñeiro, María Paz Albar Díaz, Manuel Crespi y/o Fermín Bartos.

by trsym

Convocatoria de Abastecimiento de Energía Eléctrica por Centrales de Almacenamiento para reserva y confiabilidad en el MEM (AlmaSADI)

El 2 de marzo se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 50/2026 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 50”), que lanza la convocatoria abierta nacional e internacional denominada “Abastecimiento de Energía Eléctrica por Centrales de Almacenamiento para reserva y confiabilidad en el MEM (AlmaSADI)” (la “Convocatoria”), con el fin de celebrar acuerdos de almacenamiento (el “Acuerdo de Almacenamiento”) por el servicio de potencia y reservas operativas y de corto plazo para el Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”), con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”), como parte compradora.

En línea con los objetivos dispuestos por la Ley Nº 24.065, el objeto de la Convocatoria es incorporar nuevas centrales de generación de almacenamiento de energía eléctrica en las regiones de BAS, Centro, La Pampa, Litoral, NEA, NOA y Cuyo, a fin de sumar una potencia de almacenamiento objetivo total de 700 MW, con el objetivo de mejorar la confiabilidad y condiciones del abastecimiento en el mediano y largo plazo en forma eficiente en el MEM, particularmente, en estas regiones.

En ese sentido, cabe recordar como antecedente la Convocatoria AlmaGBA, en la que se adjudicaron centrales de generación de almacenamiento para el área de Gran Buenos Aires por 713 MW (ver nuestros comentarios sobre esta convocatoria aquí y aquí)

A continuación, se detalla el cronograma de la Convocatoria y los puntos salientes, según lo dispone su Pliego de Bases y Condiciones (el “Pliego”) y el Acuerdo de Almacenamiento.

1. Cronograma de la Convocatoria

Período de consultas: 6 de marzo – 17 de abril de 2026.
Publicación de respuestas: 13 de marzo – 24 de abril de 2026.
Presentación de ofertas y Apertura Sobre “A”: 8 de mayo de 2026, a partir de las 10h y hasta las 14h.
Evaluación de Sobre “A”: hasta el 21 de mayo de 2026.
Publicación por parte de CAMMESA de calificación de ofertas Sobre “A”: 28 de mayo de 2026.
Apertura y evaluación de ofertas Sobre “B”: 5 de junio de 2026.
Adjudicación: 19 de junio de 2026.
Firma de Acuerdo de Almacenamiento: 25 de junio de 2026.

2. Potencia mínima y máxima por proyecto

La potencia mínima para ofertar será de 10 MW, mientras que la potencia máxima será la menor entre 150 MW o la indicada en cada nodo de conexión –según lo dispone el Anexo 3 del Pliego–.

3. Acuerdo de Almacenamiento

Los oferentes deben presentar junto con el Sobre “A” la carta oferta irrevocable del Acuerdo de Almacenamiento firmada, cuyo modelo se encuentra disponible como Anexo 2 del Pliego, y CAMMESA la aceptará en caso de resultar adjudicatarios.

El plazo del Acuerdo de Almacenamiento es de quince (15) años contados desde la fecha de habilitación comercial o desde la fecha objetivo (establecida al 1 de enero de 2027), lo que ocurra primero.

Bajo el Acuerdo de Almacenamiento deberá realizarse la provisión de energía suministrada y puesta a disposición de potencia comprometida durante al menos cuatro (4) horas consecutivas. Adicionalmente, se proveerá de energía regulante primaria y potencia reactiva.

En virtud de ello, el Acuerdo de Almacenamiento contempla pagos por: (i) potencia de almacenamiento disponible, calculado en U$S/MW-mes, en función del valor ofertado y otros factores (factor anual, estacionalidad, entre otros); (ii) energía suministrada, por 10 U$S/MWh; y (iii) energía aportada de regulación primaria de frecuencia (RPF) de al menos 30% de la potencia, remunerada a 5 U$S/MWh.

Respecto de los conceptos (ii) y (iii), se prevé que, a partir del 1 de enero de 2037, se remunerarán según el Mercado Spot.

El Acuerdo de Almacenamiento también dispone un esquema de pagos que el vendedor debe cumplir desde la adjudicación y hasta el mes correspondiente a la fecha de habilitación comercial. Dichos pagos serán reintegrados por CAMMESA en proporción decreciente, acorde a la fecha de habilitación comercial. La fecha de habilitación máxima se establece en el 31 de diciembre de 2029.

4. Garantía de Mantenimiento de Oferta

En la Convocatoria se establecen los requisitos mínimos que deberán cumplir los oferentes y las ofertas, entre los que se destaca la obligatoriedad de presentar una garantía de mantenimiento de oferta de 10.000 U$S/MW en función de la potencia de almacenamiento ofertada máxima mediante una garantía bancaria o un cheque bancario emitido a favor de CAMMESA. En caso de que un oferente presente más de una oferta y estas resulten alternativas excluyentes, se permitirá constituir una única garantía.

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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Milagros Piñeiro, Macarena Becerra Martínez, María Paz Albar Díaz, Victoria Barrueco, Rocío Valdez, Sol Villegas Leiva, Nair Ivanoff Ravnensky, Manuel Crespi y/o Fermín Bartos.

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