El 25 de septiembre se publicó la Resolución 264/2026 de la Secretaría de Energía de la Nación, que crea el Régimen de Demandas Extratendenciales (XDEM) dentro del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Con la norma, el abastecimiento eléctrico de los grandes proyectos corporativos deja de ser un simple insumo comercializable y pasa a ser una obligación de infraestructura y de estructuración contractual.

El régimen alcanza a los proyectos con demandas iguales o superiores a 80 MW, equivalentes al 0,5% de la demanda media del MEM. Impacta de lleno en la minería a gran escala, los data centers y los desarrollos de oil and gas en expansión.

Un doble objetivo

Según explicó Sebastián Álvarez, socio de Brons & Salas, la medida persigue dos fines estratégicos. “Por un lado, blindar las reservas de potencia del sistema eléctrico nacional para garantizar la prioridad y continuidad del suministro a los usuarios residenciales, pymes y comercios ante escenarios de estrés energético; por el otro, trasladar de manera obligatoria el costo de la expansión de la capacidad de generación al sector privado”, señaló el abogado.

En otras palabras, el Estado le pide a los grandes consumidores que financien su propio abastecimiento en lugar de sobrecargar la infraestructura existente.

Los tres ejes de la norma:

1- Suficiencia y nueva oferta obligatoria. Los nuevos usuarios o ampliaciones encuadrados en el régimen deberán respaldar, por vía contractual o mediante autogeneración, al menos el 80% de su consumo mensual con nueva infraestructura de generación.

2- Potencia firme diferenciada. Los proyectos mineros e industriales (XDEM-Producción) deberán acreditar potencia firme por el 100% de su demanda máxima. Para los centros de procesamiento de datos y de inteligencia artificial (XDEM-Datos), el umbral sube al 115%.

3- Régimen sancionatorio severo. Apartarse de los Planes Especiales de Abastecimiento (PEA) tendrá costos altos. Tomar energía del mercado spot sin el respaldo contractual exigido implicará recargos de entre el 50% y el 100%, junto con incrementos de hasta el 400% en los cargos por potencia no respaldada. Además, estos usuarios serán los primeros en sufrir restricciones de suministro ante escenarios de estrés hídrico o térmico.

Plazos ajustados e impacto en el RIGI

Las empresas que ya tienen solicitudes de acceso a la red en trámite cuentan con solo 60 días corridos para presentar sus proyecciones y planes energéticos a cinco años.

El cambio también alcanza a los proyectos del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Su costo de capital inicial (CAPEX) deberá incorporar el financiamiento y la estructuración de contratos de compraventa de potencia de largo plazo (PPA) o de plantas de generación propias.

Para Álvarez, esto redefine las reglas de juego. “Un proyecto ya no dependerá únicamente de los incentivos fiscales, sino de su capacidad técnica y contractual para autoabastecerse”, advirtió. Agregó que la viabilidad jurídica y económica de estas inversiones exigirá una ingeniería contractual robusta y un conocimiento profundo de la normativa del MEM.