Milei estira la emergencia eléctrica y hay un nuevo escenario para las empresas energéticas

La emergencia energética, que comenzó como una herramienta para atravesar la crisis recibida por el Gobierno en diciembre de 2023, seguirá formando parte del funcionamiento cotidiano del mercado eléctrico argentino durante casi un año y medio más.

A través del Decreto de Necesidad y Urgencia 585/2026, publicado este lunes 13 de julio en el Boletín Oficial, y firmado por el presidente Javier Milei, el Poder Ejecutivo extendió hasta el 31 de diciembre de 2027 el régimen excepcional que alcanza a la generación, el transporte y la distribución de electricidad bajo jurisdicción federal.

La decisión involucra de manera directa a las distribuidoras Edenor y Edesur, a Transener y las transportistas regionales; a las generadoras térmicas, hidroeléctricas y renovables; a los grandes usuarios industriales y a compañías como Pampa Energía, Central Puerto, AES Argentina, YPF Luz, Genneia y MSU Energy, entre otros actores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

También impacta sobre CAMMESA, la empresa reguladora del mercado que seguirá ocupando una posición central durante la transición, aunque el objetivo oficial consiste precisamente en reducir de manera gradual su intervención como compradora de combustibles, intermediaria contractual y administradora de buena parte del riesgo financiero del sistema.

La norma no dispone, por sí sola, un nuevo aumento tarifario, una licitación o una modificación contractual específica.

Pero preserva el marco legal que permite al Gobierno tomar esas decisiones mediante resoluciones administrativas, sin esperar una reforma integral del sector.

Para las empresas eléctricas, la prórroga implica previsibilidad sobre la dirección de la política energética, pero no necesariamente estabilidad en sus condiciones económicas.

De todos modos, el rumbo oficial ya está definido y pasa por tarifas más vinculadas con los costos; subsidios concentrados en usuarios considerados vulnerables; mayor disciplina de pago de las distribuidoras; contratos bilaterales entre oferta y demanda y una transferencia progresiva de riesgos desde CAMMESA hacia los agentes privados.

En este sentido, el Decreto extiende formalmente una emergencia que, en el segmento eléctrico, venció el pasado 9 de julio, con lo cual el Gobierno igualó su plazo con el régimen excepcional vigente para el transporte y la distribución de gas natural.

Mantener reglas de transición

El Gobierno no presenta la prolongación de la emergencia como un freno al proceso de desregulación sino como un instrumento necesario para continuar modificando el funcionamiento del mercado sin generar una ruptura regulatoria.

Esto se debe a que el sector eléctrico se encuentra atravesando dos procesos simultáneos en el que, por un lado, el Gobierno pretende reconstruir la capacidad económica de las empresas mediante tarifas que reflejen una mayor proporción de los costos reales de generación, transporte y distribución.

Por otro, busca desarmar el esquema mediante el cual CAMMESA centralizó durante años la compra de combustibles, la contratación de generación y la cobertura de los incumplimientos de pago de distribuidoras y cooperativas.

En este sentido, la Secretaría de Energía aprobó en octubre de 2025 las "Reglas para la Normalización del MEM y su Adaptación Progresiva", vigentes desde el 1° de noviembre de ese año, régimen que habilitó una mayor participación del mercado a término, contratos bilaterales y nuevas formas de remuneración de la energía y la potencia.

A su vez, el Decreto 450/2025 estableció un período de transición regulatoria de 24 meses, que vence el 7 de julio de 2027, para adaptar el marco eléctrico a las modificaciones introducidas en la Ley 24.065.

La emergencia, sin embargo, se extenderá casi seis meses más que esa transición, margen que permitirá al Gobierno conservar herramientas excepcionales durante la etapa posterior a la entrada en vigencia plena del nuevo modelo, especialmente para corregir precios, reorganizar contratos y enfrentar eventuales problemas de abastecimiento.

Qué significa para Edenor y Edesur

Para las principales distribuidoras de electricidad del país, la prórroga mantiene abierto un escenario de actualización tarifaria, revisión de costos e imposición de metas de inversión y calidad.

Ambas empresas son las más directamente alcanzadas por la jurisdicción federal mientras que el resto depende, en términos regulatorios y tarifarios, de las provincias, aunque todas participan de manera directa o indirecta del MEM y deben pagar a CAMMESA la energía que compran.

El punto central para Edenor y Edesur es que el Gobierno continuará reduciendo la distancia entre los costos reconocidos del sistema y lo que finalmente pagan los usuarios.

Esto puede mejorar los ingresos regulatorios de las compañías, pero también incrementa su exposición política y comercial.

Una tarifa más alta permite financiar inversiones y recomponer márgenes, aunque aumenta simultáneamente el riesgo de morosidad, incobrabilidad y caída del consumo.

De todos modos, la extensión hasta fines de 2027 anticipa que la recomposición no será considerada concluida con esos ajustes ya que el Gobierno sostiene que durante años las tarifas no reflejaron los costos reales y que ese atraso provocó deterioro de redes, pérdida de calidad y falta de inversiones.

Para Edenor y Edesur, ese diagnóstico puede justificar mayores ingresos reconocidos, pero también controles más estrictos sobre el destino de los fondos.

En otras palabras, las compañías podrán reclamar tarifas suficientes, aunque tendrán menos margen para postergar obras comprometidas o atribuir todos los problemas de calidad al congelamiento tarifario.

La cadena de pagos como condición central

Uno de los datos más relevantes del decreto es la recuperación de la cobranza de CAMMESA.

Según la norma, en diciembre de 2023 el organismo cobraba aproximadamente el 48% de las transacciones facturadas.

Luego de los acuerdos de regularización de deudas, la recomposición tarifaria y los cambios en los subsidios, ese nivel habría aumentado hasta cerca del 97%.

El salto es determinante para las empresas generadoras y transportistas ya que cuando una distribuidora no paga la energía comprada, CAMMESA pierde capacidad para cancelar sus obligaciones con los productores eléctricos.

En los años de mayor desequilibrio, el Tesoro debió cubrir parte de esa diferencia mediante transferencias pero ahora la emergencia permitirá sostener los regímenes especiales de regularización y aplicar garantías sobre los distribuidores morosos.

Para las distribuidoras provinciales y las cooperativas eléctricas, el mensaje es claro: el Gobierno pretende evitar una nueva acumulación de deuda con CAMMESA.

Eso supone que las provincias también enfrentarán presión para autorizar tarifas compatibles con los costos mayoristas.

De lo contrario, las empresas locales podrían volver a quedar atrapadas entre un precio de compra creciente y facturas finales insuficientes para cubrirlo.

Para los generadores, una cobranza cercana al 97% representa una mejora decisiva frente a la situación de 2023.

Sin embargo, la prórroga deja en evidencia que el Gobierno todavía no considera consolidada esa recuperación y que entiende que la disciplina de pagos es una condición indispensable para atraer nuevas inversiones privadas.

Una central eléctrica, un parque renovable o un sistema de almacenamiento difícilmente puede obtener financiamiento de largo plazo si el comprador final de la energía no asegura el cumplimiento de sus obligaciones.

Más mercado y menos CAMMESA

De todos modos, la mayor transformación para las empresas de generación será la progresiva reducción del papel de CAMMESA como intermediaria: el nuevo modelo busca que los generadores vuelvan a contratar su propio combustible, negocien acuerdos de abastecimiento y participen de manera más activa en el mercado a término.

Durante años, la compañía estatal-mixta compró gas natural y combustibles líquidos para abastecer a las centrales térmicas y también firmó contratos de energía en representación de la demanda y administró distintos mecanismos de remuneración.

Para empresas integradas como Pampa Energía o YPF Luz, que cuentan con vínculos con la producción de gas o con grupos que participan en distintos segmentos energéticos, ese cambio puede representar una ventaja competitiva.

Una generadora capaz de asegurar gas a un precio eficiente podrá mejorar su margen y su posición en el despacho.

En cambio, las compañías sin acceso directo al combustible deberán asumir una mayor volatilidad y fortalecer sus equipos comerciales, logísticos y financieros.

En este sentido, el decreto señala que la Secretaría de Energía deberá avanzar en la transferencia a la oferta del MEM de los contratos de compra de combustibles actualmente administrados por CAMMESA.

También deberá desarrollar criterios de remuneración que incentiven una adquisición más eficiente de gas natural, gas natural licuado, gasoil y fueloil.

El gas define el costo de la electricidad

La prórroga eléctrica hasta diciembre de 2027 fue alineada con la emergencia del transporte y la distribución de gas natural porque ambos mercados funcionan como partes de un mismo sistema.

La generación térmica continúa siendo una pieza sustancial de la matriz eléctrica argentina, por lo cual, la disponibilidad de gas, la capacidad de los gasoductos y los contratos de transporte condicionan el costo de producción y la seguridad del abastecimiento.

En 2025, las centrales eléctricas consumieron aproximadamente 42,3 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, un incremento interanual del 1,5%, de acuerdo con los datos incorporados al decreto.

Aunque disminuyó el uso de gasoil y fueloil, el sistema sigue necesitando combustibles alternativos cuando no existe gas suficiente o cuando aparecen restricciones en los gasoductos.

La reconfiguración del transporte gasífero vigente desde el 1° de mayo de 2026 modificó la asignación de capacidad y obligó a CAMMESA y a Enarsa a rescindir un contrato de transporte firme sobre el Gasoducto Perito Moreno.

Para las generadoras, esto obliga a revisar la disponibilidad efectiva de combustible en cada región y el costo de mantener las centrales operativas durante los picos de demanda.

Para Transportadora de Gas del Norte —TGN—, Transportadora de Gas del Sur —TGS— y los productores de Vaca Muerta, el vínculo con el mercado eléctrico adquiere mayor relevancia comercial.

Una mayor contratación directa puede abrir oportunidades para acuerdos entre productores, transportistas y generadores. Pero también aumenta la complejidad contractual de un mercado que durante años descansó sobre compras centralizadas.

Transener y un cuello de botella

Si bien el transporte eléctrico aparece como el principal límite físico para el crecimiento de la generación, no alcanza con construir centrales térmicas, parques solares, proyectos eólicos o baterías si luego la energía no puede ser evacuada hacia los centros de consumo.

Por eso, el decreto reconoce que las principales estaciones transformadoras del Sistema Argentino de Interconexión operan con niveles de carga superiores al 90%.

Durante 2025 sólo se incorporaron 154 kilómetros de líneas y 1.580 MVA de capacidad de transformación, una expansión que el propio Gobierno califica como insuficiente frente a las necesidades estructurales.

La demanda máxima histórica del SADI alcanzó 30.257 MW el 10 de febrero de 2025.

El decreto sostiene que, frente a ese pico, el margen disponible fue de apenas 4,4%, un nivel reducido para enfrentar fallas, temperaturas extremas o indisponibilidades de generación. CAMMESA confirma el récord de potencia registrado a las 14:47 de aquel día.

Para Transener, Transba y las transportistas regionales —Transnoa, Transnea, Transpa, Distrocuyo, Transcomahue y otras concesionarias—, la emergencia prolonga un período de revisión de ingresos e inversiones.

El Gobierno pretende que las nuevas ampliaciones se financien principalmente mediante capital privado y contratos de concesión de obra pública.

Entre las obras consideradas prioritarias se encuentran:

• AMBA I
• La línea de 500 kV Río Diamante-Charlone-O'Higgins
• El corredor Puerto Madryn-Choele Choel-Bahía Blanca

El modelo oficial prevé licitaciones nacionales e internacionales para que inversores privados construyan, operen y mantengan las líneas, bajo supervisión de las transportistas existentes y sin una asignación directa de recursos públicos.

Esto abre un negocio potencial para constructoras, fondos de infraestructura, bancos, proveedores electromecánicos y operadores especializados.

Pero plantea una dificultad clave: definir quién pagará las obras.

El costo podrá recaer sobre la demanda, los generadores beneficiados, contratos de largo plazo o cargos específicos de transporte. La estructura final será determinante para saber si los proyectos resultan financiables.

Baterías para ganar tiempo

Mientras las grandes líneas de alta tensión siguen en proceso de estructuración, el Gobierno apuesta por los sistemas de almacenamiento como respuesta temporal a los nodos críticos.

La convocatoria AlmaSADI adjudicó acuerdos de almacenamiento para prestar servicios de potencia, reserva operativa y respuesta de corto plazo en el MEM.

Los proyectos deberán instalar baterías en zonas donde la red enfrenta restricciones y donde resulta necesario incorporar capacidad flexible hasta que se construyan las ampliaciones estructurales.

El negocio atrajo a empresas energéticas, desarrolladores tecnológicos e inversores interesados en un segmento todavía incipiente en la Argentina.

La emergencia hasta 2027 mejora la continuidad regulatoria de esos contratos, que serán administrados por CAMMESA.

Al mismo tiempo, confirma que el almacenamiento no sustituirá a las líneas de alta tensión.

Las baterías pueden aportar reservas, reducir picos y estabilizar nodos, pero no resuelven por sí solas la necesidad de transportar grandes volúmenes de energía entre regiones.

Grandes usuarios con más posibilidades

Las industrias electrointensivas también quedarán alcanzadas por la transformación.

La normalización del MEM promueve que los grandes usuarios contraten una mayor parte de su suministro en el mercado a término.

Esto amplía las posibilidades de negociar directamente con generadores térmicos o renovables, acordar precios de largo plazo y reducir la exposición al precio estacional.

Para compañías siderúrgicas, mineras, automotrices, químicas, cementeras, alimenticias y grandes centros comerciales, la contratación directa puede convertirse en una herramienta de competitividad.

Sin embargo, también exige una administración energética más sofisticada con empresas que deberán analizar perfiles horarios de consumo, garantías, riesgo de contraparte, cargos de transporte, potencia contratada y mecanismos de ajuste.

Los grandes usuarios ya participan del costo del transporte eléctrico según su demanda y su vinculación con las redes del MEM.

Con una infraestructura saturada y nuevas obras financiadas por privados, ese componente podría adquirir mayor peso en sus costos futuros.

La normalización también les permitirá acceder a una oferta más diversa de contratos. Pero una mayor libertad contractual significa que las decisiones equivocadas dejarán de ser absorbidas por un esquema general administrado por CAMMESA.

Subsidios focalizados

Otro eje central es la reducción de la brecha entre el precio mayorista de la electricidad y lo que efectivamente paga la demanda.

El decreto afirma que, en mayo de 2026, el Precio Estacional con bonificaciones aplicado a los usuarios residenciales subsidiados cubría aproximadamente sólo el 24% del precio de referencia correspondiente a esa demanda.

El resto debía ser compensado mediante subsidios o aportes al sistema.

La continuidad de la emergencia permitirá coordinar los precios estacionales con el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados creado a fines de 2025.

El objetivo consiste en abandonar subsidios generalizados y sostener ayuda únicamente para los hogares que cumplan los requisitos económicos definidos por el Estado.

Para Edenor, Edesur y las distribuidoras provinciales, el nuevo esquema agrega complejidad operativa.

Las empresas deben identificar beneficiarios, aplicar bonificaciones, corregir inconsistencias y facturar diferentes niveles de cobertura sin deteriorar la cobranza.

Para los comercios y las industrias, el rumbo supone una reducción gradual de subsidios y una mayor aproximación al costo real del suministro.

Por eso, aunque el DNU no anuncie un aumento concreto, su lógica anticipa nuevas correcciones en los precios mayoristas y en las tarifas finales.

Exponer la fragilidad del sistema

Más allá de todas las consecuencias que la medida tiene para el sector y para las empresas, la decisión oficial deja una conclusión incómoda.

Después de más de dos años y medio de emergencia energética, el Gobierno reconoce que la Argentina todavía no cuenta con márgenes suficientes de generación, transporte, financiamiento y cobertura tarifaria como para abandonar el régimen excepcional.

La cobranza de CAMMESA mejoró; los subsidios comenzaron a reducirse; se habilitaron nuevas reglas de mercado y se adjudicaron proyectos de almacenamiento.

Pero las redes continúan saturadas; parte del parque generador está envejecido y las ampliaciones estructurales todavía no ingresaron en una etapa capaz de modificar la capacidad del sistema.

En este contexto, las distribuidoras tendrán que transformar mayores ingresos tarifarios en inversiones y calidad.

Las generadoras deberán prepararse para contratar combustibles y vender energía con menos intermediación estatal.

Las transportistas enfrentarán la necesidad de operar redes exigidas mientras se licitan nuevas líneas.

Y los grandes usuarios deberán participar de un mercado más abierto, pero también más expuesto a precios y riesgos reales.