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.
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:
- 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”).
- 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.
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.
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.
Nueva convocatoria a licitación pública para la selección de un comercializador-agregador para la importación de GNL y la comercialización de GNL regasificado en el mercado interno
El 9 de febrero de 2026, la Secretaría de Energía publicó la Resolución 33/2026 (la “Resolución 33”), que, en el marco de la emergencia declarada por el Decreto 49/2026 (ver nuestros comentarios aquí) continúa con el procedimiento de selección de un agente privado para la importación de gas natural licuado (“GNL”) y la comercialización de GNL regasificado en el mercado interno.
En este sentido, la Resolución 33 convoca a licitación pública, nacional e internacional (la “Licitación”) para seleccionar un único comercializador-agregador que utilice la capacidad asignada a la Terminal Escobar (la “Terminal”) para la regasificación, el almacenaje y el transporte del GNL, junto con su posterior comercialización en el mercado interno. Asimismo, la Resolución 33 establece los lineamientos que regirán la actividad asociada a la licitación (los “Lineamientos”), con los objetivos de:
- (i) Viabilizar la participación del sector privado en la importación y comercialización de GNL regasificado en el mercado interno;
- (ii) Establecer las condiciones necesarias para asegurar el abastecimiento de gas en los picos de consumo, sustituir combustibles líquidos en la generación térmica y fortalecer el mercado de gas de invierno; y
- (iii) Contribuir a la competitividad, seguridad en el suministro y confiabilidad en el mercado de gas natural.
A continuación, se detallan los aspectos más relevantes de la Licitación, conforme a los Lineamientos:
I. Objeto de la Licitación
La Licitación tiene por objeto seleccionar un único comercializador-agregador de carácter privado para llevar a cabo la importación de gas natural licuado (“GNL”) y la comercialización en el mercado interno del GNL regasificado, a través de la Terminal, durante el período que se extiende entre el 1° de abril y el 30 de septiembre de 2026 (el “Período Invernal”).
II. Condiciones generales de la Licitación
La Licitación tiene carácter nacional e internacional y cuenta con un plazo indicativo de cuarenta (40) días corridos contados a partir de la fecha de publicación de la Resolución 33.
Los oferentes deberán ser personas jurídicas privadas inscriptas como comercializadoras de gas natural en los términos del marco regulatorio aplicable al gas natural (Ley Nº 24.076, sus reglamentaciones, normas e instrucciones de la Secretaría de Energía, del Ente Nacional Regulador del Gas o del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad). La designación de un único comercializador-agregador no impide que dos o más interesados se agrupen para ejercer ese rol y presenten su propuesta conjunta en la licitación.
En caso de que se convoque una nueva licitación para el período invernal 2027, el adjudicatario tendrá derecho a igualar la mejor oferta.
III. Contrato de Servicios y Acceso de Uso de la Terminal
Dentro del plazo de cinco (5) días hábiles desde la adjudicación, el comercializador-agregador celebrará un contrato de servicios y acceso de uso a la capacidad de regasificación y almacenaje de la Terminal, incluyendo el transporte de GNL regasificado hasta el punto de entrega en Los Cardales (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. Para el resto de los meses, el comercializador-agregador y la Terminal podrán acordar el uso de la capacidad disponible para optimizar el uso de la Terminal en beneficio de todo el sistema.
En caso de que el comercializador-agregador no hiciere uso pleno de la capacidad asignada y que, a criterio de la Secretaría de Energía, estuviese en riesgo el abastecimiento de la demanda interrumpible de las distribuidoras, dicha secretaría podrá establecer lineamientos regulatorios para asegurar el abastecimiento mediante compra de volúmenes adicionales de GNL.
La Licitación se celebrará por la totalidad de la capacidad de las instalaciones durante el Período Invernal, y el adjudicatario abonará, como contraprestación, el precio establecido en el Contrato.
A tales efectos, la Licitación deberá incluir:
- (i) El modelo de Contrato, con los términos y condiciones aplicables a la prestación de los servicios y al uso de la Terminal por parte del adjudicatario; e
- (ii) Información detallada acerca del precio total proyectado para el año contractual, expresado en dólares estadounidenses, a ser abonado por el comercializador-agregador en concepto de los servicios de regasificación, transporte y demás servicios asociados a ser prestados por la Terminal conforme al Contrato, incluyendo las condiciones de pago aplicables.
IV. Criterios de selección
La Licitación incluirá una instancia de precalificación a fin de evaluar los antecedentes técnicos, comerciales y financieros de los interesados. El objetivo será asegurar que se traten de agentes con solvencia económica y con experiencia acreditada en el mercado global de GNL y/o en el mercado argentino de gas natural.
El criterio de adjudicación es el menor monto, expresado en dólares estadounidenses por millón de BTU – USD/MMBTU, ofertado por sobre el marcador internacional Title Transfer Facility (“TTF”) publicado por Intercontinental Exchange, Inc. (Londres). El valor en USD/MMBTU cotizado en la oferta deberá ser único y cubrir todos los costos que el oferente estime necesarios incluir en el precio de venta a los compradores locales.
V. Marcador internacional establecido para cada demanda
El marcador internacional para la fijación del precio de los contratos de suministro de GNL regasificado al mercado interno será el correspondiente al índice Dutch TTF Natural Gas Futures, conforme a lo dispuesto en el Decreto N° 49/2026.
En cuanto al período a considerar para las compras firmes realizadas por prestadoras del servicio de distribución, acordadas con anterioridad al inicio del Período Invernal, se deberá contemplar la antelación suficiente, de modo tal que el precio quede definido al momento de la presentación del Contrato ante el Ente Nacional Regulador del Gas o el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, según organismo que esté en funciones. A tal efecto, para la determinación del TTF, se tomará el promedio de los cierres de las cotizaciones diarias correspondientes al índice Dutch TTF Natural Gas Futures de los primeros cinco (5) días de cada mes de abastecimiento, contadas desde el primer día hábil posterior a la firma del Contrato.
Para el resto de los contratos firmes y ventas spot, se tomará el promedio de las cotizaciones diarias correspondientes al índice Dutch TTF Natural Gas Futures de los últimos cinco (5) días, tomados desde el segundo día hábil previo al día de apertura de la declaración del Costo Variable de Producción (“CVP”) quincenal de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (“CAMMESA”).
Cuando el día de apertura de declaración de CVP quincenal de CAMMESA caiga dentro de los primeros diez (10) días de cada mes, la referencia a utilizar será el contrato de futuros correspondiente a un (1) mes; en caso contrario, el contrato de futuros a dos (2) meses.
Para todos los casos, se deberá multiplicar el valor que resulte del TTF por el factor de ajuste de unidad de 0,293071. Asimismo, el valor resultante deberá ser ajustado para la conversión de moneda, multiplicando el tipo de cambio diario para la conversión de USD frente al EUR, publicado por el Banco Central Europeo correspondiente al mismo día de negociación o cierre del TTF.
VI. Obligaciones del comercializador-agregador
El comercializador-agregador deberá:
- (i) Hacerse cargo, a su exclusiva cuenta y riesgo, del cien por ciento de los costos proyectados de regasificación establecidos en el Contrato y en las condiciones de pago definidas en el Contrato;
- (ii) Hacer uso de los servicios de la Terminal conforme al Contrato;
- (iii) Suministrar el GNL regasificado en el mercado interno con entrega en Los Cardales, en los términos acordados libremente con sus clientes, de acuerdo al marco regulatorio aplicable al gas natural; y
- (iv) Remitir a la Secretaría la información requerida respecto al efectivo uso de la capacidad de la terminal, incluyendo el volumen de GNL a importar para la demanda de las prestadoras del servicio de distribución, con una antelación de cuarenta (40) días previos a la recepción de los volúmenes correspondientes.
VII. Comercialización de GNL en el mercado interno
Sin perjuicio de la flexibilidad prevista en los Lineamientos, el precio ofertado en la Licitación por quien resulte adjudicatario, sumado a la cotización del TTF, tendrá carácter de precio máximo para los contratos firmes de suministro del GNL regasificado, en el marco del régimen establecido por el Decreto 49/26.
Respecto a las prestadoras del servicio de distribución de gas, el precio del gas efectivamente entregado bajo los contratos de suministro de GNL regasificado será trasladado a las tarifas en concepto de pass-through de costo del gas en el marco de lo dispuesto en la Artículo 37 y 38 de la Ley 24.076 (T.O 2025) y su reglamentación, ya sea mediante su inclusión en el precio de gas en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) de los cuadros tarifarios o como diferencias diarias acumuladas (DDA), según corresponda en la aplicación de las normas referidas, a criterio del Ente Nacional Regulador Del Gas o del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, conforme al organismo que se encuentre en funciones oportunamente.
Para los contratos del segmento de generación de energía eléctrica, CAMMESA deberá definir el precio de referencia del GNL en base al precio ofertado por el adjudicatario de la Licitación, sumado al componente correspondiente al TTF. En caso de que existan ventas directas a CAMMESA para generación de energía eléctrica por parte del comercializador-agregador adjudicado, se valorizarán como tope en base a dicho precio de referencia y se regirán bajo las mismas condiciones comerciales utilizadas por CAMMESA para la compra de combustibles líquidos.
En el caso de compras propias directas de GNL por parte de generadores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) podrán declarar este combustible con la misma flexibilidad prevista para el resto de los combustibles propios, conforme a la Resolución 400/25.
El costo de abastecimiento derivado de la provisión de GNL regasificado no integrará la base del precio de gas que se considera para la aplicación de las bonificaciones establecidas en el marco del Decreto 943/25 y sus eventuales modificaciones.
VIII. Fracaso de la licitación
En caso de que las ofertas no sean acordes a los objetivos promovidos por los Lineamientos o fueran inconvenientes, la Licitación podrá declararse desierta y la Secretaría de Energía emitirá las instrucciones y la designación necesarias la importación de GNL y comercialización de GNL regasificado en el mercado interno.
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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Milagros Piñeiro, María Paz Albar Díaz, Manuel Crespi y/o Fermín Bartos.
Novedades sobre el Régimen de Importación y Comercialización de GNL
El día 27 de enero de 2026, mediante el Decreto 49/2026 (el “Decreto 49”), se prorrogó la emergencia del Sector Energético Nacional en los segmentos de transporte y distribución de gas natural hasta el 31 de diciembre de 2027, que había sido declarada por el Decreto 55/2023 y prorrogada por los Decretos 1023/2024 y 370/2025 sucesivamente (ver nuestros comentarios sobre estas normas, aquí, aquí y aquí).
Asimismo, el Decreto 49 establece las pautas para la fijación de un precio máximo para la venta en el mercado interno del gas natural resultante de la regasificación del gas natural licuado (“GNL”) que se importe a la República Argentina para el abastecimiento de los dos (2) próximos períodos invernales. De acuerdo con el Decreto 49, el precio máximo del gas natural regasificado no podrá ser superior al marcador internacional que la Secretaría de Energía considere, más un valor expresado en dólares estadounidenses por millón de BTU (British Thermal Unit) necesario para cubrir todos los costos de flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto del GNL regasificado hasta el punto de entrega ubicado en la localidad de Los Cardales, Provincia de Buenos Aires.
El Decreto 49 se enmarca en el proceso de reformas y adecuaciones dispuesto por el Decreto 451/2025 (ver nuestros comentarios aquí) mediante el que se aprobó el texto ordenado de la Ley N° 24.076 (Ley de Gas), que establece como uno de sus objetivo para la regulación del transporte y la distribución del gas natural, incentivar la eficiencia en el transporte, almacenamiento, distribución y uso del gas natural.
Según lo anterior, y a fin de viabilizar la participación de actores privados en la actividad que fue asumida por Energía Argentina S.A., sociedad que ha actuado como único importador de GNL a la República Argentina, para abastecer al mercado interno con GNL regasificado en los períodos de mayor demanda invernal, el Decreto 49 dispone la realización de un procedimiento competitivo para la selección de un actor privado que asuma la importación y comercialización de GNL durante los dos (2) próximos períodos invernales, a través de la utilización de la capacidad de regasificación de la terminal de Escobar.
Finalmente, el Decreto 49 dispone que la Secretaría de Energía será la encargada de dictar todas las normas aclaratorias y complementarias, así como adoptar las medidas e impartir las instrucciones necesarias a Energía Argentina para el pleno cumplimiento de lo dispuesto en el Decreto 49.
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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.
Nuevo Reglamento de Generación Distribuida en la Provincia de Buenos Aires – Generación Distribuida Comunitaria
El 14 de enero de 2026 se publicó la Resolución N° 17/2026 (la “Resolución 17”) del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos (la “Autoridad de Aplicación”) de la Provincia de Buenos Aires.
Entre las novedades más relevantes, la Resolución 17 aprueba el Reglamento de Generación Distribuida Comunitaria (el “Reglamento”), que habilita asociaciones de puntos de suministro independientes para generar energía eléctrica de fuente renovable, compartir la inversión y acreditar beneficios económicos por la inyección de excedentes a la red.
Cabe señalar que la Resolución 17 modifica parcialmente aspectos de la reglamentación ya existente de la Ley de Generación Distribuida N° 15.325, incluidos en el Decreto N° 2371/2022 y normas reglamentarias (para mayor información sobre estas normas, acceder aquí).
A continuación, se detallan las cuestiones más relevantes de la Resolución 17.
1. Generación Distribuida Comunitaria
- Generación Distribuida Comunitaria: Se define como la asociación de usuarios o a un mismo titular con dos o más puntos de suministro independientes de una misma distribuidora que se vinculan para producir energía eléctrica de origen renovable a través de un sistema de generación con una potencia superior a los 10 kW.
- Destino de la energía: La energía generada podrá destinarse al autoconsumo o a la inyección de excedentes a la red pública de distribución. En este último caso, se acreditarán los montos en dinero correspondientes en las facturas de cada usuario participante, de acuerdo con su porcentaje de participación.
2. Registro de Usuarios-Generadores de Energía Renovable
Todos los usuarios-generadores individuales deberán inscribirse en el Registro de Usuarios-Generadores de Energía Renovable (RUGER), a través del que obtendrán un certificado para acceder a los beneficios impositivos y fiscales establecidos. Este certificado será notificado mensualmente desde el registro a la agencia de recaudación provincial (ARBA).
3. Forma jurídica de la asociación comunitaria
La asociación de usuarios que integre un proyecto de Generación Distribuida Comunitaria podrá constituirse mediante un acuerdo privado de voluntades o de una persona jurídica creada a tal efecto, a elección de los integrantes. En ambos casos, se debe establecer la participación de cada usuario en el proyecto, la que determinará el porcentaje de asignación de los beneficios por la energía inyectada a la red.
4. Procedimiento de solicitud
Para poder ingresar al régimen, un Usuario Generador Comunitario Titular (“UGC-T”), en representación de todos los miembros, deberá iniciar la solicitud frente a la Distribuidora, la que deberá incluir el contrato o acuerdo de voluntades y una memoria técnica del proyecto.
Una vez ingresada la solicitud, la Distribuidora contará con 20 días hábiles para expedirse respecto de la factibilidad técnica. Una vez aprobada, el UGC-T deberá solicitar a la Distribuidora el estudio de factibilidad técnica y luego instalar los equipos. Una vez realizada la instalación, podrá solicitar la conexión del medidor bidireccional. Cumplido lo anterior, la Distribuidora deberá realizar la inscripción ante el RUGER para que puedan acceder al certificado correspondiente.
5. Medición y Facturación
El funcionamiento de la medición se mantiene a cargo de la Distribuidora, que deberá registrar el intercambio de energía. El UGC-T mantendrá la categoría tarifaria correspondiente a su potencia contratada, con los valores del cuadro tarifario vigente al momento del consumo. La valorización de la energía inyectada a la red, en cambio, será la determinada por la Autoridad de Aplicación.
Para cada período de facturación, la Distribuidora deberá descontar a cada miembro, antes de impuestos, los montos por el porcentaje de la energía inyectada a la red. Además, se aclara que el Fondo Provincial Compensador Tarifario se calcula sobre la totalidad de conceptos eléctricos correspondientes a la energía demandada, sin considerar el descuento de inyección.
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Para información adicional contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Manuel Crespi y/o Fermín Bartos.
Licitación pública de las Obras de Ampliación del Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica
El día 29 de diciembre de 2025 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 921/2025 (el “Decreto 921”), que dispone que las obras de ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica (las “Obras de Ampliación”), caracterizadas como prioritarias por la Resolución 715/2025 del Ministerio de Economía (la “Resolución 715” y el “ME”, respectivamente) (ver nuestros comentarios, aquí), serán realizadas bajo el régimen establecido en la Ley Nº 17.520 y sus modificatorias, de concesión de obra pública a título gratuito y mediante el procedimiento de Licitación Pública Nacional e Internacional.
Este decreto, junto con la Resolución 715 y la Resolución de la Secretaría de Energía 311/2025 (la “Resolución 311” y la “SE”, respectivamente, ver nuestros comentarios al respecto, aquí) se enmarca dentro del recientemente incorporado (mediante la adecuación realizada por el Decreto 450/25 en el marco de la delegación efectuada por el artículo 162 de la Ley de Bases) artículo 31 bis de la Ley 24.065, que establece que entre las diversas modalidades de ampliaciones del Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”) se deberá contemplar la modalidad dispuesta en la Ley N° 17.520 y sus modificatorias (ver nuestros comentarios al respecto aquí).
El Decreto 921 dispone que el ME será la Autoridad de Aplicación de los contratos de concesión que se firmen en este marco, facultándolo a dictar las normas complementarias y operativas necesarias para la implementación de la medida, mientras que delega facultades a la SE vinculadas a la licitación pública nacional e internacional de las Obras de Ampliación, que incluyen:
- Aprobar los Pliegos de Bases y Condiciones, y efectuar la convocatoria a licitación;
- Organizar la Comisión Evaluadora, establecer las pautas de su funcionamiento y asignar tareas a sus miembros;
- Calificar a los oferentes y resolver las impugnaciones de estas calificaciones;
- Dictar el acto de adjudicación;
- Suscribir los respectivos contratos de concesión de obra pública.
El encuadre legal y la delegación de facultades implementada por el Decreto 921 implican la ratificación por parte del Poder Ejecutivo Nacional de la implementación del modelo de concesión de obra pública a las Obras de Ampliación, dando lugar a los actos preparatorios para el llamado a licitación. Dentro de tales pasos, según lo instruido por la Resolución 311, próximamente:
- la SE deberá aprobar un nuevo apartado del “Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica” del Anexo 16 de “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios”, a fin de incorporar la modalidad de ampliaciones de transporte por concesión de obra pública;
- la Subsecretaría de Energía Eléctrica deberá elaborar, para aprobación de la SE, los documentos licitatorios para las obras “AMBA I”, “Línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O´Higgins” y “Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca”, con el objeto de contratar su construcción, operación y mantenimiento bajo el esquema concesional establecido por la Ley 17.520, pudiendo realizar consultas y solicitar asistencia de CAMMESA, organismos multilaterales, de financiamiento del desarrollo y/o agencias de crédito a la exportación, entre otros.
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Para más información, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Macarena Becerra Martínez, Victoria Barrueco o Manuel Crespi.
Concurso Público para la venta de las acciones de EA en CITELEC
El 23 de diciembre de 2025 el Ministerio de Economía dictó la Resolución 2090/2025 que llamó al Concurso Público Nacional e Internacional de Etapa Múltiple con Base N° 504/2-0002-CPU25 (el “Concurso”) para la venta de las acciones representativas del 50% del capital social de Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica CITELEC S.A. (“CITELEC”) que pertenecen a Energía Argentina S.A. (“EA” y las “Acciones EA”, respectivamente) y aprobó el Pliego de Bases y Condiciones (el “Pliego”) y el modelo de contrato de compraventa de acciones (el “Contrato de Compraventa”).
1. Antecedentes
Por medio del artículo 7 y el Anexo I de la Ley 27.742 se declaró a EA sujeta a privatización.
En ese marco, por Decreto 286/2025 se autorizó la privatización total de EA, a desarrollarse en etapas, mediante la separación de las actividades y bienes de cada unidad de negocio, garantizando la continuidad de la prestación de los servicios y la ejecución de las obras en curso. Consecuentemente, la norma citada autorizó la venta de las Acciones EA (ver nuestros comentarios aquí).
Posteriormente, la Resolución 1050/2025 del Ministerio de Economía dispuso el inicio del proceso, instruyendo la preparación de los documentos licitatorios y el llamado a concurso público nacional e internacional, con base y de etapa múltiple, para la venta de las Acciones EA (ver nuestros comentarios aquí).
2. Aspectos más relevantes de la Convocatoria
2.1. Cronograma del Concurso
- Fecha límite para la formulación de consultas al Pliego: 13 de marzo de 2026, hasta las 16:00 horas;
- Plazo máximo para la presentación de ofertas: 23 de marzo de 2026 a las 9:30 horas; y
- Acto de apertura del Sobre 1: 23 de marzo a las 10:00 horas.
2.2. Objeto. Precio base
A la fecha, la composición accionaria de CITELEC se distribuye entre EA y Pampa Energía S.A., cada una con 277.756.431 acciones, representando el 50% del capital social.
El objeto del Concurso es la venta de las Acciones EA (38.771 de clase A, 236.054.194 clase B y 41.663.466 clase C).
CITELEC es la sociedad controlante de Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A. (“TRANSENER”), concesionaria del servicio público de transporte de energía eléctrica en alta tensión, con el 52,65% de su capital accionario. Además, CITELEC controla indirectamente la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires S.A. (“TRANSBA”).
Así, el Concurso tiene por objeto concretar el mandato legislativo de privatización de ciertas sociedades bajo control estatal dado por la Ley 27.742 e involucra la acciones de CITELEC, empresa co-controlante de activos de suma relevancia para el sector eléctrico, como lo son TRANSENER y TRANSBA.
El Pliego fijó el precio base de las Acciones EA en US$ 206.200.000.
2.3. Requisitos para ser oferente
Podrán presentar ofertas en el Concurso tanto sociedades nacionales constituidas conforme a la Ley 19.550 como extranjeras, siempre que acrediten capacidad para obligarse en la República Argentina y se inscriban en el sistema Contrat.Ar.
En caso de resultar adjudicatario, el oferente extranjero deberá constituir una sociedad local antes de la suscripción del Contrato de Compraventa.
Si la oferta es presentada por una agrupación de personas, todas ellas deberán cumplir los requisitos legales y financieros exigidos. Asimismo, deberán constituir una sociedad en Argentina, respetando los porcentajes informados en la oferta.
No podrán participar personas inhabilitadas para contratar con la Administración Pública Nacional, ni aquellas sujetas a control de estados soberanos, ni quienes incurran en prácticas corruptas o se encuentren alcanzados por los impedimentos previstos en el Pliego.
2.4. Requisitos financieros
Los oferentes, a efectos de ser designados como oferentes preseleccionados y pasar así a la segunda estapa, deberán acreditar el cumplimiento de los siguientes requisitos financieros en sus estados contables correspondientes al último ejercicio cerrado:
- Patrimonio neto igual o superior al precio base; e
- Índice de solvencia mayor o igual a 1.
A su vez, deberán presentar los estados contables correspondientes a los últimos tres ejercicios cerrados o, en su defecto, certificación contable de su situación patrimonial.
2.5. Estructura del procedimiento
El Concurso será llevado a cabo a través de la plataforma Contrat.Ar y es de etapa múltiple por lo que los oferentes deberán presentar su oferta en dos sobres diferenciados:
- Sobre 1: Con la documentación legal y financiera que acredita la capacidad jurídica y económica del oferente requerida en el Pliego;
- Sobre 2: Con la oferta económica, que no podrá ser inferior al precio base. El precio debe estar expresado en dólares estadounidenses y será pagadero en pesos argentinos, al tipo de cambio vendedor billete informado por el Banco de la Nación Argentina al cierre del día hábil anterior al cierre de la operación.
2.6. Garantía de Mantenimiento de Oferta
Todos los oferentes deben constituir una garantía equivalente al 10% del precio base, en favor y a satisfacción del Ministerio de Economía. Esta garantía debe presentarse como parte integrante de la oferta, con una vigencia de 180 días contados desde la fecha de presentación, prorrogable automáticamente por igual plazo.
La garantía de mantenimiento de oferta podrá instrumentarse mediante depósito bancario, garantía bancaria irrevocable e incondicional o carta de crédito stand-by.
2.7. Criterio de adjudicación
Resultará adjudicatario aquel oferente que, habiendo resultado preseleccionado luego de la evaluación del Sobre 1, haya presentado la oferta económica más elevada por las Acciones EA.
2.8. Condiciones suspensivas y cierre
El cierre de la transacción está condicionado al cumplimiento previo de diversas condiciones suspensivas, entre ellas:
- Obtención de la autorización del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (o su continuador, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad y del Gas);
- Verificación del cumplimiento de declaraciones y garantías efectuadas por ambas partes; y
- Cumplimiento de los compromisos y obligación asumidos por las Partes bajo el Contrato de Compraventa o el Pliego.
2.9. Transacción de reventa
De conformidad con el Contrato de Compraventa, si el comprador de las Acciones EA realizara una transacción de reventa de las Acciones EA dentro de un plazo de 24 meses a contar desde el cierre, deberá abonar el equivalente al 50% de la diferencia entre el precio de compra de las Acciones EA y el precio obtenido por la transacción de reventa.
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Para más información, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Federico Otero, Julián Razumny, Milagros Piñeiro, Macarena Becerra o Marcos Quiroga Pizzorno.
Normalización del Mercado Eléctrico Mayorista: pautas complementarias para la gestión de combustibles
El 10 de diciembre de 2025, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 501/2025 (la “Resolución 501”) de la Secretaría de Energía de la Nación (la “SE”), que complementa el apartado 3.1 de las “Reglas para la Normalización del MEM y su Adaptación Progresiva” (las “Reglas”), aprobadas por la Resolución SE N° 400/25 (ver nuestros comentarios sobre esta norma aquí), en relación al esquema de gestión descentralizada y competitiva de combustibles en la generación térmica.
En tal sentido, la Resolución 501 se enmarca en el período de transición dispuesto por el Decreto N° 450/2025 (ver nuestros comentarios sobre esta norma aquí) y las disposiciones de las Reglas referidas gestión de combustibles, con el fin de establecer criterios de remuneración de la generación térmica que permitan a las empresas una mayor eficiencia en la adquisición de combustibles y fijar el mecanismo de transferencia a la oferta del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) de los distintos contratos de compraventa de combustible suscriptos por Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista Sociedad Anónima (“CAMMESA”) para alcanzar una descentralización completa en la compra de combustibles, habilitando gradualmente el acceso a un esquema de rentas basado en costos marginales horarios y al mercado a término.
En este contexto, el apartado 3.1 de las Reglas habilita a los productores a retirar volúmenes de gas comprometidos en contratos del Plan Gas, ya sea de manera individual o mediante acuerdos entre productores y generadores, bajo condiciones pactadas entre ellos (el “Gas Retirado”). Asimismo, se previó la posibilidad de que los generadores térmicos al spot gestionen el gas natural necesario para su producción a través de acuerdos con CAMMESA para acceder a volúmenes dentro del Plan Gas (el “GN Acuerdo”), considerándose tal alternativa como gestión propia del combustible, siendo el transporte asociado al GN Acuerdo gestionado por CAMMESA.
De esta forma, la Resolución 501 introduce pautas complementarias al esquema de retiro de volúmenes del Plan Gas, según detallamos a continuación:
- Cesión de contratos: Los productores que opten por retirar volúmenes de gas podrán solicitar a CAMMESA la cesión de su posición contractual a favor de un generador.
- Despacho por utilización de Gas Retirado: La utilización de Gas Retirado por parte de las unidades de generación será considerada gestión propia de gas y se despachará en el MEM de acuerdo al costo variable de producción (“CVP”) declarado.
- CVP de generadores con contratos MEM: Los generadores térmicos con contratos de abastecimiento con CAMMESA solo podrán declarar un CVP del Gas Retirado correspondiente al GN Acuerdo y no tendrán derecho a renta marginal por su despacho. A tal fin, el CVP tendrá un valor máximo basado en el mix de precios de referencia del Gas Acuerdo y un valor mínimo del setenta y cinco (75%) de dichos valores de referencia, aunque se admiten excepciones cuando el precio del Gas Retirado ofertado mejore los costos del MEM.
- Despacho de Gas Retirado: Los volúmenes de Gas Retirado serán despachados en las mismas condiciones que el resto de los contratos del Plan Gas administrados en forma centralizada. Si el volumen requerido por el despacho de generación térmica del MEM es igual o menor a las obligaciones mínimas contractuales del Plan Gas y el CVP de las unidades generadoras que operan con el Gas Retirado permite su despacho en el MEM, estos contratos cumplirán sus obligaciones mínimas o en igual proporción que el resto de los contratos del GN Acuerdo, pudiendo la unidad generadora ser completada con GN Acuerdo para permitir su despacho.
- Remuneración: La remuneración de los generadores con gestión propia de combustible con Gas Retirado será proporcional al volumen propio consumido. En caso de que CAMMESA deba afrontar costos por gas no consumido de los contratos del Plan Gas -debido a la baja demanda-, los volúmenes de Gas Retirado para unidades generadoras cuyo CVP declarado les permita ser despachadas, y se encuentren en igual situación, serán incluidos para su reconocimiento.
- Prioridad de despacho: La falta de disponibilidad de generación competitiva por parte del generador con Gas Retirado no implica el otorgamiento de prioridad de despacho a dicho generador.
- Irrevocabilidad del Gas Retirado: La opción de retiro del gas por parte del productor tiene carácter irrevocable, salvo que se modifiquen las condiciones de gestión del MEM establecidas en las Reglas de manera que la operatoria resulte inviable.
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Para más información, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Milagros Piñeiro, Macarena Becerra, María Paz Albar Díaz, Rocío Valdez, Victoria Barrueco, Sol Villegas Leiva y/o Manuel Crespi.