CAMMESA

El Gobierno desaceleró la quita de subsidios energéticos para contener la inflación

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El Gobierno nacional moderó durante el primer cuatrimestre de 2026 el ritmo de reducción de subsidios energéticos para evitar un mayor impacto inflacionario sobre hogares y empresas. La decisión implicó un incremento real de las transferencias estatales al sector eléctrico y gasífero, que alcanzaron los $1,76 billones, equivalentes al 0,16% del Producto Interno Bruto (PIB).

Los datos surgen de un informe técnico de la Oficina de Presupuesto del Congreso (OPC), que expone uno de los principales dilemas económicos del programa de Javier Milei:
cómo sostener la desaceleración inflacionaria sin provocar un shock tarifario que afecte consumo, actividad y conflictividad social.

Para provincias periféricas como Misiones, donde el costo energético tiene impacto directo sobre industria forestal, comercio, secaderos yerbateros y pequeñas empresas, la decisión tiene implicancias económicas concretas.

El ajuste tarifario perdió velocidad

El informe de la OPC muestra que la cobertura tarifaria sobre el costo real de generación eléctrica cayó del 84% al 75% promedio en términos interanuales durante el primer cuatrimestre.

Traducido:
los usuarios comenzaron a pagar proporcionalmente menos del costo total de la energía. La diferencia volvió a ser absorbida por el Estado mediante subsidios.

Eso explica el fuerte aumento de transferencias a: CAMMESA; ENARSA; y fondos fiduciarios energéticos. El movimiento refleja un cambio táctico del Gobierno.

Tras el fuerte sinceramiento tarifario de 2024 y parte de 2025, Economía comenzó a administrar con mayor cautela las actualizaciones para evitar que la inflación núcleo vuelva a acelerarse.

CAMMESA concentró casi toda la asistencia eléctrica

El sector eléctrico absorbió el 75% de todos los subsidios energéticos ejecutados por Nación durante el primer cuatrimestre.

La mayor parte fue canalizada a través de CAMMESA, la administradora del mercado mayorista eléctrico, que recibió: $1,29 billones; equivalentes al 97% de las transferencias eléctricas. El resto incluyó: asistencia a Entidad Binacional Yacyretá; sostenimiento del sistema de transmisión; y fondos para la sustentabilidad del mercado eléctrico.

Gas: ENARSA volvió a ganar protagonismo

En el sistema gasífero, los subsidios crecieron todavía más: un 269,7% interanual real, según la OPC. El principal receptor fue ENARSA, que concentró el 72% de los fondos destinados al gas.

El segundo actor relevante fue el Fondo Fiduciario para Subsidios a Consumos Residenciales de Gas (FFGAS), vinculado al esquema de Zona Fría.

La dinámica muestra que, pese al discurso de reducción del gasto, el Estado todavía cumple un rol decisivo para sostener precios energéticos políticamente administrables.

El nuevo equilibrio económico

El dato tiene una doble lectura. Por un lado, el gasto en subsidios sigue siendo mucho más bajo que el promedio histórico:
el 0,16% del PIB actual se ubica muy por debajo del promedio de 0,29% registrado desde 2015 para igual período.

Pero por otro lado, el crecimiento real de las transferencias muestra que el Gobierno debió desacelerar la eliminación de subsidios para sostener la desinflación.

Ese equilibrio es particularmente delicado porque: el FMI exige consolidación fiscal; el mercado sigue mirando el superávit; y la inflación continúa siendo la principal variable política del Gobierno.

Subsidios a Energia 1° Cuatrimestre 2026 by CristianMilciades

Yacyretá vuelve a aparecer en el mapa energético

El informe también confirma transferencias vinculadas a Entidad Binacional Yacyretá, una pieza estratégica para el abastecimiento eléctrico regional.

Para Misiones, Yacyretá no sólo representa generación energética:
también es una variable geopolítica y económica clave dentro de la relación bilateral con Paraguay.

El sostenimiento financiero del sistema eléctrico mayorista vuelve a poner en escena la discusión sobre: costos reales de generación; distribución federal de energía; y subsidios cruzados entre regiones.

La política energética de Milei empieza a mostrar una transición más pragmática que ideológica. Aunque el discurso oficial sigue defendiendo la reducción de subsidios, la dinámica inflacionaria obligó a moderar el ritmo de ajuste.

La economía encontró un nuevo equilibrio parcial: tarifas más altas que en años anteriores; pero todavía parcialmente subsidiadas. El interrogante hacia adelante es cuánto tiempo podrá sostenerse esa estrategia sin tensionar: el objetivo de superávit; las metas con el FMI; y el bolsillo de empresas y consumidores.

Porque en la Argentina actual, la energía dejó de ser solamente un servicio público. Se convirtió nuevamente en una variable central de estabilidad macroeconómica y competitividad regional.

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Misiones logró la quita de $90.000 millones de deuda de Energía de Misiones con Cammesa

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Misiones obtuvo la condonación de una deuda cercana a los 90.000 millones de pesos que Energía de Misiones mantenía con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA). El anuncio fue realizado por el líder del Frente Encuentro Misionero ,Carlos Rovira, quien explicó que el resultado se alcanzó en el marco del tratamiento de la denominada “ley hojarasca” en la Cámara de Diputados de la Nación.

La quita de la deuda fue consecuencia directa del entendimiento alcanzado en el Congreso durante el debate del paquete de medidas impulsado por el Gobierno nacional. Rovira sostuvo que el beneficio para la provincia se gestó en ese intercambio político, donde el oficialismo misionero condicionó su acompañamiento a la obtención de resultados concretos para el territorio.

La eliminación del pasivo constituye un respiro de magnitud para la empresa estatal, que venía arrastrando un saldo deudor de alto volumen con el organismo nacional encargado de administrar el mercado eléctrico mayorista. En un escenario marcado por el peso creciente de los costos energéticos sobre las economías provinciales, la quita libera a Energía de Misiones de una carga financiera difícil de absorber en el corto plazo.

Desde el espacio que conduce la provincia remarcaron que el acuerdo demuestra la efectividad de una estrategia política basada en el diálogo institucional con la Nación. La obtención de este tipo de beneficios, señalaron, se enmarca en una línea de trabajo que busca canalizar el acompañamiento legislativo en resultados tangibles para la administración provincial, particularmente en un área sensible como la del suministro eléctrico.

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Energía habilita una central a biomasa en Misiones y la familia Gruber se suma a la generación eléctrica

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El Gobierno nacional autorizó el 23 de abril, mediante la Resolución 101/2026 de la Secretaría de Energía, el ingreso de la empresa Establecimiento Don Guillermo S.R.L. al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) como agente generador. La decisión habilita la operación de la Central Térmica a Biomasa EDG Bioenergía, con una potencia de 3 megavatios, ubicada en Eldorado, Misiones. El movimiento, de escala acotada en términos de potencia, adquiere relevancia política en un contexto donde la estrategia energética combina apertura a inversiones privadas, generación distribuida y aprovechamiento de recursos regionales. La pregunta es si se trata de un caso puntual o de una señal más amplia hacia un modelo descentralizado.

Un ingreso técnico con aval regulatorio

La autorización se inscribe dentro del marco de las leyes 15.336 y 24.065, que regulan el funcionamiento del sistema eléctrico y el MEM. El proceso siguió el circuito habitual: evaluación técnica, validación de requisitos y publicación para eventuales objeciones, sin que se registraran impugnaciones.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) certificó que la empresa cumple con las condiciones exigidas para operar, tanto en términos técnicos como de información para la programación del sistema. Además, deberá completar la instalación de equipamiento vinculado a comunicaciones y monitoreo, en línea con los estándares del mercado.

El proyecto cuenta también con aval ambiental. El Ministerio de Ecología y Recursos Naturales Renovables de Misiones aprobó el estudio de impacto ambiental, lo que habilita su desarrollo en términos regulatorios.

La central se conectará en 13,2 kV a la Cooperativa de Electricidad Eldorado Ltda. (CEEL), que a su vez se integra al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) a través de instalaciones de 33 kV bajo jurisdicción de Electricidad de Misiones S.A. (EMSA). Es decir, se trata de una inserción en red con fuerte anclaje local pero impacto en el sistema nacional.

Distribución de riesgos y reglas del juego

Uno de los puntos menos visibles pero más relevantes de la resolución es la asignación de costos. La Secretaría de Energía instruyó a CAMMESA a trasladar a la empresa los sobrecostos o penalidades que puedan generarse por eventuales indisponibilidades en su conexión al sistema.

Este criterio fija una señal clara: el ingreso al MEM no solo habilita la venta de energía, sino que también implica asumir riesgos operativos. La lógica es consistente con un esquema donde el Estado regula, pero traslada a los privados la responsabilidad por su desempeño técnico.

En términos institucionales, el movimiento refuerza el rol de CAMMESA como administrador del sistema y consolida el funcionamiento del MEM como espacio de coordinación entre actores públicos, privados y cooperativos.

Escala chica, señal relevante

Aunque los 3 MW representan una potencia limitada dentro del sistema nacional, el proyecto introduce varias capas de lectura. Por un lado, promueve la generación a partir de biomasa, una fuente vinculada a economías regionales. Por otro, articula actores diversos: una empresa privada, una cooperativa local y una empresa provincial.

En ese cruce, la decisión puede leerse como un gesto hacia la integración de proyectos de menor escala en el esquema energético, sin necesidad de grandes inversiones centralizadas.

Para el Gobierno, este tipo de habilitaciones suma volumen a una narrativa de diversificación energética. Para las provincias, abre la puerta a proyectos con impacto territorial directo.

Un modelo que se arma caso por caso

La resolución no define una política general, pero encaja en una secuencia de decisiones que apuntan a flexibilizar el acceso al mercado eléctrico. Cada proyecto aprobado construye, en la práctica, un modelo más abierto.

Habrá que observar si este esquema se acelera en los próximos meses y si aparecen más iniciativas similares, especialmente en regiones con disponibilidad de recursos como la biomasa.

También será clave el desempeño operativo de estas plantas: en sistemas interconectados, incluso los proyectos pequeños pueden tensionar la red si no cumplen estándares.

Por ahora, el Gobierno habilita, regula y traslada riesgos. El equilibrio entre expansión, confiabilidad y costos todavía está en construcción.

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Energía ordena una reconfiguración estructural del sistema gasífero en plena emergencia energética

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El Gobierno avanzó con una decisión de alto impacto en la arquitectura del sistema energético argentino. A través de la Resolución 66/2026 de la Secretaría de Energía, publicada el 12 de marzo, el Ministerio de Economía dispuso una reconfiguración integral del sistema de transporte de gas natural, que incluye la rescisión de contratos vigentes vinculados al Gasoducto Perito Pascasio Moreno, la eliminación del programa estatal Transport.Ar y un nuevo esquema de asignación de capacidad mediante concursos abiertos.

La medida no es meramente técnica. Se inscribe en el marco de la emergencia energética vigente hasta el 31 de diciembre de 2027 y apunta a rediseñar el funcionamiento de la red gasífera a partir de un cambio estructural: el desplazamiento del abastecimiento hacia Vaca Muerta y el agotamiento del modelo histórico basado en el suministro desde el norte del país y las importaciones desde Bolivia.

En términos políticos, la resolución refleja una estrategia más amplia del Gobierno: reordenar el sistema energético bajo criterios de mercado, reducir el peso operativo del Estado y abrir espacio a inversiones privadas en infraestructura. El interrogante que queda abierto es si este rediseño logrará traducirse en mayor eficiencia y expansión del sistema o si abrirá nuevas tensiones contractuales en una red históricamente atravesada por acuerdos de largo plazo.

El cambio estructural detrás de la decisión

El corazón de la resolución es un diagnóstico técnico que ya circulaba en el sector energético: la red de gas argentina fue diseñada para flujos que hoy ya no existen.

Durante décadas, el sistema funcionó con un flujo predominante norte–sur, con gas proveniente de la Cuenca Noroeste y complementado por importaciones desde Bolivia. Ese esquema comenzó a deteriorarse por dos factores que ahora el Gobierno considera permanentes: la declinación productiva del norte y la reducción del suministro boliviano.

En paralelo, el desarrollo de Vaca Muerta cambió el mapa energético del país. La Cuenca Neuquina pasó a concentrar el crecimiento de la oferta y empuja flujos crecientes hacia los centros de consumo del centro y el área metropolitana.

Ese desplazamiento generó distorsiones en el uso real de los gasoductos. Según informes técnicos del ente regulador citados en la resolución, muchos contratos vigentes no reflejan los flujos actuales ni el uso efectivo de la infraestructura.

A eso se suma un tercer elemento: la incorporación del Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir picos de demanda invernal, lo que introdujo nuevas rutas de abastecimiento dentro del sistema.

El resultado es un sistema de transporte que opera con contratos, rutas y asignaciones de capacidad pensadas para otra geografía energética.

La decisión del Gobierno busca corregir ese desajuste.

Fin del programa estatal Transport.Ar y rescisión de contratos clave

El rediseño incluye una decisión simbólica y operativa: dejar sin efecto el Programa Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional, creado en 2022 para expandir la infraestructura con intervención estatal.

La Secretaría de Energía sostuvo que las obras previstas no se ejecutaron en su totalidad y que la gestión de los activos estatales no alcanzó los resultados esperados.

La resolución también ordena rescindir en un plazo de diez días el contrato de transporte firme del Gasoducto Perito Pascasio Moreno (GPM) —ex Gasoducto Presidente Néstor Kirchner— celebrado entre ENARSA y CAMMESA.

Ese contrato había sido concebido para transportar gas de Vaca Muerta destinado principalmente a la generación eléctrica. Sin embargo, informes oficiales indican que la utilización efectiva de esa capacidad no cumplió plenamente con el objetivo de reemplazar combustibles líquidos en las centrales térmicas.

El Gobierno también ordenó rescindir o modificar otros contratos que obstaculicen el uso eficiente de la infraestructura, incluyendo acuerdos vinculados con Transportadora de Gas del Sur (TGS) relacionados con ampliaciones del sistema.

En la práctica, el Ejecutivo busca liberar capacidad en el sistema y reorganizar su asignación bajo nuevas reglas.

Nuevas rutas de gas y concursos abiertos

La resolución introduce una reorganización profunda del sistema.

El nuevo esquema contempla: Reasignación de capacidad de transporte existente. Definición de nuevas rutas de transporte de gas. Modificación del sentido de algunos flujos históricos. Eliminación de rutas que ya no responden al esquema de abastecimiento actual.

La capacidad disponible se asignará mediante concursos abiertos, bajo principios de acceso no discriminatorio y libre utilización de la red, tal como establece el marco regulatorio del gas natural.

El ente regulador —actualmente el ENARGAS o el nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, una vez que esté plenamente operativo— deberá implementar la reasignación y adaptar los reglamentos de transporte y distribución.

Ese proceso también implicará nuevos cuadros tarifarios provisorios, que deberán aprobarse mediante procedimientos de participación ciudadana.

Un sistema integrado que diluye fronteras entre activos estatales y privados

Otro punto clave del rediseño es la integración operativa del sistema.

El Gobierno plantea que el transporte de gas debe funcionar como una cadena unificada desde el punto de producción hasta el punto de entrega, independientemente de quién sea el titular de los activos.

En esa lógica, las capacidades de ENARSA se integrarán a las rutas operadas por las licenciatarias privadas, garantizando continuidad en el servicio y evitando fragmentaciones contractuales.

La medida también instruye a la Subsecretaría de Hidrocarburos a propiciar la derogación del Decreto 689/2002, que establecía un régimen excepcional para contratos vinculados a exportaciones de gas pactados originalmente en moneda extranjera.

Según la resolución, ese tratamiento diferencial ya no tiene justificación en el contexto regulatorio actual y genera distorsiones tarifarias dentro del sistema.

Un rediseño con impacto en el mercado energético

La reconfiguración del sistema llega en un momento en que el Gobierno busca reactivar la inversión privada en infraestructura energética.

En ese marco, la expansión del Gasoducto Perito Pascasio Moreno avanza mediante una iniciativa privada presentada por Transportadora de Gas del Sur, que dio lugar a un proceso licitatorio adjudicado en octubre de 2025.

El nuevo esquema de transporte también se articula con la licitación para importar GNL a través de un comercializador privado, convocada en febrero de 2026, destinada a garantizar el abastecimiento en los próximos inviernos.

El objetivo implícito es que la red de gas acompañe la expansión de Vaca Muerta. La propia resolución reconoce que la producción podrá crecer hasta donde lo permita la capacidad de transporte.

En otras palabras, la infraestructura se convierte en el cuello de botella de la próxima etapa del desarrollo gasífero.

El escenario que se abre

La resolución no agota el proceso. Para que la reconfiguración entre plenamente en vigencia, el ente regulador deberá dictar las medidas operativas y avanzar con la reasignación de capacidades y la adecuación tarifaria.

Ese proceso implicará negociaciones contractuales, revisiones regulatorias y eventuales disputas entre actores del sistema.

Lo que sí queda claro es que el Gobierno decidió reordenar el sistema gasífero sobre una nueva geografía energética, donde Vaca Muerta marca el eje del abastecimiento y la infraestructura deberá adaptarse a ese cambio.

Si ese rediseño logra traducirse en mayor eficiencia operativa y nuevas inversiones privadas será una de las variables clave para el futuro energético del país. Pero la reconfiguración recién comienza, y sus efectos reales dependerán de cómo se implementen las nuevas reglas dentro de una red compleja donde contratos, intereses y flujos físicos se entrelazan desde hace décadas.

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Energía: el Gobierno activa una licitación por 700 MW en baterías para reforzar la confiabilidad del mercado eléctrico

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La Secretaría de Energía abrió una licitación nacional e internacional para sumar hasta 700 MW de almacenamiento eléctrico con baterías (BESS) al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). La medida, formalizada mediante la Resolución 50/2026 y publicada el 2 de marzo en el Boletín Oficial, apunta a contratar potencia disponible durante al menos cuatro horas consecutivas, con el objetivo de reforzar reservas, cubrir picos de demanda y reducir riesgos de cortes en nodos críticos.

El instrumento crea la convocatoria “AlmaSADI” y encomienda a CAMMESA la adjudicación y administración de los contratos. El dato clave: la potencia objetivo es de 700 MW, que se suman a los 713 MW ya adjudicados en el Área Metropolitana bajo el esquema AlmaGBA. La señal es clara: el Gobierno acelera la incorporación de almacenamiento como pieza estructural del mercado eléctrico mayorista.

Una nueva capa de oferta firme para el MEM

La norma convoca a presentar ofertas para celebrar Acuerdos de Almacenamiento destinados a prestar servicios de potencia y reservas operativas de corto plazo en el Mercado Eléctrico Mayorista.

Las centrales deberán ser nuevas, basadas en sistemas BESS, y garantizar la entrega de energía y potencia comprometida durante un mínimo de cuatro horas seguidas. Ese requisito no es menor: define el perfil de activos buscado —capacidad firme de corta duración— orientado a cubrir picos, estabilizar la red y aportar respuesta rápida.

El pliego aprobado fija: Niveles de potencia comprometida. Precios referenciales por potencia puesta a disposición y por energía. Metodología de evaluación con ponderación por mejora de confiabilidad según nodo y región. Requisitos técnicos y formales de conexión.

Los proyectos necesitarán la conformidad del transportista troncal o del prestador adicional de la función técnica de transporte correspondiente. En otras palabras, no alcanza con la tecnología: el valor sistémico en cada nodo será determinante.

CAMMESA actuará como compradora de la potencia y energía comprometida y pagará mensualmente los contratos. El costo se incorporará a las transacciones económicas del MEM como servicio de Reserva de Confiabilidad, a cargo de toda la demanda.

Reservas en tensión y expansión renovable

La decisión se inscribe en el marco de la Ley 24.065, que obliga a garantizar suministro seguro al menor costo posible. Pero también responde a una realidad operativa: la expansión de generación renovable intermitente y la demora en ampliaciones de transporte en alta tensión generan cuellos de botella y tensiones de corto plazo.

El Gobierno ya había avanzado con AlmaGBA, donde se adjudicaron 713 MW para el Área de Gran Buenos Aires. Además, en 2025 se creó el Programa de Gestión de Demanda para grandes usuarios, con un esquema voluntario y remunerado de reducción de carga.

Sin embargo, esos instrumentos no alcanzan para recomponer reservas en todo el SADI. La convocatoria AlmaSADI amplía el foco al resto del país con una visión federal. El almacenamiento aparece así como solución transitoria —y en algunos casos sustitutiva— frente a obras de transporte que requieren plazos y financiamiento más extensos.

En términos técnicos, las baterías permiten: Cubrir requerimientos de capacidad de corta duración. Aportar reservas de rápida respuesta. Regular tensión y potencia reactiva. Limitar aporte al cortocircuito, facilitando integración segura. Evitar Energía No Suministrada (ENS) en zonas abastecidas radialmente.

La norma no modifica el marco legal vigente, pero sí amplía la arquitectura contractual del MEM al consolidar al almacenamiento como actor específico dentro de la planificación de potencia.

Inversión intensiva y costos socializados

Desde el punto de vista económico, el programa puede movilizar inversiones relevantes en infraestructura electroquímica y sistemas de control. Los proyectos BESS demandan importación de equipamiento, ingeniería local y montaje, con impacto en empleo técnico y proveedores especializados.

Al mismo tiempo, el esquema traslada el costo a toda la demanda del MEM. Es decir, el financiamiento de la reserva se socializa vía transacciones económicas. Para las empresas distribuidoras y grandes usuarios, el efecto dependerá del precio adjudicado por MW y del peso relativo del nuevo cargo.

En términos de competitividad sistémica, el almacenamiento puede: Reducir costos asociados a cortes o restricciones. Optimizar despacho y uso de generación existente. Diferir inversiones en transporte. Facilitar mayor penetración renovable sin desestabilizar la red.

El beneficio es indirecto pero estructural: menos riesgo operativo implica menor costo de energía no suministrada y mayor previsibilidad para sectores industriales intensivos en electricidad.

Señal política y regulatoria

La convocatoria no implica una desregulación. Por el contrario, consolida un esquema centralizado de contratación donde CAMMESA actúa como comprador único y el costo se prorratea entre usuarios.

Sin embargo, también envía una señal pro-inversión: el almacenamiento deja de ser un complemento experimental y pasa a formar parte explícita de la planificación de confiabilidad. La decisión combina intervención coordinada con apertura a capital nacional e internacional.

En clave política, la medida refuerza la idea de transición energética pragmática. No se trata solo de sumar renovables, sino de garantizar firmeza y estabilidad en un sistema que enfrenta crecimiento de demanda y limitaciones de infraestructura.

Lo que habrá que seguir de cerca

El impacto real dependerá de tres variables: el nivel de precios adjudicados, la distribución regional de los proyectos y la velocidad de ejecución. También será clave observar cómo se integra esta nueva capacidad con la gestión de demanda y con futuras ampliaciones de transporte.

En los próximos meses, el mercado mirará si la competencia en la licitación logra contener costos y si el almacenamiento efectivamente reduce restricciones operativas. La señal ya está dada: el Gobierno apuesta a que las baterías no sean un complemento, sino una pieza central en la confiabilidad del sistema eléctrico argentino.

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