El Poder Ejecutivo Nacional reglamenta el Régimen de Zona Fría y aprueba el modelo de fideicomiso para subsidios de gas
El 26 de octubre de 2026 entró en vigencia el Decreto Nº 1266/2026 (el “Decreto”), que reglamenta el Capítulo I de la Ley Nº 27.828, relativo a las modificaciones al Régimen de Zona Fría, y aprueba el modelo de contrato de fideicomiso del Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas (el “Fondo Fiduciario”).
El Decreto establece los procedimientos para la percepción e ingreso de los recargos destinados a financiar el Fondo Fiduciario, así como para la determinación y el pago de las compensaciones previstas en el régimen. En particular, contempla el financiamiento de las bonificaciones aplicables a los consumos de gas comprendidos en el Régimen de Zona Fría y de los beneficios previstos para determinados usuarios residenciales, conforme a las condiciones establecidas en la Ley Nº 27.828.
En materia de recargos, la reglamentación identifica a los productores e importadores de gas natural como agentes de percepción, con las excepciones previstas para las operaciones destinadas a la exportación de gas natural o gas natural licuado (“GNL”) y para las importaciones de GNL regasificado, según corresponda. El recargo debe discriminarse separadamente en las facturas y no integra el precio de venta del gas. Los agentes de percepción deben ingresar los importes recaudados y presentar declaraciones juradas mensuales ante la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), conforme al procedimiento establecido.
Por otra parte, el Decreto designa a la Secretaría de Energía como autoridad de aplicación del Régimen de Zona Fría, con facultades para determinar las compensaciones y/o bonificaciones aplicables y dictar las normas complementarias o aclaratorias necesarias. La reglamentación también establece la intervención del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) en la revisión de la información presentada por las distribuidoras y subdistribuidoras para determinar las compensaciones. Estas empresas deberán continuar aplicando las bonificaciones en las facturas de los usuarios finales y actuarán como agentes de información, pero ya no recibirán ni administrarán los fondos: las compensaciones se abonarán directamente a las empresas proveedoras de gas.
Asimismo, se aprueba un nuevo modelo de contrato de fideicomiso entre el Estado Nacional, en carácter de fiduciante, y el Banco de la Nación Argentina, en carácter de fiduciario. El nuevo contrato reemplaza al instrumento vigente para adecuarlo a las modificaciones introducidas por la Ley Nº 27.828, sin crear un nuevo fondo fiduciario ni extinguir o liquidar el existente. Se preservan la continuidad jurídica, patrimonial y operativa del Fondo, así como sus activos, derechos, créditos y obligaciones, sin que la sustitución implique una novación ni afecte los derechos y obligaciones preexistentes. A su vez, el Decreto deroga el Decreto Nº 486/2021 y mantiene vigente el Decreto Nº 786/2002 en todo lo que no resulte incompatible con la Ley Nº 27.828.
Finalmente, el Decreto invita a las empresas proveedoras de gas natural, gas propano indiluido por redes y gas licuado de petróleo a adherir al contrato de fideicomiso como condición para acceder a las compensaciones previstas en el régimen, adhesión que deberá ser previa a la comercialización de gas en dicho marco. Del mismo modo, invita a las provincias a adherir al Régimen de Zona Fría. El Fondo Fiduciario continuará vigente hasta el 31 de diciembre de 2031, sin perjuicio del plazo adicional para completar la liquidación de las operaciones, obligaciones y reclamos devengados durante su vigencia.
La Secretaría de Energía modifica las reglas de normalización del Mercado Eléctrico Mayorista y acelera la contratación a término
El 21 de octubre de 2026 se publicó en el Boletín Oficial y entró en vigencia la Resolución N° 293/2026 de la Secretaría de Energía (la “Resolución” y la “SE”, respectivamente). La Resolución modifica las “Reglas para la Normalización del MEM y su Adaptación Progresiva” (las “Reglas”), aprobadas por la Resolución SE N° 400/2025. Se centra en tres ejes: la declaración de costos de los generadores, el ingreso de grandes usuarios al Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) y la contratación en el Mercado a Término.
En primer lugar, se modifican los márgenes dentro de los cuales los generadores con gestión propia de combustible pueden declarar su Costo Variable de Producción. El margen para declarar por debajo del valor de referencia se amplía y el admitido por encima se reduce en forma gradual. Durante 2026, la banda se mantiene entre el 75% y el 125% del valor de referencia. En 2027 pasará a ser del 50% al 117,5%, y desde 2028, del 25% al 110%. El adicional para el GN Acuerdo se mantiene en 0%, y el régimen opcional para combustibles líquidos no se modifica.
En segundo lugar, se aprueba un procedimiento simplificado que permite el ingreso mensual de Grandes Usuarios Mayores (“GUMA”) y Menores (“GUME”) al MEM, en reemplazo de las ventanas trimestrales. El cambio más relevante es la eliminación de la aprobación tácita: el ingreso requerirá una resolución expresa de la SE, previa publicación de la solicitud en el Boletín Oficial, plazo en el que los agentes del MEM podrán formular oposiciones fundadas. La oposición suspende la solicitud cuestionada y debe ser resuelta por el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad dentro de los 20 días corridos. Si el ente no se expide en ese plazo, la oposición se tiene por válida. El procedimiento rige desde el 1 de diciembre de 2026, por lo que las primeras incorporaciones bajo este régimen podrán producirse a partir del 1 de febrero de 2027.
Por último, se acelera la ampliación de la contratación bilateral. El límite de producción mensual que puede contratarse con Grandes Usuarios del MEM (GUMA, GUME y Grandes Usuarios Particulares, GUPA) se aplica a la generación térmica al Spot y a la hidroeléctrica al Spot no comprendida en la Generación Asignada, en ambos casos con ingreso anterior al 1 de enero de 2025. Ese límite se mantiene en el 20% hasta el 31 de marzo de 2027, sube al 60% desde el 1 de abril de 2027 y al 80% desde el 1 de abril de 2028. Desde el 1 de enero de 2029, un año antes de lo previsto originalmente, podrá contratarse sin límites porcentuales con cualquier tipo de Demanda Spot. Para la generación térmica, estos límites comprenden también los contratos con distribuidores para sus Grandes Usuarios de Distribuidoras (“GUDI”). La generación hidroeléctrica, en cambio, podrá contratar con distribuidores para sus GUDI sin límite porcentual. Ambas mantienen la posibilidad de contratar la totalidad de su producción con distribuidores para abastecer la Demanda Estacionalizada No Cubierta.
El ENReGE pone en consulta pública la actualización del Reglamento para el Almacenaje de Gas Natural, que incorpora las instalaciones offshore de GNL
El 15 de octubre de 2026 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 767/2026 del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (la “Resolución” y el “ENReGE”, respectivamente). La Resolución pone en consulta pública el proyecto de actualización del “Reglamento para el Almacenaje de Gas Natural” (el “Reglamento”).
Hasta el momento, el almacenaje de gas natural se regía por dos regímenes paralelos: el Reglamento, aplicable a las instalaciones en tierra, y el régimen especial de la Resolución N° 338/2012 de la Secretaría de Energía (la “SE”) para las instalaciones offshore de Gas Natural Licuado (“GNL”). El proyecto busca unificar ambos en un solo marco registral y de control técnico de seguridad, con independencia de dónde se ubiquen las instalaciones. En esa línea, la SE informó que impulsará la derogación de la Resolución SE N° 338/2012.
Así, el Reglamento pasa a comprender expresamente el “almacenaje costa afuera, fijo o móvil”, y excluye las instalaciones de almacenaje a bordo asociadas a la propulsión del buque y al “bunkering”. Para las instalaciones flotantes, el proyecto adopta un esquema basado en certificaciones internacionales. El almacenador deberá acreditar, bajo declaración jurada, las certificaciones vigentes emitidas por Sociedades de Clasificación miembros de la International Association of Classification Societies Ltd., conforme a los instrumentos de la Organización Marítima Internacional, junto con la documentación de la Prefectura Naval Argentina, cuando corresponda. Además, cada terminal deberá contar con un Análisis Cuantitativo de Riesgo que la evalúe como un sistema integral y se actualice al menos cada cinco años. También se exigen coberturas de seguro específicas para las terminales en aguas jurisdiccionales y sus unidades flotantes.
Por otra parte, los buques metaneros que ingresen transitoriamente a aguas jurisdiccionales, exclusivamente para operaciones de comercio exterior, no deberán inscribirse en el Registro de Almacenaje de Gas Natural de la República Argentina (“RAGNar”). Esta excepción no alcanza a las unidades afectadas habitualmente a operaciones de GNL dentro del territorio nacional.
Asimismo, quienes a la fecha de entrada en vigencia del Reglamento operen o hayan construido instalaciones de almacenaje deberán declararlas en el RAGNar dentro de los 20 días hábiles administrativos. De lo contrario, quedarán automáticamente inhabilitadas. Cabe recordar que, conforme la Resolución SE N° 145/2025, la inscripción en el RAGNar es requisito para obtener la autorización de exportación de GNL.
Los interesados podrán presentar observaciones dentro de los 30 días hábiles administrativos siguientes a la publicación de la Resolución, a través de la Mesa de Entradas Virtual del ENReGE. Los comentarios no tendrán carácter vinculante.
Para mayor información, por favor contactar a Francisco J. Romano.
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The National Executive Branch regulates the Cold Zone Regime and approves the trust agreement template for gas subsidies
On October 26, 2026, Decree No. 1266/2026 (the “Decree”) entered into force, regulating Chapter I of Law No. 27,828 concerning amendments to the Cold Zone Regime and approving the model trust agreement for the Trust Fund for Gas Consumption Subsidies (the “Trust Fund”).
The Decree establishes the procedures for collecting and remitting the surcharges allocated to the Trust Fund, as well as for determining and paying compensation under the regime. In particular, it provides for the financing of discounts applicable to gas consumption covered by the Cold Zone Regime and benefits available to certain residential users, subject to the conditions set forth in Law No. 27,828.
With respect to surcharges, the regulations identify natural gas producers and importers as collection agents, subject to the applicable exceptions for exports of natural gas or liquefied natural gas (“LNG”) and imports of regasified LNG. The surcharge must be itemized separately on invoices and does not form part of the sale price of natural gas. Collection agents must remit the amounts collected and file monthly sworn statements with the Tax and Customs Collection and Control Agency (ARCA), in accordance with the prescribed procedures.
The Decree also designates the Federal Department of Energy as the enforcement authority of the Cold Zone Regime, empowering it to determine the applicable compensation and/or discounts and to issue supplementary or clarifying regulations. The regulations further provide for the involvement of the National Gas and Electricity Regulatory Entity (ENReGE) in reviewing information submitted by distributors and subdistributors to determine compensation. These entities must continue applying discounts to end users’ bills and act as information agents, but will no longer receive or manage the funds: compensation will be paid directly to gas supplier companies.
In addition, the Decree approves a new model trust agreement between the National State, as settlor, and Banco de la Nación Argentina, as trustee. The agreement replaces the existing instrument to reflect the amendments introduced by Law No. 27,828, without creating a new trust fund or extinguishing or liquidating the existing one. The Trust Fund’s legal, financial and operational continuity is preserved, together with its assets, rights, credits and obligations. The replacement does not constitute a novation or affect pre-existing rights and obligations. The Decree also repeals Decree No. 486/2021 and keeps Decree No. 786/2002 in force to the extent not inconsistent with Law No. 27,828.
Finally, the Decree invites companies supplying natural gas, undiluted propane gas through distribution networks, and liquefied petroleum gas to adhere to the trust agreement as a condition for accessing compensation under the regime, which adherence must take place before marketing gas under the regime. It also invites the provinces to adhere to the Cold Zone Regime. The Trust Fund will remain in force until December 31, 2031, with an additional period as necessary to complete the liquidation of operations, obligations and claims accrued during its term.
The Federal Department of Energy amends the Wholesale Electricity Market normalization rules and accelerates term contracting
On October 21, 2026, Resolution No. 293/2026 of the Federal Department of Energy (the “Resolution” and the “SE”, respectively) was published in the Official Gazette and became effective. The Resolution amends the “Rules for the Normalization of the WEM and its Progressive Adaptation” (the “Rules”), approved by SE Resolution No. 400/2025. It focuses on three areas: generators’ cost declarations, the entry of large users into the Wholesale Electricity Market (“WEM”), and contracting in the Term Market.
First, the Resolution amends the ranges within which generators that manage their own fuel may declare their Variable Production Cost. The margin for declaring below the reference value is expanded, while the margin allowed above it is gradually reduced. During 2026, the range remains between 75% and 125% of the reference value. In 2027 it will be 50% to 117.5%, and from 2028 onwards, 25% to 110%. The additional margin for GN Acuerdo remains at 0%, and the optional regime for liquid fuels is not amended.
Second, the Resolution approves a simplified procedure allowing Major Large Users (“GUMA”) and Minor Large Users (“GUME”) to join the WEM on a monthly basis, replacing the quarterly windows. The most relevant change is the elimination of tacit approval: entry will require an express resolution by the SE, following publication of the application in the Official Gazette, during which WEM agents may file well-founded objections. An objection suspends the challenged application and must be resolved by the National Gas and Electricity Regulatory Entity within 20 calendar days. If the entity fails to rule within that period, the objection will be deemed valid. The procedure will apply from December 1, 2026, so the first entries under this regime may take effect as from February 1, 2027.
Finally, the Resolution accelerates the expansion of bilateral contracting. The cap on the monthly output that may be contracted with WEM Large Users (GUMA, GUME and Particular Large Users, GUPA) applies to Spot thermal generation and Spot hydroelectric generation not included in the Allocated Generation, in both cases acceding the WEM before January 1, 2025. The cap remains at 20% until March 31, 2027, and rises to 60% from April 1, 2027, and to 80% from April 1, 2028. As from January 1, 2029, one year earlier than originally scheduled, such generation may contract with any type of Spot Demand without percentage caps. For thermal generation, these caps also cover contracts with distributors for their Distributor Large Users (“GUDI”). Hydroelectric generation, by contrast, may contract with distributors for their GUDI without a percentage cap. Both may continue to contract their entire output with distributors to supply the Uncovered Seasonal Demand.
ENReGE launches public consultation on updated Natural Gas Storage Regulations, incorporating offshore LNG facilities
On October 15, 2026, Resolution No. 767/2026 of the National Gas and Electricity Regulatory Entity (the “Resolution” and “ENReGE”, respectively) was published in the Official Gazette. The Resolution submits to public consultation a draft update of the “Regulations for Natural Gas Storage” (the “Regulations”).
To date, natural gas storage has been governed by two parallel regimes: the Regulations, which apply to onshore facilities, and the special regime under Federal Department of Energy (“SE”) Resolution No. 338/2012 for offshore Liquefied Natural Gas (“LNG”) facilities. The draft seeks to merge both into a single registration and technical safety framework, regardless of where the facilities are located. In this regard, the SE stated that it will promote the repeal of SE Resolution No. 338/2012.
Accordingly, the Regulations will now expressly cover “fixed or mobile offshore storage”, while excluding onboard storage facilities associated with vessel propulsion and “bunkering”. For floating facilities, the draft adopts a framework based on international certifications. The storage operator must evidence, under sworn statement, valid certifications issued by Classification Societies that are members of the International Association of Classification Societies Ltd., in accordance with the instruments of the International Maritime Organization, together with documentation from the Argentine Naval Prefecture, where applicable. In addition, each terminal must have a Quantitative Risk Analysis that assesses it as an integrated system and is updated at least every five years. Specific insurance coverage is also required for terminals in jurisdictional waters and their floating units.
Furthermore, LNG carriers temporarily entering Argentine jurisdictional waters exclusively for foreign trade operations will not be required to register with the Natural Gas Storage Registry of the Argentine Republic (“RAGNar”). This exemption does not extend to units regularly engaged in LNG operations within the national territory.
In addition, parties that are operating or have built storage facilities when the Regulations enter into force must declare them with the RAGNar within 20 administrative business days. Otherwise, those facilities will be automatically disqualified. Notably, under SE Resolution No. 145/2025, RAGNar registration is a prerequisite for obtaining LNG export authorizations.
Interested parties may submit comments within 30 administrative business days from the publication of the Resolution, through ENReGE’s Virtual Filing Desk. Such comments will not be binding.
For further information, please refer to Francisco J. Romano.
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