Energías renovables en Argentina: RenovAr, MATER, generación distribuida y RIGI

Reglas clave

1. Leyes 26.190 y 27.191: objetivos, beneficiarios y los beneficios que vencieron

Definiciones. Las fuentes renovables son fuentes no fósiles aprovechables en forma sustentable: eólica, solar térmica, solar fotovoltaica, geotérmica, mareomotriz, undimotriz, de las corrientes marinas, hidráulica, biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración, biogás y biocombustibles (salvo los usos regidos por la Ley 26.093). Los proyectos hidráulicos cuentan solo hasta 50 MW (Ley 26.190, art. 4(a) y (b), sustituido por la Ley 27.191, art. 2).

Metas nacionales. 8% del consumo nacional de electricidad al 31 de diciembre de 2017 (Ley 26.190, art. 2) y 20% al 31 de diciembre de 2025 para la "Segunda Etapa" (Ley 27.191, art. 5). CAMMESA calcula el cumplimiento en forma mensual, sumando toda la generación renovable conectada a la red nacional (incluidas las ventas al mercado spot y la autogeneración instalada después del 1 de enero de 2017) y dividiéndola por la demanda mayorista; debe enviar un balance anual a la autoridad antes del 10 de febrero de cada año (Res. 281/2017, art. 10). Las fuentes no contienen ninguna meta posterior a 2025 (sin confirmar).

Beneficiarios. Personas humanas o jurídicas titulares de inversiones o concesiones de obras nuevas de generación renovable aprobadas por la autoridad, ubicadas en Argentina, cuya producción se destine al mercado mayorista (MEM) o a un servicio público (Ley 26.190, art. 8). Quedan excluidas las personas en quiebra o sometidas a ciertos procesos penales tributarios (art. 11).

El paquete de beneficios (Ley 26.190, art. 9, sustituido por la Ley 27.191, art. 4, y modificado para la Segunda Etapa por la Ley 27.191, art. 6):

• Devolución anticipada del IVA sobre las inversiones del proyecto, después de al menos dos períodos fiscales (inversiones de 2018 a 2021) o tres períodos fiscales (inversiones de 2022 a 2025) (art. 6(1)).
• Amortización acelerada en el Impuesto a las Ganancias, combinable con la devolución del IVA (art. 9(1.2)): bienes muebles en al menos cuatro cuotas anuales (2018 a 2021) o cinco (2022 a 2025 y, para proyectos iniciados antes de 2026, inversiones realizadas desde el 1 de enero de 2026); obras de infraestructura sobre el 70% o el 80% de la vida útil estimada (art. 6(2)).
• Traslado de quebrantos extendido a 10 años (art. 9(2)).
• Bienes excluidos de la base del impuesto a la ganancia mínima presunta (art. 9(3)); intereses y diferencias de cambio del financiamiento del proyecto deducibles a los fines de las reglas de pérdida de capital de la ley de sociedades (art. 9(4)); exención del antiguo impuesto del 10% sobre dividendos para los dividendos reinvertidos (art. 9(5)). Estos tres puntos remiten a impuestos o reglas que ya no forman parte del régimen general (sin confirmar).
• Certificado fiscal del 20% del componente nacional de las instalaciones electromecánicas si el proyecto acredita un 60% de integración nacional (o al menos un 30% cuando no existe producción nacional), cedible una sola vez y utilizable contra el Impuesto a las Ganancias, el IVA e impuestos internos (art. 9(6)). Los certificados los emite la Secretaría de Energía según la Res. SGE 479/2019 y ARCA los registra según la Resolución General Conjunta 4618/2019 (BO 30 de octubre de 2019).

Límite temporal. Los beneficios de la Segunda Etapa se aplican a proyectos con inicio efectivo de ejecución entre el 1 de enero de 2018 y el 31 de diciembre de 2025. Inicio efectivo significa haber erogado al menos el 15% de la inversión total prevista, acreditado mediante declaración jurada (Ley 26.190, art. 9, primer párrafo; Ley 27.191, art. 6). Los beneficios quedan sujetos a esa condición y exigen una garantía del 100% de los beneficios otorgados (Decreto 531/2016, Anexo I, art. 9). El incumplimiento implica la pérdida de los beneficios, el pago de los impuestos ahorrados más intereses y la ejecución de la garantía, y ARCA puede exigir el pago sin el procedimiento ordinario de determinación de oficio (Ley 26.190, art. 10; Decreto 531/2016, Anexo I, art. 10).

Qué queda para proyectos nuevos. Para un proyecto que empieza después del 31 de diciembre de 2025, las fuentes no muestran ninguna prórroga del art. 6. La Res. SE 306/2025 (BO 18 de julio de 2025) todavía delega en la Subsecretaría de Energía Eléctrica la facultad de otorgar Certificados de Inclusión y de fijar valores de inversión de referencia y beneficios máximos por MW (art. 1(a) y (e)), lo que confirma que el régimen se sigue administrando para los proyectos existentes, pero no extiende la ventana (sin confirmar).

Reglas que no dependen de la ventana de beneficios:

• Sin tributos, gravámenes ni regalías específicos sobre el acceso y la utilización de fuentes renovables, nacionales, provinciales o municipales, hasta el 31 de diciembre de 2045 (Ley 27.191, art. 17, extendido por la Ley 27.828, art. 6). Esto no impide cobrar un canon por el uso de tierras públicas donde se ubica la planta (art. 17, segundo párrafo). Si las provincias deben cumplirlo depende de su adhesión (art. 21) (sin confirmar).
• Traslado de aumentos impositivos. Los beneficiarios, cualquiera sea la fecha de inicio de su proyecto, pueden trasladar al precio del contrato los mayores costos derivados de aumentos posteriores de impuestos nacionales, provinciales o municipales; en los contratos con CAMMESA el generador puede pedir un nuevo precio, enviando la información antes del último día hábil de cada mes (Ley 27.191, art. 13).
• Despacho. La energía renovable intermitente se despacha como la hidráulica de pasada (art. 18). No se exige respaldo de potencia firme para la autogeneración renovable ni para los contratos renovables de grandes usuarios; los costos de reserva los soporta todo el sistema (art. 19; Decreto 531/2016, Anexo II, arts. 18 y 19).
• La exención de derechos de importación del art. 14 (bienes de capital para proyectos renovables) rigió solo hasta el 31 de diciembre de 2017 (art. 16). Las rondas posteriores remitieron al Decreto 814/2017 para el tratamiento arancelario de los bienes importados (Res. SGE 100/2018, art. 5) (sin confirmar).
• Cesión de contratos. Desde la Ley 27.828, art. 7, la autoridad puede autorizar en forma excepcional la cesión de contratos de abastecimiento firmados bajo la Ley 27.191 si la parte del sector público acredita que de ello depende la finalización de un proyecto en curso.

2. La obligación de los grandes usuarios (Ley 27.191, arts. 8 a 12)

Todos los usuarios de electricidad deben contribuir al cumplimiento de las metas (art. 8). Los grandes usuarios del MEM y los grandes clientes de las distribuidoras con demanda de 300 kW o más deben alcanzar en forma individual el cronograma: 8% del consumo propio a 2017, 12% a 2019, 16% a 2021, 18% a 2023 y 20% al 31 de diciembre de 2025. El mínimo alcanzado en cada fecha de corte "no podrá ser disminuido en el período siguiente" (art. 8, último párrafo), lo que sugiere que el piso del 20% sigue después de 2025, pero ninguna norma de las fuentes fija el cronograma posterior a 2025 (sin confirmar).

A estos efectos, el umbral de 300 kW es la demanda media del año calendario anterior: la energía anual dividida por las horas del año (Res. 281/2017, art. 2). Pueden autogenerar, comprar a un generador, a través de una distribuidora, a un comercializador o a CAMMESA (art. 9). Sus contratos no pueden fijar un precio promedio superior a USD 113 por MWh; la autoridad podía modificar ese tope para contratos nuevos dos años después de la reglamentación y hasta el final de la Segunda Etapa (art. 9, segundo párrafo). Las fuentes no resuelven si el tope sigue vigente después de que la Segunda Etapa terminó el 31 de diciembre de 2025 (sin confirmar). Ninguna norma puede restringir estos contratos (art. 10).

Penalidad por incumplimiento. Los MWh faltantes se cobran al costo variable de producción de la generación con gasoil importado, promedio ponderado del año calendario anterior (art. 11). La autoridad fija el valor antes del 31 de enero de cada año; hay una tolerancia anual del 10% que puede compensarse al año siguiente (Decreto 531/2016, Anexo II, art. 11, puntos 5, 9 y 10). El valor actual de la penalidad no figura en las fuentes (sin confirmar).

Compras conjuntas (vía por defecto). Los grandes usuarios que no hacen nada quedan cubiertos por las "compras conjuntas" de CAMMESA (contratos RenovAr y similares) y pagan un cargo de comercialización y un cargo de administración (Res. 281/2017, arts. 3 a 5). El cargo de comercialización máximo es de USD 6/MWh (2019 a 2020), 10 (2021 a 2022), 14 (2023 a 2024) y 18 (2025 a 2030); los usuarios con potencia media mensual inferior a 20 MW pagan un cargo reducido de C máx × (20% + 80% × P media / 20 MW) (art. 5(2)). El cargo de administración es de USD 0,05/MWh para 2019 a 2024 y cero para 2025 a 2030 (art. 5(3)). Las fuentes no explican cómo aplica CAMMESA estos cargos después de que la Res. SE 400/2025 reasignó los contratos RenovAr a la demanda regulada (sin confirmar).

Salida de las compras conjuntas. Un "gran usuario habilitado" (GUH) incluido en la lista que CAMMESA publica cada febrero puede salir de las compras conjuntas y contratar en forma individual o autogenerar. El aviso debe darse al menos 30 días antes del trimestre; la salida dura como mínimo cinco años; el regreso requiere tres meses de preaviso (Res. 281/2017, Anexo, arts. 15, 17 y 21). La salida elimina los dos cargos y otorga un descuento en el cargo de reserva de potencia (art. 19). Los grandes usuarios de una distribuidora (GUDI) que salen deben convertirse en agentes del MEM (art. 23). Un usuario también puede firmar contratos MATER sin salir, pero en ese caso sigue pagando los cargos y no recibe descuento (art. 25).

3. MATER: el mercado privado de PPA renovables (Res. MEyM 281/2017 y normas posteriores)

Centrales elegibles (Anexo, art. 3): habilitación comercial posterior al 1 de enero de 2017; inscripción en el RENPER (el registro nacional de proyectos renovables creado por el art. 9 de la resolución); que no estén ya comprometidas bajo otro contrato por la misma potencia (las ampliaciones no contratadas califican con medición separada). Las centrales cuyos contratos GENREN (Res. 108/2011) o del Decreto 562/2009 vencen pueden ingresar al MATER desde el mes siguiente, pagando un cargo trimestral de ingreso de USD 500/MW durante dos años (art. 3(e), sustituido por la Res. SE 360/2023; Disp. SSEE 5/2025, arts. 1 y 2). Las centrales RenovAr que rescinden bajo la Res. SE 257/2026 ingresan en las mismas condiciones (art. 4).

Qué puede hacer un generador MATER (Anexo, art. 5): vender mediante contratos a término a grandes usuarios o autogeneradores; comprar a otros generadores renovables o comercializadores, o venderles; vender excedentes a CAMMESA hasta el 10% de su producción (art. 5(d)); y vender cualquier excedente restante en el mercado spot. Para las centrales con habilitación comercial desde el 1 de enero de 2025 ya no se aplica la venta del 10% a CAMMESA, y la energía spot se paga al precio marginal sin piso ni techo (Res. SE 400/2025, Anexo I, punto 6.2).

Las condiciones contractuales son libres (duración, prioridades, precio), sujetas al tope de precio del art. 9 de la Ley 27.191 cuando corresponde, pero los volúmenes se limitan a la energía renovable que el generador produce o compra (Anexo, art. 29). La liquidación es mensual, sin correspondencia horaria y sin traslado de faltantes ni excedentes entre meses (art. 31). La energía contratada la factura directamente el vendedor al comprador (art. 32). Desde la Res. SE 400/2025 las renovables siguen sin poder vender contratos de potencia firme; los compradores conservan el descuento de potencia de la Res. 281/2017 (Anexo I, punto 8.4.1(e)). Las distribuidoras ahora pueden contratar energía renovable directamente con generadores (Res. SE 400/2025, art. 15, que sustituye la Res. SE 370/2022, art. 2), incluso para la demanda estacional no cubierta (Anexo I, punto 8.3.1(c)).

No se exige respaldo firme para los contratos MATER ni para la autogeneración (Anexo, art. 14). Los cargos fijos de transporte y de regulación de frecuencia de las centrales MATER se reconocen sobre la misma base que los de las centrales de compras conjuntas (art. 13).

Prioridad de despacho (Res. 281/2017, arts. 7 y 8; Anexo, arts. 6 a 11). La prioridad importa solo cuando un corredor de transporte o un punto de conexión está congestionado, y solo hasta que entra en servicio la ampliación que elimina la restricción (art. 6). En caso de congestión, las siguientes centrales tienen prioridad igual entre sí y superior a la de las centrales MATER sin prioridad: renovables anteriores a 2017 e hidráulicas de pasada, centrales GENREN que ingresan después de 2017, centrales de compras conjuntas (RenovAr), centrales de la Res. 202/2016 y centrales MATER que obtuvieron prioridad (art. 7). Procedimiento:

1. Presentar ante CAMMESA los datos del proyecto, la constancia de haber iniciado el trámite de acceso a la capacidad de transporte ante el ENRE con los estudios eléctricos del Procedimiento Técnico 1 de CAMMESA, y la constancia de haber iniciado la inscripción en el RENPER (Anexo, art. 7).
2. CAMMESA evalúa las presentaciones en forma trimestral, en los primeros 20 días hábiles de cada trimestre (art. 8).
3. Si las solicitudes superan la capacidad de un nodo, los oferentes presentan en sobre cerrado un "Factor de Mayoración" (mínimo 1, sin tope, tres decimales) que multiplica sus pagos de reserva; gana el factor más alto, con rondas sucesivas para desempatar (art. 9, sustituido por la Res. SE 14/2022).
4. El adjudicatario paga, dentro de los 14 días hábiles, el equivalente en pesos de USD 500 por MW por el trimestre de asignación (art. 10, sustituido por la Res. SE 551/2021), y luego USD 500/MW cada trimestre hasta el trimestre declarado de habilitación comercial (art. 11, sustituido por la Res. SE 360/2023), al tipo de cambio de la Comunicación A 3500 del BCRA.
5. La habilitación comercial debe producirse dentro de los 24 meses de la asignación (art. 10). Prórrogas: hasta 180 días con un 60% de avance, o 180 días pagando USD 500/MW cada 30 días; luego hasta 360 días más a USD 1.500/MW cada 30 días; luego hasta 720 días más a USD 1.500/MW cada 30 días multiplicado por un factor que sube de 3 a 24 (art. 11(a) a (d)). El 60% de avance puede acreditarse con órdenes de compra o contratos EPC con un anticipo del 15% pagado, o con una declaración jurada ante escribano del inicio de las obras civiles (art. 11 bis).
6. La falta de un pago implica la pérdida de la prioridad sin reintegro y la prohibición de volver a solicitarla durante cuatro trimestres (arts. 9 bis y 11).

Nuevas herramientas de 2023 a 2025 para redes congestionadas. Los proyectos de demanda nueva de 10 MW o más que aportan su propia generación renovable nueva pueden pedir "prioridad de despacho asociada" sobre la capacidad incremental que generan (Anexo, art. 6 bis, incorporado por la Res. SE 360/2023). Los generadores MATER que construyen y pagan una ampliación de transporte pueden reservar la prioridad que esta genera (art. 6 ter). Los anexos que regulan ambas figuras no se publicaron en el BO, por lo que su texto no figura en las fuentes (sin confirmar). La Res. SE 311/2025 (BO 22 de julio de 2025) incorporó las ampliaciones de transporte por concesión de obra pública (Ley 17.520), pagadas mediante una tarifa de ampliación, y permite a los adjudicatarios de licitaciones que financian obras obtener prioridad de despacho según el art. 6 ter y/o el uso prioritario de hasta el 90% de la nueva capacidad, cedible a otros participantes del MEM (arts. 1, 3 y 4). Menciona tres obras de 500 kV: AMBA I, Río Diamante, Charlone y O'Higgins, y Puerto Madryn, Choele Choel y Bahía Blanca (art. 5). El texto ordenado de la Ley 24.065 exige ahora que la reglamentación defina la prioridad de despacho entre renovables que compiten en situación de congestión para cada modelo de ampliación (Ley 24.065, texto ordenado, art. 31 bis(iv)).

Grandes cargas nuevas (centros de datos, plantas industriales). Toda demanda nueva o ampliada superior al 0,5% de la demanda media del MEM es "demanda extra tendencial" (XDEM) y debe presentar un plan especial de abastecimiento con al menos un 80% de producción de energía nueva y potencia firme nueva que cubra el 100% del consumo en proyectos productivos o el 115% en proyectos de procesamiento de datos (Res. SE 400/2025, art. 13, sustituido por la Res. SE 264/2026, BO 25 de septiembre de 2026). Las solicitudes en trámite tuvieron 60 días para adecuarse (Res. SE 264/2026, art. 5). Como las renovables no pueden vender potencia firme (Res. SE 400/2025, Anexo I, punto 8.4.1(e)), un PPA renovable por sí solo no puede cubrir el componente de potencia firme; hace falta combinarlo con almacenamiento o potencia térmica (sin confirmar).

4. RenovAr: qué existe y qué pueden hacer todavía los inversores

Los beneficios fiscales máximos por MW tuvieron un tope en cada convocatoria: para solar, USD 720.000 (Ronda 1), 425.000 (Ronda 2) y 382.500 (Ronda 3); para eólica, 960.000, 700.000 y 630.000 (Res. 136/2016, art. 4; Res. 275/2017, art. 4; Res. SGE 100/2018, art. 4).

Atrasos y salidas. Las multas de CAMMESA por no cumplir la fecha programada de habilitación comercial se regularon en la Res. MEyM 285/2018, sustituida por la Res. SE 742/2021. La Res. SE 1260/2021 (BO 29 de diciembre de 2021) permitió por primera vez a los titulares pedir la rescisión. La Res. SE 883/2023 permitió compensar multas con inversiones; fue derogada por la Res. SE 257/2026 (BO 25 de septiembre de 2026, art. 1). Según la Res. SE 257/2026, el titular de un contrato RenovAr o de la Res. 202/2016, esté o no en operación comercial, puede pedir a CAMMESA (con copia a la Secretaría) la rescisión si (art. 2):

• paga por única vez el 14% de la garantía total de cumplimiento del contrato (más todas las costas de ambas partes si hay litigio);
• renuncia a todo reclamo administrativo, judicial o arbitral, en Argentina o en el exterior, contra el Estado, la Secretaría y CAMMESA, y mantiene indemne al Estado frente a reclamos de sus accionistas y sociedades vinculadas;
• renuncia, mediante declaración jurada, a los beneficios fiscales de la Ley 26.190, art. 9, y del Decreto 814/2017 otorgados y todavía no utilizados.

Las penalidades pendientes de pago se condonan; las pagadas no se reintegran (art. 2). El titular también debe rescindir su adhesión al FODER (art. 3). Las centrales en operación pueden vender luego en el MATER desde el mes siguiente, pagando USD 500/MW por trimestre durante dos años, y conservan la prioridad de despacho si la tenían (art. 4). El artículo 5 permite a otros titulares renegociar la energía comprometida y eliminar el informe de producción de energía; su texto completo se revisó solo en parte (sin confirmar).

Lectura para el inversor. La renuncia a reclamos internacionales importa para los accionistas extranjeros que de otro modo podrían ampararse en un tratado bilateral de inversión (ver /guide/investing/bilateral-treaties-icsid/). La renuncia alcanza a los accionistas y sociedades vinculadas mediante una indemnidad, no mediante una renuncia directa de ellos; si un tribunal arbitral de un tratado la consideraría vinculante para la matriz extranjera es una cuestión jurídica discutida que esta página no resuelve.

5. FODER

El Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) es un fideicomiso público de administración y financiero con el BICE como fiduciario, creado para otorgar préstamos, hacer aportes de capital, bonificar tasas de interés y garantizar los pagos de CAMMESA bajo los contratos renovables (Ley 27.191, art. 7(1), (2) y (5)(d)). Está exento de los impuestos nacionales, incluidos el Impuesto a las Ganancias, el IVA y el impuesto a los débitos y créditos bancarios (art. 7(6)). Su financiamiento debía incluir al menos el 50% del ahorro en combustibles fósiles obtenido gracias a las renovables (art. 7(4)(a)). En la práctica respaldó las garantías de pago de RenovAr (Res. 275/2017, art. 8; Res. SGE 100/2018). El FODER no garantiza los PPA del MATER; el riesgo de crédito de los compradores privados corre por cuenta del generador. Los recursos actuales del FODER y si garantiza algún contrato nuevo no figuran en las fuentes (sin confirmar).

6. Generación distribuida: Ley 27.424, Decreto 986/2018 y Res. 314/2018

Derecho a conectarse. Todo usuario de la red de distribución puede instalar equipos renovables para autoconsumo e inyectar excedentes, hasta su potencia contratada; una potencia mayor requiere una autorización especial (Ley 27.424, arts. 4 y 5). Los grandes usuarios y autogeneradores del MEM no son "usuarios generadores" (art. 3(j)). La meta nacional era de 1.000 MW de generación distribuida dentro de los 12 años de la reglamentación (Decreto 986/2018, Anexo, art. 2).

Categorías (Res. 314/2018, Anexo, capítulo 2, sustituido por la Res. SE 287/2025, BO 4 de julio de 2025, según nota de Infoleg):

Los usuarios también pueden ser usuarios generadores comunitarios (dos o más clientes de la misma distribuidora que comparten una instalación, que puede no estar en ninguno de sus puntos de suministro) o usuarios generadores comunitarios virtuales con medición en tiempo real (capítulo 2(a)). La distribuidora puede oponerse a inyecciones de hasta 12 MW solo con estudios técnicos presentados ante el ente regulador provincial, y no puede cobrar por esos estudios ni agregar cargos de red, de acceso, de respaldo ni de otro tipo (capítulo 2; Ley 27.424, art. 12, último párrafo).

Procedimiento (Res. 314/2018, Anexo, punto 3.1, a través de la plataforma digital pública):

1. Formulario 1A: solicitud de reserva de potencia. La distribuidora responde con el Formulario 1B dentro del plazo que su jurisdicción fija para la instalación de medidores (Ley 27.424, arts. 8 y 9). Un rechazo debe incluir los estudios y la potencia máxima disponible; el usuario puede reclamar ante el ente regulador provincial.
2. La reserva vale por un año calendario; hay que instalar dentro de ese plazo o caduca (punto 3.1.2).
3. Formulario 2A: solicitud de medidor bidireccional, firmada por un instalador calificado con carácter de declaración jurada (punto 3.1.3).
4. La distribuidora instala el medidor y lo registra en el Formulario 2B dentro del mismo plazo jurisdiccional (punto 3.1.4).
5. La Secretaría emite el Certificado de Usuario Generador en el Formulario 2C (punto 3.1.5; Decreto 986/2018, Anexo, art. 11).

La distribuidora no puede rechazar equipos certificados (Ley 27.424, art. 8). El medidor, la instalación y las obras de conexión los paga el usuario salvo que sean obligación de la distribuidora, y el servicio de conexión no puede superar el cargo por cambio de medidor o nuevo suministro (art. 11). Las distribuidoras que se atrasan deben una compensación fijada por el ente regulador (art. 38).

Balance neto de facturación. El usuario recibe una tarifa de inyección por kWh basada en el precio de compra de la distribuidora en el MEM incluido el transporte (Ley 27.424, art. 12(a); Decreto 986/2018, Anexo, art. 12(a)), por banda horaria si la tarifa del usuario tiene bandas. La factura compensa el valor de la energía demandada con el de la energía inyectada antes de impuestos (art. 12(c)). Los créditos se trasladan a períodos siguientes; el usuario puede pedir que se los paguen, y la distribuidora debe pagar al menos dos veces por año; los créditos nunca vencen y pueden transferirse (Decreto 986/2018, Anexo, art. 12(d) y (f)).

Impuestos. Los ingresos por inyección están exentos del Impuesto a las Ganancias y del IVA para los usuarios generadores con potencia contratada de 300 kW o menos que cumplan los requisitos (Ley 27.424, art. 12 bis, incorporado por la Ley 27.430, art. 314), desde la fecha de conexión del medidor bidireccional (Decreto 986/2018, Anexo, art. 12 bis). Por encima de 300 kW no hay exención.

Qué se derogó. El DNU 70/2023, art. 176 (BO 21 de diciembre de 2023), derogó los arts. 16 a 37 de la Ley 27.424: el fondo FODIS, el bono de costo de capital, el precio adicional de incentivo, el certificado de crédito fiscal (antes de hasta el 50% del costo del combustible fósil desplazado, art. 28) y el capítulo de promoción de la industria nacional. Por eso el procedimiento de la RG 4511/2019 de ARCA para usar esos certificados se aplica solo a los certificados ya emitidos (sin confirmar). El DNU 70/2023 es un decreto de necesidad y urgencia; su validez fue cuestionada judicialmente respecto de otros capítulos, y esta página no verificó su situación parlamentaria (sin confirmar).

Adhesión provincial. Se invitó a las provincias a adherir (Ley 27.424, art. 40), y los beneficios del régimen se limitaron a los usuarios de las jurisdicciones adheridas (Decreto 986/2018, Anexo, art. 25, sustituido por el Decreto 471/2023). Varias provincias grandes tienen sus propios regímenes de GD; la lista de provincias adheridas no figura en las fuentes (sin confirmar).

7. Tratamiento fiscal en 2026 para un proyecto nuevo

IVA sobre la venta de electricidad. La electricidad vendida a responsables inscriptos en el IVA fuera de casas de familia tributa a la alícuota del 27% (Ley de IVA, art. 28, segundo párrafo); esto importa para el flujo de fondos del PPA, porque el débito fiscal por las ventas absorbe el crédito fiscal de la inversión.

8. RIGI para proyectos renovables

El sector energético comprende la generación, el almacenamiento, el transporte y la distribución de electricidad de fuentes renovables y no renovables (Decreto 749/2024, Anexo, art. 3(n)(vii), según la descripción de la página del RIGI). El mínimo es de USD 200.000.000 en activos computables por proyecto, con el 40% en los dos primeros años (Ley 27.742, art. 173); la página del RIGI advierte que conviene verificar la tabla sectorial vigente (sin confirmar). Solo puede solicitarlo un vehículo de proyecto único o una sucursal dedicada (arts. 169 y 170). Una planta solar de 50 MW (Ejemplo 1) queda muy por debajo del mínimo; harían falta aproximadamente 250 MW solares al valor de referencia de 2017 de USD 850.000/MW para alcanzarlo, y los costos actuales pueden ser distintos (sin confirmar). El RIGI no otorga prioridad de despacho ni comprador: el proyecto igual necesita prioridad en el MATER y PPA. No combines el RIGI con el RIMI para la misma inversión (Ley 27.802, art. 184(f)). Procedimiento completo, beneficios cambiarios y estabilidad: /guide/investing/rigi/.

9. RIMI para equipos eléctricos (Res. SE 161/2026)

La Res. SE 161/2026 (BO 14 de julio de 2026) aprobó la lista RIMI de bienes muebles que generan, almacenan o transportan electricidad y que califican sin los montos mínimos de inversión de la Ley 27.802, art. 181 (art. 1). Solo pueden usarla las micro, pequeñas y medianas empresas (hasta Mediana Tramo 2) inscriptas en el RENPER, en el registro de almacenamiento RENPALMA, o que tengan un Certificado de Usuario Generador (art. 1, segundo párrafo; nota del Anexo). La lista (Anexo IF-2026-64685074-APN-DNGE#MEC):

Las estructuras de montaje, el cableado y las obras civiles no están en la lista; califican solo con los mínimos ordinarios del RIMI (sin confirmar). El RIMI cubre las inversiones realizadas en los dos años desde la entrada en vigencia del régimen; la página de incentivos fiscales explica el conflicto entre la lectura de la ley (hasta alrededor del 6 de marzo de 2028) y el Decreto 242/2026 (hasta alrededor del 19 de mayo de 2028) (sin confirmar). La sociedad vehículo de un gran desarrollador de escala de servicio público normalmente no pasará la prueba MiPyME, sobre todo si está vinculada a un grupo grande.

Paso a paso

A. Planta a escala de servicio público que vende en el MATER

1. Vehículo. Constituí una SA, SAU o SRL (ver /guide/entities/). Si el RIGI es una opción realista, usá un vehículo de proyecto único desde el primer día (Ley 27.742, art. 169). Los accionistas extranjeros necesitan la inscripción de la entidad extranjera y una clave fiscal para el representante local (ver las páginas de sociedades).
2. Tierra y recurso. Asegurá los derechos sobre la tierra; el canon provincial por la tierra está permitido aunque las regalías sobre el recurso no lo estén (Ley 27.191, art. 17). Evaluación de impacto ambiental provincial (sin confirmar).
3. RENPER. Presentá los documentos que exige la Subsecretaría de Energía Eléctrica (Res. 281/2017, art. 9; Res. SE 306/2025, art. 1(c)). La inscripción se hace por disposición; las más recientes son las Disp. SSEE 5/2026, 6/2026 y 7/2026 (títulos de Infoleg) (sin confirmar).
4. Acceso a la red. Iniciá la solicitud de acceso a la capacidad de transporte ante el ente regulador y prepará los estudios del Procedimiento Técnico 1 de CAMMESA (Res. 281/2017, Anexo, art. 7(b)). Revisá la capacidad disponible que publica CAMMESA (Res. 281/2017, art. 6).
5. Prioridad de despacho. Presentá la solicitud ante CAMMESA; ganá la asignación trimestral (sobre cerrado si hay competencia); pagá USD 500/MW dentro de los 14 días hábiles; seguí pagando cada trimestre (Anexo, arts. 7 a 11).
6. Condición de agente del MEM. La Secretaría autoriza por resolución el ingreso como agente generador del MEM (por ejemplo, las Res. SE 599/2022 y 734/2022 para dos empresas solares "MATER", títulos de Infoleg) (sin confirmar).
7. PPA. Negociá con grandes usuarios (que normalmente deben salir de las compras conjuntas para obtener el beneficio completo), distribuidoras o comercializadores; registrá los contratos ante CAMMESA, que debe recibirlos a tiempo para el mes en que empiezan (Res. 281/2017, Anexo, art. 29; Res. SE 400/2025, art. 9).
8. Construí y alcanzá la habilitación comercial dentro de los 24 meses de la asignación de prioridad, o pagá las prórrogas (Anexo, arts. 10 y 11).
9. Operá. Liquidación mensual; excedentes al spot sin piso (Res. SE 400/2025, Anexo I, 6.2).

B. Generación distribuida en techo o sobre suelo en una fábrica

1. Verificá la potencia contratada con la distribuidora y si la fábrica es cliente de la distribuidora o agente del MEM (los agentes del MEM no pueden usar la Ley 27.424, art. 3(j)).
2. Dimensioná la planta hasta la potencia contratada (o pedí antes una autorización especial al ente regulador) (Ley 27.424, art. 4; Res. 314/2018, Anexo, cap. 2).
3. Presentá el Formulario 1A; obtené la reserva en el Formulario 1B.
4. Contratá un instalador calificado; comprá equipos certificados.
5. Presentá el Formulario 2A; la distribuidora instala el medidor bidireccional y emite el Formulario 2B.
6. Recibí el Certificado de Usuario Generador (Formulario 2C).
7. Si la empresa es MiPyME y quiere el RIMI, usá el certificado como vínculo de elegibilidad según la Res. SE 161/2026 y presentá la solicitud del RIMI en el sistema de inversiones de ARCA descripto en la página de incentivos fiscales.

Costos y plazos

Umbrales y montos

Plazos

Cronología de normas (fechas del BO)

Ejemplos prácticos

Hechos (hipotéticos). Una nueva SA argentina, propiedad de un desarrollador extranjero, construye una planta solar de 50 MW en una provincia con buena irradiación. La construcción empieza en 2026, por lo que no se aplican los beneficios de la Ley 26.190. Se supone una inversión igual al valor de inversión de referencia para solar de la Ronda 2 de 2017, de USD 850.000/MW (Res. 275/2017, art. 7), es decir, USD 42.500.000 (ARS 66.465.750.000); los costos actuales de mercado pueden ser distintos (sin confirmar). Factor de capacidad del 27% (sin confirmar). Toda la producción se vende bajo un PPA MATER a 10 años a un gran usuario industrial a USD 55/MWh (supuesto; por debajo del tope de USD 113). Costos operativos de USD 1.000.000 por año (sin confirmar). Amortización impositiva en 20 años (sin confirmar). Impuesto a las Ganancias de sociedades según la escala 2026; se ignoran el ajuste por inflación, los intereses y los impuestos provinciales.

Paso 1: producción e ingresos. 50 MW × 8.760 h × 27% = 118.260 MWh por año. Ingresos = 118.260 × USD 55 = USD 6.504.300 (ARS 10.172.074.770).

Paso 2: costos del MATER antes de la operación. Reserva de prioridad 50 × USD 500 = USD 25.000 por trimestre (ARS 39.097.500). Con asignación en el trimestre 1 y habilitación comercial en el trimestre 6: 6 trimestres × 25.000 = USD 150.000 (ARS 234.585.000). Si se usan los 24 meses completos: 8 trimestres = USD 200.000 (ARS 312.780.000). Si hay competencia por la capacidad del nodo y el desarrollador ofrece un Factor de Mayoración de 1,5, cada pago se multiplica por 1,5 (Anexo, art. 9), así que 6 trimestres cuestan USD 225.000.

Paso 3: Impuesto a las Ganancias en un año normal (régimen general). EBITDA = 6.504.300 − 1.000.000 = USD 5.504.300 (ARS 8.608.174.770). Amortización = 42.500.000 / 20 = USD 2.125.000 (ARS 3.323.287.500). Ganancia imponible = USD 3.379.300 = ARS 5.284.887.270. Impuesto (escala 2026, tercer tramo): ARS 393.866.847,93 + 35% × (5.284.887.270 − 1.335.141.857,38) = 393.866.847,93 + 1.382.410.894,42 = ARS 1.776.277.742,35 (USD 1.135.800,08).

Paso 4: costo financiero del IVA. IVA sobre la inversión al 21% = USD 8.925.000 (ARS 13.957.807.500) (sin confirmar). Débito fiscal al 27% sobre las ventas a un comprador industrial inscripto = USD 1.756.161 por año (Ley de IVA, art. 28). Absorber el crédito solo con las ventas lleva alrededor de 5,1 años. La devolución general por bienes de capital permite recuperar los créditos todavía no absorbidos después de 6 períodos, dentro del cupo presupuestario anual (Ley de IVA, primer artículo sin número a continuación del art. 24) (sin confirmar). Con el régimen vencido de la Ley 27.191 la devolución habría llegado después de 3 períodos.

Paso 5: ¿podrían ayudar el RIGI o el RIMI? * RIGI: no. USD 42,5 millones está por debajo del mínimo de USD 200 millones (Ley 27.742, art. 173). * RIMI: solo si la sociedad del proyecto califica como MiPyME hasta Mediana Tramo 2 y está inscripta en el RENPER (Res. SE 161/2026, art. 1). Supongamos que sí y que USD 25.000.000 de la inversión corresponden a equipos incluidos en la lista (módulos, inversores, transformadores). Con amortización en dos cuotas (Ley 27.802, art. 182(a)), las deducciones del año 1 son 12.500.000 + (17.500.000 / 20 = 875.000) = USD 13.375.000. Resultado imponible del año 1 = 5.504.300 − 13.375.000 = menos USD 7.870.700 (un quebranto de ARS 12.308.987.730), así que el impuesto del año 1 es cero en lugar de ARS 1.776.277.742,35. Es un beneficio de diferimiento: a lo largo de la vida del activo la amortización total es la misma, pero con un traslado de quebrantos de 5 años el quebranto debe aprovecharse a tiempo (sin confirmar). El IVA de los equipos incluidos podría devolverse después de 3 períodos, sujeto a la porción del cupo nacional que corresponde al RIMI. El obstáculo realista es la prueba MiPyME para la sociedad vehículo de un desarrollador (sin confirmar).

Paso 6: el lado del comprador. El comprador industrial tiene una demanda media de 10 MW (87.600 MWh por año). Si se queda en las compras conjuntas paga el cargo de comercialización de 18 × (20% + 80% × 10/20) = USD 10,80/MWh sobre su porción obligatoria (20% × 87.600 = 17.520 MWh), alrededor de USD 189.216 por año (ARS 295.914.902,40) (Res. 281/2017, art. 5(2)) (sin confirmar). Salir y comprar en el MATER evita ese cargo y da un descuento en el cargo de potencia (Anexo, art. 19), que es parte de lo que el desarrollador puede capturar en el precio del PPA.

Costo de hacerlo (Ejemplo 1). No se encontró tasa de presentación para el RENPER ni para la condición de agente (sin confirmar); reserva de prioridad de USD 150.000 a 200.000 antes de la operación (ARS 234.585.000 a 312.780.000); los costos profesionales de estudios de red, EIA y contratos no figuran en las fuentes (sin confirmar); inversión de USD 42,5 millones (supuesta); plazo: hasta 24 meses desde la asignación de prioridad hasta la habilitación comercial, más la espera de la asignación trimestral (hasta 3 meses) y los trámites del RENPER y de acceso (sin confirmar).

Hechos (hipotéticos). Una fábrica de plásticos del área metropolitana de Buenos Aires es cliente de una distribuidora con 800 kW de potencia contratada (por lo tanto es una gran demanda de 300 kW o más, pero no un agente del MEM). Instala 500 kW solares en el techo. Es una pequeña empresa con certificado MiPyME vigente. Supuestos a verificar: factor de capacidad del 17%; 85% de la producción consumida en el lugar; precio de la energía evitada ARS 120/kWh; tarifa de inyección ARS 75/kWh (el precio de compra de la distribuidora en el MEM incluido el transporte, Decreto 986/2018, Anexo, art. 12(a)); inversión de USD 450.000 (ARS 703.755.000), de los cuales USD 300.000 (ARS 469.170.000) corresponden a módulos e inversores; vida útil ordinaria de los equipos de 10 años; alícuota marginal del impuesto del 35% (sin confirmar).

Paso 1: categoría y permiso. 500 kW supera los 300 kW, así que la fábrica es un usuario generador grande (UGma); 500 kW está por debajo de sus 800 kW de potencia contratada, así que no necesita autorización especial (Ley 27.424, art. 4; Res. 314/2018, Anexo, cap. 2). La distribuidora debe aprobar salvo que su estudio técnico muestre un impedimento (punto 3.2.1.3) y no puede cobrar por ese estudio.

Paso 2: energía. 500 kW × 8.760 h × 17% = 744.600 kWh por año. Autoconsumida: 632.910 kWh. Inyectada: 111.690 kWh.

Paso 3: valor anual. Compras evitadas: 632.910 × 120 = ARS 75.949.200 (USD 48.563,97). Crédito por inyección: 111.690 × 75 = ARS 8.376.750 (USD 5.356,32). Total ARS 84.325.950 (USD 53.920,30). Como la fábrica es responsable inscripta en el IVA, el IVA que deja de pagar sobre la electricidad evitada era de todos modos computable como crédito, así que no es un ahorro.

Paso 4: impuesto sobre el crédito por inyección. La potencia contratada de la fábrica (800 kW) supera los 300 kW, así que la exención del art. 12 bis no se aplica. El crédito de ARS 8.376.750 es ganancia gravada: al 35%, ARS 2.931.862,50 (USD 1.874,71). Las fuentes no resuelven si el IVA se aplica a la venta por inyección de un usuario no exento ni cómo la documenta la distribuidora (sin confirmar). La factura compensa demanda e inyección antes de impuestos (Ley 27.424, art. 12(c)).

Paso 5: recupero de la inversión. 703.755.000 / 84.325.950 = 8,3 años antes de impuestos, sin considerar cambios tarifarios ni degradación.

Paso 6: RIMI. Los módulos (8541.43.00) y los inversores (8504.40.90) están en la lista de la Res. SE 161/2026, y la fábrica tendrá un Certificado de Usuario Generador, así que el RIMI se aplica sin mínimo. * Amortización ordinaria: 469.170.000 / 10 = ARS 46.917.000 por año. * RIMI en dos cuotas: ARS 234.585.000 en los años 1 y 2. Deducción adicional del año 1 ARS 187.668.000; impuesto diferido al 35% = ARS 65.683.800 (USD 42.000). * Si los equipos cuentan como de "alta eficiencia energética" (una cuota, Ley 27.802, art. 182(c)): ARS 469.170.000 en el año 1, deducción adicional ARS 422.253.000, impuesto diferido ARS 147.788.550 (USD 94.500). La resolución no dice si los equipos de generación incluidos en la Res. 161/2026 son de "alta eficiencia energética" a los fines del art. 182(c) (sin confirmar). * IVA sobre los equipos incluidos al 21%: ARS 98.525.700 (USD 63.000), devolvible después de 3 períodos mensuales si todavía forma parte de un saldo a favor (Ley 27.802, art. 183). Una fábrica con débito fiscal estable normalmente lo absorbe igual, así que la devolución importa sobre todo cuando la empresa tiene saldo a favor. * Las estructuras y la instalación (ARS 234.585.000) no están en la lista y, para una pequeña empresa, quedan por debajo del mínimo de USD 600.000 del art. 181(b), así que siguen las reglas ordinarias (sin confirmar).

Paso 7: la cuota renovable. Como cliente con 300 kW o más, la fábrica está alcanzada por la cuota de la Ley 27.191. La autogeneración es una vía aceptada (Ley 27.191, art. 9; Res. 281/2017, Anexo, art. 16), pero las fuentes no explican si la energía generada bajo la Ley 27.424 se computa para la obligación individual de un cliente de distribuidora que se queda en las compras conjuntas (sin confirmar).

Costo de hacerlo (Ejemplo 2). Tasa de autorización: ninguna en la ley; servicio de conexión con tope en el cargo de la distribuidora por cambio de medidor o nuevo suministro (Ley 27.424, art. 11); medidor y obras de red a cargo del usuario (sin confirmar); inversión de USD 450.000 (supuesta); plazo: la distribuidora responde dos veces dentro del plazo provincial de instalación de medidores (Formulario 1B y Formulario 2B), más la instalación, dentro de una reserva de un año (sin confirmar).

Trampas prácticas

• Empezar en 2026 significa no tener el paquete fiscal para renovables. No modeles amortización acelerada ni devolución anticipada del IVA de la Ley 27.191 para un proyecto nuevo. Los proyectos existentes que acreditaron el 15% de inicio al 31 de diciembre de 2025 los conservan, incluida la amortización en cinco cuotas de los bienes muebles comprados desde 2026 (Ley 27.191, art. 6(2.3)).
• La Ley 27.828 suele leerse mal. Extiende la regla de "sin tributos específicos ni regalías", no los beneficios fiscales.
• La prioridad de despacho es el activo escaso. Sin ella, en un nodo congestionado, una planta MATER queda restringida detrás de RenovAr y de otras centrales con prioridad (Res. 281/2017, art. 7). Si no pagás una cuota trimestral la perdés sin reintegro (Anexo, art. 11).
• Precios en USD, pagos en pesos. Los pagos de prioridad del MATER se hacen en pesos al tipo de cambio de la Comunicación A 3500 del BCRA del día hábil anterior (Anexo, arts. 10 y 11). La moneda del PPA y el acceso al mercado de cambios para prestamistas extranjeros son cuestiones aparte (ver /guide/fx/).
• Las centrales nuevas asumen todo el riesgo spot. Desde el 1 de enero de 2025 las renovables nuevas no tienen renta mínima en el mercado spot y no pueden vender excedentes a CAMMESA según el art. 5(d) (Res. SE 400/2025, Anexo I, 6.2).
• Las renovables no pueden vender potencia firme. Los compradores que necesitan potencia firme (incluidos los centros de datos XDEM) deben contratarla en otro lado (Res. SE 400/2025, Anexo I, 8.4.1(e); Res. SE 264/2026).
• La puerta MiPyME es angosta. El RIMI de la Res. 161/2026 exige una MiPyME hasta Mediana Tramo 2 con RENPER, RENPALMA o Certificado de Usuario Generador. Las sociedades vehículo de desarrolladores que pertenecen a grandes grupos muchas veces no califican (sin confirmar).
• No acumules beneficios. El RIMI queda excluido para inversiones bajo el RIGI o cualquier otro régimen de incentivo (Ley 27.802, art. 184(f)).
• La línea de los 300 kW tiene dos significados. Los usuarios con demanda media de 300 kW o más cargan con la cuota renovable (Ley 27.191, art. 9); los usuarios generadores con potencia contratada superior a 300 kW pierden la exención impositiva de GD (Ley 27.424, art. 12 bis). Una fábrica mediana puede quedar del lado equivocado de ambas.
• Los agentes del MEM no pueden ser usuarios generadores. Una fábrica que se convierte en gran usuario del MEM para comprar en el MATER no puede usar el balance neto de facturación de la Ley 27.424 en el mismo suministro (art. 3(j)).
• Los subsidios a la GD ya no existen. Hay asesores que todavía mencionan los bonos del FODIS y los certificados de crédito fiscal; fueron derogados por el DNU 70/2023, art. 176.
• Las renuncias para salir de RenovAr son amplias. La Res. SE 257/2026 exige renunciar a los reclamos internacionales y mantener indemne al Estado frente a reclamos de sociedades vinculadas. Consultá a un especialista en tratados de inversión antes de firmar.
• Impuestos provinciales. La ley nacional prohíbe tributos específicos sobre el recurso, pero Ingresos Brutos, el impuesto de sellos y las tasas municipales sobre la generación o los contratos son cuestiones separadas y provinciales (sin confirmar).

Cambios recientes

• 13 de octubre de 2026. Ley 27.828: art. 17 de la Ley 27.191 extendido hasta el 31 de diciembre de 2045; cesión excepcional de contratos de abastecimiento (arts. 6 y 7). También derogó el régimen de petróleo y gas del Decreto 929/2013 (art. 10).
• 25 de septiembre de 2026. Res. SE 257/2026: nueva rescisión de RenovAr con pago del 14% y renuncia a reclamos; deroga la Res. SE 883/2023; ingreso al MATER de las centrales rescindidas.
• 25 de septiembre de 2026. Res. SE 264/2026: régimen XDEM para grandes cargas nuevas (80% de energía nueva; 100% o 115% de potencia firme nueva).
• 14 de julio de 2026. Res. SE 161/2026: lista RIMI de bienes de generación, almacenamiento y transporte de electricidad sin mínimo.
• 13 de julio de 2026. DNU 585/2026: emergencia eléctrica extendida hasta el 31 de diciembre de 2027.
• 6 de marzo de 2026. Ley 27.802: RIMI (arts. 177 a 188).
• 21 de octubre de 2025. Res. SE 400/2025: normalización del MEM; los contratos RenovAr y otros contratos de CAMMESA pasan a ser generación asignada; las renovables nuevas cobran el precio marginal completo; las distribuidoras pueden contratar renovables directamente.
• 26 de agosto de 2025. Disp. SSEE 5/2025: las centrales GENREN pueden pasar al MATER al vencer su contrato.
• 22 de julio de 2025. Res. SE 311/2025: ampliación del transporte por concesión de obra pública; uso prioritario de hasta el 90% para quienes la financian.
• 18 de julio de 2025. Res. SE 306/2025: delegación de las funciones sobre RenovAr, RENPER y beneficios en la Subsecretaría de Energía Eléctrica.
• 7 de julio de 2025. Decreto 450/2025: texto ordenado de la Ley 24.065 (operadores de almacenamiento, usuarios generadores como actores del mercado, art. 4 bis), transición de 24 meses hasta el 7 de julio de 2027.
• 4 de julio de 2025. Res. SE 287/2025: categorías de GD, usuarios generadores grandes hasta 12 MW (nota de Infoleg).
• 21 de diciembre de 2023. DNU 70/2023: derogación del FODIS y de los beneficios promocionales de GD.

Cambios pendientes

• Meta y cuota posteriores a 2025. Ninguna norma de las fuentes fija una meta renovable ni un cronograma para grandes usuarios después de 2025, ni confirma el tope de USD 113/MWh (sin confirmar).
• La transferencia de los contratos de CAMMESA a distribuidoras y grandes usuarios debe definirse durante la transición del Decreto 450/2025 (art. 4(4)), que termina el 7 de julio de 2027.
• Los anexos de los arts. 6 bis y 6 ter de la Res. 281/2017 no se publicaron en el BO; se desconoce su texto actual después de la Res. SE 311/2025 (sin confirmar).
• Hidrógeno verde. Una búsqueda en Infoleg de "hidrógeno" no arrojó ninguna ley ni reglamentación nacional que cree un régimen para el hidrógeno; solo apareció la Res. 3/2023 de la Secretaría de Asuntos Estratégicos, que crea una mesa intersectorial del hidrógeno (solo el título). Los proyectos de ley en el Congreso no están entre las fuentes oficiales admitidas para esta página (sin confirmar).
• Litio. No se encontró en las fuentes admitidas ningún proyecto de ley específico sobre litio. El litio se rige por el Código de Minería y la Ley 24.196, y el carbonato de litio sigue pagando derechos de exportación según el Decreto 1060/2020, de acuerdo con la página de energía y minería (sin confirmar).
• Almacenamiento. La Res. SE 161/2026 menciona el RENPALMA (registro de almacenamiento), pero la norma que lo crea no se descargó (sin confirmar). La convocatoria AlmaMDI para almacenamiento (Res. SE 906/2023) está en las fuentes; sus resultados, no.
• Situación del DNU 70/2023 (sin confirmar).

COMPARACIÓN: a cargo de la edición

Preguntas frecuentes

1. ¿Un proyecto solar que empieza a construirse en 2026 puede obtener los beneficios fiscales de la Ley 27.191? No, salvo que ya hubiera erogado el 15% de su inversión prevista al 31 de diciembre de 2025 (Ley 26.190, art. 9; Ley 27.191, art. 6). La Ley 27.828 no extendió los beneficios. Evaluá el RIGI (USD 200 millones o más) o el RIMI (MiPyMEs).

2. ¿Qué cambió la Ley 27.828 para las renovables? Extendió hasta el 31 de diciembre de 2045 la prohibición de tributos, gravámenes y regalías específicos sobre el acceso y la utilización de fuentes renovables (art. 6) y permitió la cesión excepcional de contratos de abastecimiento de la Ley 27.191 (art. 7).

3. ¿Hay un tope de precio para los PPA del MATER? Para los grandes usuarios que cumplen su obligación de la Ley 27.191, la ley limita el precio promedio a USD 113/MWh (art. 9; Res. 281/2017, Anexo, art. 29). No está claro si sigue vigente después de que terminó la Segunda Etapa (sin confirmar). Los PPA con compradores que no los usan para la cuota tienen precio libre (Ley 24.065, texto ordenado, art. 6).

4. ¿Cómo obtengo prioridad de despacho y cuánto cuesta? Presentá la solicitud ante CAMMESA con los estudios de acceso y la presentación ante el RENPER; las asignaciones son trimestrales; pagás USD 500 por MW por trimestre (multiplicado por tu factor ofertado si hay competencia en el nodo) hasta la habilitación comercial, que debe producirse dentro de los 24 meses (Res. 281/2017, Anexo, arts. 7 a 11).

5. ¿Puedo comprar una planta RenovAr existente y pasarla al MATER? Sí, si el titular rescinde según la Res. SE 257/2026: paga el 14% de la garantía de cumplimiento, renuncia a todo reclamo, renuncia a los beneficios fiscales no utilizados y rescinde la adhesión al FODER; una planta en operación puede vender en el MATER desde el mes siguiente, pagando USD 500/MW por trimestre durante dos años (arts. 2 a 4).

6. ¿Quién tiene que comprar energía renovable? Los grandes usuarios y los clientes de distribuidoras con demanda media de 300 kW o más deben alcanzar en forma individual la cuota (20% a 2025) mediante contratos o autogeneración, o quedan cubiertos por las compras conjuntas de CAMMESA y pagan un cargo de hasta USD 18/MWh en 2025 a 2030 (Ley 27.191, arts. 8 y 9; Res. 281/2017, arts. 2 y 5).

7. ¿Los ingresos por inyección desde el techo pagan impuestos? Están exentos del Impuesto a las Ganancias y del IVA solo para los usuarios generadores con potencia contratada de 300 kW o menos (Ley 27.424, art. 12 bis). Por encima de ese nivel están gravados.

8. ¿Cuál es el tamaño máximo para la generación distribuida? Hasta la potencia contratada del usuario, nunca por encima de 12 MW por punto de suministro; superar la potencia contratada requiere autorización previa del ente regulador (Res. 314/2018, Anexo, cap. 2).

9. ¿Siguen existiendo subsidios para la generación distribuida? No a nivel nacional: el FODIS, el bono de capital y los certificados de crédito fiscal fueron derogados por el DNU 70/2023, art. 176. El RIMI (Res. SE 161/2026) es la vía nacional para las MiPyMEs; las provincias pueden tener sus propios programas (sin confirmar).

10. ¿El RIGI sirve para una planta de 50 MW? No; el mínimo es de USD 200 millones por proyecto (Ley 27.742, art. 173). No se pueden sumar sin más varias plantas salvo que formen un proyecto único en un solo vehículo (sin confirmar).

11. ¿Las provincias pueden cobrar regalías sobre el viento o el sol? No pueden cobrar tributos, gravámenes ni regalías específicos sobre el recurso hasta 2045 (Ley 27.191, art. 17, según su prórroga), pero sí un canon por tierras públicas e impuestos ordinarios como Ingresos Brutos (sin confirmar).

12. ¿Las plantas renovables necesitan respaldo firme? No para los contratos renovables ni para la autogeneración (Ley 27.191, art. 19; Res. 281/2017, Anexo, art. 14). Pero las grandes cargas nuevas bajo el régimen XDEM deben respaldar su consumo con potencia firme nueva, que las renovables no pueden vender (Res. SE 264/2026; Res. SE 400/2025, Anexo I, 8.4.1(e)).

Fuentes primarias

• Ley 27.424, texto actualizado y original (l27424_texact, l27424_norma)
• Decreto 986/2018 (d986_2018_texact)
• Decreto 471/2023 (d471_2023_norma)
• Res. SGE 314/2018, texto actualizado (se_r314_2018_texact)
• RG AFIP 4511/2019 (afip_rg4511_2019_norma)
• Disp. SSERyEE 28/2019, 83/2019; Disp. SSEE 40/2021
• Decreto 531/2016, texto actualizado (d531_2016_texact)
• DNU 882/2016
• Res. MEyM 71/2016, 72/2016, 136/2016
• Res. MEyM 202/2016, 252/2016
• Res. MEyM 275/2017
• Res. MEyM 281/2017, texto actualizado (MATER)
• AFIP RG 4101/2017
• Disp. SSER 1/2018
• Res. MEyM 285/2018, Res. ME 292/2018
• Res. SGE 100/2018
• Res. SGE 230/2019, 414/2019, 479/2019
• RGC AFIP SGE 4618/2019
• Res. SE 130/2021, 551/2021, 742/2021, 1260/2021
• Res. SE 14/2022, 330/2022, 370/2022
• Res. SE 36/2023, 360/2023, 742/2023, 883/2023, 906/2023
• Res. SE 306/2025, 311/2025; Disp. SSEE 5/2025
• Res. SE 161/2026 y Anexo
• Res. SE 257/2026, 264/2026
• Listas de Infoleg de normas complementarias de las Leyes 27.424, 27.191 y 26.190 (archivos de vínculos)
• Búsquedas en Infoleg de "MATER", "RENPER", "hidrogeno", "generacion distribuida" (carpeta de búsquedas)
• Ley 26.190, texto actualizado
• Ley 27.191, texto actualizado
• Ley 27.828
• Res. SE 400/2025
• Ley 24.065, texto ordenado
• Decreto 450/2025
• DNU 585/2026
• DNU 70/2023, art. 176
• Ley 27.742, Título VII
• Ley 27.802, Título XXIII
• Ley de IVA t.o. 1997, arts. 24 y 28
• ARCA, Ganancias Personas Jurídicas Escala 2026

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