El proyecto apunta a reemplazar medidas de emergencia por reglas estables, con tarifas más cercanas a los costos reales y subsidios concentrados en quienes más los necesitan.
La Honorable Cámara de Diputados dio media sanción a un proyecto de ley que reorganiza cuatro aspectos centrales del sistema energético argentino: el régimen de subsidios al gas en zonas frías, la deuda acumulada en el mercado eléctrico mayorista, los incentivos al sector hidrocarburífero y la franquicia impositiva destinada a las energías renovables.
La propuesta busca que las tarifas se acerquen a los costos reales y que el Régimen de Zona Fría vuelva a un esquema más preciso: continuidad automática en las áreas históricamente reconocidas por frío extremo y focalización por vulnerabilidad socioeconómica en el resto del territorio. Al mismo tiempo, plantea regularizar la deuda con Cammesa, eliminar incentivos hidrocarburíferos que ya perdieron sentido en el contexto actual y extender los beneficios fiscales para renovables hasta 2045.
Una regla básica de la economía indica que, cuando un subsidio se vuelve universal, deja de cumplir una función social y termina convertido en un privilegio fiscal difícil de sostener. La ampliación del Régimen de Zona Fría en 2021 es un ejemplo claro: terminó subsidiando el consumo de calefacción de hogares de ingresos altos en zonas templadas y profundizó un déficit fiscal que termina siendo financiado por todos los argentinos. El proyecto de ordenamiento integral del sistema energético pone en discusión un tema incómodo, pero indispensable.
Al plantear tarifas vinculadas a costos reales y rediseñar la Zona Fría con un doble criterio —geografía estricta para el sur y vulnerabilidad socioeconómica para el resto—, la ley apunta a que el Estado gaste menos y asigne mejor los recursos. La nueva norma mantiene el subsidio en las zonas frías históricas, como la Patagonia, Malargüe y la Puna, y aplica un filtro más exigente de vulnerabilidad en las demás regiones del país.
Junto con el saneamiento de las deudas de las distribuidoras con Cammesa y señales más claras para la inversión y las energías renovables, el texto normativo apunta a resolver una carencia que el sector energético arrastra desde hace años: reglas claras, previsibilidad hasta 2045 y criterios estables para la asignación de subsidios.
El Poder Ejecutivo envió al Congreso un proyecto de ley para modificar el actual esquema de subsidios y regulación energética, organizado en cuatro ejes: la readecuación del régimen de subsidios al consumo de gas en zonas frías, la regularización de la deuda histórica del Mercado Eléctrico Mayorista, la extensión de la franquicia impositiva para las energías renovables y la derogación de dos regímenes de incentivo al sector hidrocarburífero.
Los cuatro puntos responden a una misma lógica: sustituir herramientas pensadas para situaciones de emergencia por reglas capaces de funcionar en condiciones de normalidad.
Primer eje: subsidio al consumo de gas y Zona Fría
En la actualidad, alrededor de 4,3 millones de usuarios de gas en el país reciben algún tipo de subsidio sobre su consumo. De ese total, cerca de 900.000 hogares pertenecen a la zona históricamente considerada de frío extremo: la Región Patagónica, el departamento de Malargüe en Mendoza y la región de la Puna. Allí, el beneficio se otorga de manera automática, sin importar el nivel de ingresos.
Los más de 3 millones de usuarios restantes fueron incorporados en 2021 por medio de la Ley 27.637, que amplió la cobertura a regiones con condiciones climáticas menos severas. En esas zonas, el subsidio alcanza hoy a hogares que acrediten ingresos inferiores a tres Canastas Básicas Totales para una familia tipo, mediante el registro del Subsidio Energético Focalizado, entre otros requisitos.
El régimen tiene su origen en la etapa en la que Gas del Estado prestaba el servicio de distribución. En aquel momento, el Estado fijaba tarifas diferenciales para las regiones más frías del país y las financiaba directamente con recursos del Tesoro. Tras la privatización del servicio en los años noventa, y con el Estado fuera del rol de prestador, ese mecanismo quedó desactualizado.
En 2002, en el marco de la Ley de Emergencia Pública, la pesificación y el congelamiento tarifario, el artículo 75 de la Ley 25.565 creó el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, conocido como Fondo Patagónico. Ese esquema reemplazó el financiamiento directo del Tesoro por un recargo sobre el precio del gas que pagan todos los usuarios del país, sin distinción de ubicación geográfica ni nivel de ingresos. En ese momento, el subsidio todavía conservaba una justificación climática y territorial concreta.
En 2021, la Ley 27.637, sancionada durante la presidencia de Alberto Fernández, extendió el beneficio a regiones que no tenían condiciones climáticas equivalentes a las de la zona núcleo original. Lo que hasta entonces era un régimen limitado a la Patagonia, Malargüe y la Puna pasó a abarcar automáticamente subzonas bioambientales definidas por la norma IRAM 11603 y adoptadas por Enargas como criterio de zonificación: subzonas IIIa, IVa, IVb, IVc, IVd, V y VI. El nuevo mapa incorporó sectores del sur bonaerense, áreas del centro del país y otras regiones que, si bien son más frías que el norte excluido del beneficio, no enfrentan las condiciones extremas que justificaron el régimen original.
Además de fijar un descuento del 50% para la zona núcleo, la ley estableció para las regiones incorporadas un descuento general del 30% para todos los usuarios de manera automática, y del 50% para quienes calificaran como vulnerables según los criterios de ingresos previstos en la norma. Así, el universo de hogares beneficiarios pasó de poco más de 800.000 a más de 4 millones, incluyendo usuarios de altos ingresos sin filtro socioeconómico, con acceso automático por ubicación geográfica y sin obligación de inscripción en ningún registro.
El Decreto 943/2025 creó en enero de 2026 el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados, que unificó los subsidios a la energía eléctrica, el gas natural, el gas propano indiluido por redes y el gas licuado de petróleo bajo un único criterio. Acceden al beneficio los hogares cuyos ingresos netos conjuntos sean inferiores a tres Canastas Básicas Totales para un hogar tipo 2 según Indec, además de aquellos con al menos un integrante con Certificado de Vivienda del ReNaBaP, Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur o Certificado Único de Discapacidad. El SEF reemplazó la segmentación anterior en tres niveles —N1, N2 y N3— por un esquema binario, más simple y verificable.
El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas se financia mediante un recargo sobre el precio del gas que pagan todos los usuarios del país. En su origen, ese recargo se fijó en $0,004 por cada metro cúbico de gas consumido por redes en todo el territorio nacional. Poco después, con la Ley 25.725 de 2003, se modificó a un porcentaje de hasta 7,5% sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte por cada metro cúbico de 9.300 kilocalorías, aplicado a la totalidad de los metros cúbicos consumidos o comercializados por redes o ductos en el país.
Ese porcentaje fue aumentando con el paso del tiempo. Según un informe de la Auditoría General de la Nación, en diciembre de 2017 el recargo era de 2,58%; en septiembre de 2018, de 2,96%; en junio de 2019, de 4,46%; y en agosto de 2021 llegó al 5,44%. Con las revisiones tarifarias de 2025 trepó al 7,5%, el tope legal vigente. Aun así, el fondo terminó con déficit: lo recaudado no alcanzó para cubrir todo el subsidio y el Tesoro tuvo que realizar aportes adicionales.
En abril de 2026, el DNU 266/2026 habilitó al Poder Ejecutivo a elevarlo hasta 11,25%, es decir, un 50% por encima del límite vigente, facultad que el proyecto en debate busca incorporar por ley.
Con esos recursos, el Estado compensa a las distribuidoras por la diferencia entre el precio subsidiado que cobran a los usuarios y el precio real del gas. El beneficio se calcula sobre la tarifa completa: precio del gas, transporte y distribución. Además, alcanza tanto al gas natural por redes como al gas propano indiluido y, en la zona núcleo, a los cilindros y garrafas de GLP. Durante algunos años, con tarifas congeladas en niveles desactualizados, ese porcentaje resultó suficiente para sostener el sistema.
Con tarifas todavía intervenidas, el costo fiscal de la ampliación de 2021 parecía administrable. Esa situación cambió cuando las tarifas comenzaron a acercarse a los costos reales: subsidiar el 50% de una tarifa congelada al 30% del costo real no genera el mismo impacto que subsidiar el 50% de una tarifa que empieza a reflejar su valor efectivo.
El gobierno de Javier Milei llevó adelante las Revisiones Tarifarias Quinquenales durante 2025, que ubicaron los cuadros tarifarios más cerca de los costos reales.
El resultado fue previsible. El fondo recauda a través del recargo que pagan todos los usuarios, transfiere esos recursos a las distribuidoras para compensarlas por vender gas a precio subsidiado y, con esos fondos, las distribuidoras les pagan a los productores.
Cuando el fondo entró en déficit y el Tesoro no cubrió la diferencia en tiempo y forma, las distribuidoras dejaron de recibir la compensación. Sin esos recursos, no pudieron pagarles a los productores. De esa manera, se quebró la cadena de pagos y el subsidio al usuario final terminó generando deuda hacia arriba en toda la industria.
Segundo eje: deuda del mercado eléctrico y cadena de pagos
El problema del sistema eléctrico argentino tiene una raíz similar. Durante años de emergencia económica, las tarifas de luz permanecieron fuertemente intervenidas y atrasadas respecto de la inflación y de los precios internacionales. Esa diferencia acumuló desequilibrios que afectaron la cadena de pagos del sector.
La consecuencia directa fue el deterioro progresivo de las finanzas. Las empresas distribuidoras, encargadas de llevar la electricidad al usuario final, priorizaron el sostenimiento mínimo del servicio por encima del pago completo de la energía adquirida a Cammesa, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. Así, acumularon una deuda histórica que se profundizó año tras año.
Los ajustes tarifarios recientes acercaron los cuadros de precios a los costos reales de distribución. Sin embargo, esa corrección no resolvió el pasivo acumulado: la deuda con Cammesa continúa vigente y, si los ingresos actuales se destinan a cancelarla, no queda margen suficiente para realizar inversiones urgentes en infraestructura eléctrica. Los recursos alcanzan para operar, pero no para sanear y modernizar el sistema al mismo tiempo.
El Gobierno tomó medidas para ordenar la cadena de pagos: primero, una resolución de emergencia en mayo de 2024 para las deudas más antiguas; luego, el DNU 186/2025, que estableció un plan de regularización más amplio, con hasta 72 cuotas.
A ese ahogo financiero se suma un eventual frente judicial. Las distribuidoras cuentan con argumentos para reclamar al Estado Nacional por daños derivados del incumplimiento de sus contratos de concesión durante el período de congelamiento tarifario, lo que abre la posibilidad de litigios millonarios. El resultado es un mercado eléctrico mayorista trabado: tarifas actualizadas que no pueden destinarse plenamente a mejorar el servicio, condicionadas por una deuda sistémica sin resolver y por un escenario de alta conflictividad judicial.
Tercer eje: incentivos a los hidrocarburos y cambio de contexto
El sector hidrocarburífero acumuló dos regímenes de incentivos que respondían a una realidad diferente de la actual. El primero, el Decreto 929/13, sancionado durante el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner y complementado por la Ley 27.007, permitía a las empresas que invirtieran al menos USD 250 millones en un proyecto exportar el 20% de su producción con retenciones del 0% y libre disponibilidad de las divisas generadas. El objetivo era atraer inversiones hacia Vaca Muerta en un momento en el que la producción de petróleo y gas caía y la formación recién comenzaba a desarrollarse.
El segundo, el Decreto 277/22 del gobierno de Alberto Fernández, creó el Radpip y el Radpign, regímenes de acceso preferencial al mercado de cambios para la producción incremental de petróleo y gas, diseñados para estimular la producción en un contexto de cepo cambiario.
El escenario actual es distinto. Vaca Muerta se encuentra en expansión productiva, el cepo cambiario fue levantado y la Ley 27.742, sancionada en 2024, incorporó el RIGI como marco de incentivos para grandes inversiones. Junto con sus decretos reglamentarios de 2025, ese esquema estableció condiciones más amplias y previsibles para el desarrollo energético. En ese contexto, los beneficios especiales previstos en aquellos decretos pasaron a representar un costo fiscal sin justificación para nuevos proyectos.
Qué propone el nuevo régimen de Zona Fría
Frente a este diagnóstico, el Poder Ejecutivo envió al Congreso un proyecto de ley que aborda de manera simultánea el desorden del Régimen de Zona Fría, el bloqueo financiero del Mercado Eléctrico Mayorista, los incentivos hidrocarburíferos que cumplieron su ciclo y la adecuación del esquema de promoción de energías renovables al nuevo contexto macroeconómico y regulatorio. Todos esos puntos comparten una misma orientación: reemplazar instrumentos nacidos en contextos de emergencia o fuerte intervención estatal por reglas pensadas para funcionar con mayor normalidad y previsibilidad de largo plazo.
En materia de Zona Fría, el proyecto reforma el artículo 75 de la Ley 25.565 y deroga parte de la Ley 27.637, que había extendido beneficios en 2021. La reforma conserva el subsidio histórico para la Región Patagónica, el departamento de Malargüe y la Puna, pero lo reorganiza en dos tramos. El primero alcanza a todos los usuarios residenciales de esas regiones, con una bonificación sobre el precio del gas que se paga directamente a los productores. El segundo, bajo el Sistema de Subsidios Focalizados, llega a los usuarios que cumplan los criterios de vulnerabilidad establecidos por el SEF: bajos ingresos, vivienda informal, condición de veterano de Malvinas o discapacidad certificada.
En ambos casos, el subsidio se calcula sobre el precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte, y no sobre la tarifa integral que incluye transporte y distribución. Ese cambio permite reducir el costo fiscal del beneficio sin retirar la asistencia a quienes efectivamente la necesitan. La ayuda apunta al consumo adicional que generan las condiciones climáticas de las zonas de frío extremo: mayor uso de gas, no cargos fijos de la factura que son iguales para todos los usuarios.
Finalmente, el fondo continúa financiándose con el tope del cargo del 7,5% sobre el gas consumido a nivel nacional, que el Poder Ejecutivo puede ajustar hasta un 50% según las condiciones del mercado.
Respecto del Mercado Eléctrico Mayorista, el proyecto propone salir del bloqueo mediante un mecanismo de compensación. El Estado calculará la diferencia entre lo que cada distribuidora recaudó durante los años de emergencia tarifaria y lo que le habría correspondido percibir si se hubiera aplicado su contrato de concesión sin interrupciones. Ese monto se acreditará contra la deuda que las distribuidoras mantienen con Cammesa por la compra de energía. La condición será que las empresas renuncien a la totalidad de los reclamos judiciales o administrativos vinculados con las emergencias tarifarias.
Los resultados que persigue la ley
El objetivo es triple: regularizar la cadena de pagos del MEM, despejar la incertidumbre judicial sobre el sector y liberar recursos actuales de las distribuidoras para inversiones en infraestructura. El proyecto también modifica el artículo 40 de la Ley 24.065 para que el costo de adquisición de la energía en el mercado mayorista se traslade automáticamente a las tarifas, cerrando así el mecanismo que permitió que las distribuidoras acumularan deuda con Cammesa en lugar de reflejar costos reales.
En cuanto a los hidrocarburos, el proyecto deroga el Decreto 277/22 y los artículos de la Ley 27.007 que incorporaban los beneficios del Decreto 929/13. Ambos regímenes fueron herramientas útiles en su momento, pero la Ley 27.742 de 2024 y sus decretos reglamentarios crearon un marco general de inversión energética que volvió redundantes esos incentivos específicos, mientras que su costo fiscal dejó de encontrar justificación en un mercado en expansión.
Por último, el proyecto extiende hasta el 31 de diciembre de 2045 los beneficios fiscales previstos en el artículo 17 de la Ley 27.191 para las energías renovables. El sector ya representa cerca del 20% de la generación eléctrica nacional y sus inversiones requieren horizontes largos: la estabilidad tributaria es una condición clave para el financiamiento. La prórroga también flexibiliza la cesión a privados de los contratos de abastecimiento celebrados por el sector público bajo esa ley, en línea con la política de promover contratos entre privados como herramienta de previsibilidad y financiamiento.
Durante décadas, el sistema energético argentino funcionó bajo la lógica de la excepcionalidad. Medidas que nacían como respuestas transitorias a una crisis terminaban convertidas en reglas permanentes, generando desequilibrios financieros, congelamientos tarifarios y distorsiones regulatorias. El proyecto de ley, que obtuvo media sanción en Diputados, busca iniciar una transición hacia un esquema de normalidad regulatoria y previsibilidad de largo plazo.
