Energía de Misiones intensificó los operativos para prevenir y castigar el fraude eléctrico y el hurto de energía, tanto en zonas residenciales como en edificios y comercios que recurren a maniobras varias para evitar el pago de la energía consumida, lo que perjudica al resto de los usuarios y ocasiona pérdidas millonarias.
Durante el año se hicieron 11.117 inspecciones que derivaron en actas de infracción, de las cuales el 75% corresponde a conexiones directas (usuarios sin medidor) mientras que el resto representa otra tipología de hurto de energía (manipulación de la acometida, manipulación de medidor, entre otras).
Los operativos abarcaron toda el área de concesión de la prestataria y, para su ejecución, se determinaron cuáles son las zonas con mayores índices de energía no registrada, cuáles las zonas de reincidencia y las de mayor registro de denuncias anónimas, lo cual deriva en la inmediata inspección.
En Puerto Iguazú, por ejemplo, se realizaron 1635 inspecciones y se detectaron irregularidades este año. En los casos de reincidencia o de acuerdo a la dimensión del perjuicio, los casos fueron denunciados a la justicia penal que actuó con premura, atendiendo a la gravedad de las maniobras y a la peligrosidad a la que se exponen quienes las llevan a cabo. En esta localidad, varios de los casos fueron detectados a partir de la denuncia ciudadana, ya que los usuarios reconocen el perjuicio que ocasionan los “colgados” que consumen energía sin registrar ni pagar, y que sobrecargan líneas y transformadores.
Un delito penal
El fraude eléctrico constituye un delito tipificado como Fraude, Hurto y/o Robo, según el Código Penal de la Nación (Art. 162 y 164) y contempla penas de hasta seis años tanto para quien adultere el medidor (u otra parte de la acometida eléctrica, con la finalidad de evitar el pago de la energía consumida o parte de ella) como para el usuario que contrata a terceros para que realicen este tipo de maniobras. El encuadramiento del hecho está condicionado por la violencia que se ejerce sobre las cosas para cometer el ilícito y puede resultar agravado en caso de estragos dolosos.
Otro dato de suma importancia es la gravedad que implican muchos casos de hurto en relación con la seguridad eléctrica en la vía pública, que es donde se encuentran instalados los pilares de medición. Se suelen utilizar materiales fuera de norma y/o en mal estado, presentando un riesgo para personas, animales, etc., y propiciando cortes y fallas en las líneas de distribución.
Desde la Energía de Misiones se reitera que cada detección de un ilícito implica la realización del procedimiento para el cobro de la energía no abonada y el pago de las penalidades correspondientes, conforme lo establece el Reglamento del Servicio. Además, cada caso queda sujeto a que se proceda a la respectiva denuncia penal correspondiente.
Se recuerda a los usuarios que se puede denunciar este delito en forma anónima al 0800-888-3672 habilitado las 24 horas para tal fin.www.economis.com.ar
Escribe Lucia Cuberos / Dialogue Earth – Con una matriz eléctrica alimentada en aproximadamente 94 % por fuentes renovables, Uruguay ya es pionero en la descarbonización. Sin embargo, mientras que 46 % de esas fuentes son hidroeléctricas, 27 % proviene de la energía eólica y 19 % de los biocombustibles, solo 2 % es aportado por el sol.
Para garantizar que esta matriz siga siendo lo más limpia posible ante la creciente demanda de electricidad, está a punto de comenzar la siguiente fase de la transición energética de Uruguay: una importante expansión de la energía solar.
Según la directora nacional de Energía del Ministerio de Transporte, Energía y Minería de Uruguay, Arianna Spinelli, “de los modelos desarrollados surge que las futuras expansiones de generación de energía eléctrica deberían ser principalmente a partir de solar fotovoltaica y eólica”.
Uninforme de 2019 de la Agencia Internacional de Energías Renovables (Irena) afirma que las características geográficas y temporales de Uruguay hacen que la energía solar y la eólica sean muy complementarias: la generación de energía solar alcanza su pico máximo durante el día, mientras que la eólica lo hace durante la noche.
Spinelli afirma que esta es una combinación crucial para consolidar la resiliencia del sistema eléctrico de Uruguay.
Hoy Uruguay tiene instalados 1500megavatios (MW) de eólica y 300 MW de solar fotovoltaica. Spinelli afirma que el plan de expansión desarrollado por su departamento prevé la instalación de 1100 MW adicionales de capacidad solar para 2040.
Esta estrategia se refleja hoy en dos proyectos ya en marcha, que añadirán al menos 100 MW de nueva energía solar a la red para 2026: una planta solar de 25 MW prevista para Punta del Tigre, en la costa de San José, en el sur uruguayo, que comenzará a operar en julio de 2026; y un parque solar de 75 MW que se desarrollará en el este, en Melo, Cerro Largo y estará operativo en octubre.
El director de la Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas del Estado (UTE), Darío Castiglioni, explicó a Dialogue Earth que ambos proyectos implicarán 91 millones de dólares de inversión y responden a estudios que “sugieren la conveniencia de instalar nuevas centrales solares” debido a la disminución del costo de abastecimiento de la demanda que permite esta tecnología.
Sustentabilidad nacional
El ministro de Ambiente de Uruguay, Edgardo Ortuño, dijo a Dialogue Earth que el impulso de las energías renovables “es parte fundamental del proyecto de desarrollo sostenible” que busca promover; por eso, espera que la incorporación de renovables “continúe creciendo” con el objetivo de avanzar en la segunda transición energética hacia la descarbonización con horizonte al 2050.
En 2021, Uruguay estableció una Estrategia Climática de Largo Plazo para alcanzar su objetivo de ser carbono neutral para 2050. Esto requiere una transición energética, cuya primera fase se centró en la creación de una matriz eléctrica alimentada por energías renovables. La segunda fase tiene tres pilares: eficiencia energética, electromovilidad y electrificación de la demanda. Esto implica la descarbonización del transporte y la industria, el impulso del almacenamiento de energía y la conversión en un centro regional de hidrógeno verde, es decir, hidrógeno producido íntegramente a partir de energías renovables. Por lo tanto, Uruguay necesita más hidrógeno y está apostando por la energía solar.
“Nos planteamos avanzar significativamente en movilidad sostenible a nivel familiar y en el transporte público con movilidad eléctrica, pero también a nivel de transporte carretero de carga, del fluvial y aéreo, lo que supone avanzar en el desarrollo del hidrógeno verde, que también plantea un avance en expansión de la energía solar en el país”, comentó.
Ramón Méndez, director ejecutivo de Asociación Ivy y presidente de la red global Renewables 21, explicó a Dialogue Earth que la primera transición energética uruguaya fue impulsada inicialmente por razones climáticas y ambientales, pero hoy esto ocurre por motivos económicos. “Hoy las renovables son las fuentes más baratas y además te independizan de las fluctuaciones de los precios de los combustibles fósiles”, señaló.
Méndez dijo que si bien en su momento la energía eólica era la más rentable para el Uruguay, en los últimos años el costo de la tecnología solar se redujo drásticamente y “hoy es más barata la electricidad producida con paneles fotovoltaicos que con los molinos de viento”.
Los proyectos en marcha
El proyecto que prevé instalarse en Punta del Tigre fue adjudicado en octubre de 2024 al consorcio integrado por las empresas Prodiel Energy de España y Teyma de Uruguay, y sirvió como prueba piloto para evaluar la participación extranjera en el sector solar uruguayo.
El mismo consorcio fue anunciado como operador del proyecto Cerro Largo, más grande, con 138.000 paneles, a principios de este mes, tras ser seleccionado por el gobierno entre otras ocho propuestas. La estación de Melo atrajo a otros dos licitadores extranjeros: la peruana ABCD Trading y la Power Construction Corporation of China.
Según Rodrigo Alonso, director de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUdER) y director general del Laboratorio de Energía Solar de la Universidad de la República (LES), el interés de China en el mercado solar uruguayo es puramente comercial. “Por un tema de costos, prácticamente todo lo que se instala en Uruguay proviene de China. Ese país domina por varios órdenes de magnitud el mercado solar tanto en producción de manufacturas como en instalaciones propias a nivel mundial”, comentó el académico.
En ese sentido, confirmó que los paneles solares que utilizarán los dos proyectos uruguayos serán de origen chino y afirmó que algunas compañías chinas ya estuvieron involucradas en obras de infraestructura en Uruguay vinculadas a la transmisión del sistema eléctrico.
Mendez, por otro lado, explicó que además de ofrecer insumos más baratos, China es capaz de brindar financiación con tasas muy favorables, lo que genera una mayor conveniencia de precio final para el consumidor. De todas maneras, eso no ha desencadenado polémicas importantes, opinó, ya que quienes se encargan de la instalación, la obra civil y el suministro posterior son empresas nacionales, y por tanto, existe un derrame sobre la economía local.
Castiglioni, en tanto, aseguró que la participación de firmas extranjeras “es algo habitual, ya que UTE por sí sola no puede hacerse cargo” de toda la inversión que requieren este tipo de iniciativas; y si bien dijo desconocer la existencia de ofertas de financiamiento directo de bancos chinos para estos proyectos, reconoció la influencia de las oficinas de inversión chinas en el desarrollo de las nuevas tecnologías. “A pesar de que Uruguay puede ser un mercado muy menor para China, el país es como una puerta de entrada a la región”, opinó.
Impactos ambientales
La instalación de estos parques solares podría tener diversos impactos ambientales en las zonas circundantes. Por ejemplo, dice Méndez, ocupan mucho terreno, especialmente en comparación con los parques eólicos. Por otro lado, Spinelli afirma que “la potencia actualmente instalada ocupa un área del 0,0033 % del territorio del Uruguay. Por lo cual, por más que se multiplique por varias veces la potencia instalada, no son áreas significativas para un país con una baja densidad de población”.
En cuanto a los parques eólicos, Méndez reconoce que las turbinas tienen un mayor impacto visual en el paisaje, generan ruido, producen la presencia de sombra estroboscópica al girar, y suponen un riesgo para las rutas migratorias de las aves.
Pero ambos expertos coinciden en que estos inconvenientes son infinitamente menores que los que generan otros tipos de tecnología, como los combustibles fósiles. En cuanto a los nuevos parques solares, Méndez afirma que “en general, la receptividad de los vecinos ha sido muy positiva”.
Mayor demanda
Las perspectivas de demanda eléctrica en Uruguay para la próxima década apuntan a un crecimiento significativo. Además de una tasa de crecimiento anual histórica del 2%, sectores como la electromovilidad, el incipiente desarrollo del hidrógeno verde y la instalación de nuevos centros de datos están impulsando cada vez más el consumo eléctrico local y haciendo que sea crucial encontrar nuevas alternativas de generación.
Según Noelia Medina, subsecretaria y coordinadora delprograma Future Energy Leaders del Consejo Mundial de la Energía, y economista especializada en finanzas, economía energética y regulación, ya hay indicios de que en Uruguay aparecerán proyectos a gran escala relacionados con estos sectores, lo que podría suponer una gran demanda para la red eléctrica uruguaya.
Spinelli dijo que en 2024 la demanda de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional significó 12,2 TWh en 2024, además de 1 TWh generado por la demanda de los autoproductores. Esto, sin incluir la demanda de data centers ni los proyectos de derivados de hidrógeno, que podrían llegar a significar instalaciones acumuladas de 1 GW de solar fotovoltaica al año 2030.
Estas proyecciones también se ven reflejadas en el Plan de Expansión del Parque de Generación Eléctrica 2024-2043 publicado en marzo. Entre sus principales hallazgos, el documento señala que la demanda llegará a 14 teravatios-hora al año a partir de 2035, por lo que se requerirá la instalación de 2.100 a 2.420 MW de nueva capacidad eólica y de 1.130 a 1.375 MW de solar hasta el año 2043 para mantener un adecuado suministro.
A pesar de estas proyecciones, la red nacional uruguaya está bien equipada para absorber la nueva capacidad solar, comenzó Spinelli. Se han planificado obras en la red de transmisión, muchas de las cuales ya empezaron a ejecutarse, por lo que en principio “no sería un problema conectar la generación eólica y solar fotovoltaica en los próximos años”, agregó. Castiglioni, por su parte, confirmó que UTE ha hecho un trabajo de inversión “muy fuerte” en la distribución de energía para asegurar que la generación pueda ser tomada y distribuida eficientemente.
Financiación internacional y exportación
Debido a que las herramientas locales pueden ser limitadas, la búsqueda de financiamiento internacional “está siempre en carpeta”, reconoció Castiglioni en relación a organismos como el Fondo Verde para el Clima (GCF) o el Banco Interamericano de Desarrollo. Es por eso, mencionó Spinelli, que el MIEM, junto a otros actores gubernamentales “están atentos a las oportunidades de financiamiento climático”, con proyectos ya en marcha de cooperación internacional.
Méndez, quien fue parte del directorio del GCF, señaló que estos proyectos son de interés para el organismo, pero aclaró que las escalas sobre las que trabaja el Fondo Verde suelen ser “mucho mayores”. Aún así, comentó, existen “múltiples opciones para Uruguay para poder obtener el financiamiento barato”, probablemente una combinación de fondos propios y préstamos.
Consultada respecto a cómo podrían contribuir estos proyectos a la integración energética regional y a las exportaciones, Spinelli destacó que Uruguay “ya se encuentra trabajando en los ámbitos regionales para promover una mayor integración energética y para gestionar mejor esa disponibilidad de energía eléctrica de bajo costo”, que tendrá cada uno de los países cercanos a medida que vayan tendiendo a una matriz eléctrica cada vez más renovable.
“En 2022 se llegó a exportar energía por casi US$ 400 millones, cerca del 1% del PBI, por lo que claramente hoy la energía es un producto no tradicional de exportación de Uruguay”, celebró Méndez.
Lucia Cuberos periodista con base en Uruguay. Escribe en el semanario Búsqueda
Misiones concretó un hecho histórico con la puesta en marcha de su primera estación de expendio continuo de Gas Natural Comprimido (GNC), tras 12 años de planificación y gestiones. Se trata de la única provincia del país sin acceso a red de gasoductos, por lo que el proyecto —a cargo de Next Energy— implementó un gasoducto virtual mediante racks transportados en tráilers desde Córdoba. El sistema permitirá abastecer inicialmente al transporte público y, a mediano plazo, a flotas privadas y consumidores particulares.
“Hoy Misiones ingresa a una nueva etapa en materia energética. La habilitación marca la primera estación dentro de un régimen normativo innovador definido por ENARGAS en enero de 2025”, explicó Alejandro Cambas, CEO de Next Energy.
Una década de planificación y obstáculos regulatorios
La llamada Estación Hija estuvo lista desde 2022, pero su apertura se demoró por cambios regulatorios y homologaciones técnicas exigidas por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). La normativa vigente hasta 2025 no contemplaba de manera específica el modelo de almacenador y transportador de GNC bajo el esquema de gasoducto virtual.
Claudio Spurkel, gerente de Desarrollo de Proyectos de Next Energy, detalló que “el proyecto demandó más de una década entre planificación, compra de materiales e ingeniería. El cuello de botella fue la homologación del sistema de transporte, que incluye certificaciones internacionales para cargas peligrosas”.
Actualmente, los tráilers parten desde Córdoba —a 1.100 kilómetros de Posadas—, aunque en los próximos meses se instalará un centro de carga en Paso de los Libres, Corrientes, a solo 350 km, lo que reducirá costos logísticos y garantizará un abastecimiento más eficiente.
Cómo funciona el sistema
La estación de Next Energy opera bajo un esquema de expendio continuo de GNC:
Los racks transportan gas desde Córdoba y funcionan como depósitos pulmón.
Una vez descargados, son reemplazados y reabastecidos de manera rotativa.
Eco Mission es la compañía a cargo del traslado, mientras que Next Energy gestiona la estación.
En esta primera etapa, el servicio estará destinado a dos colectivos Iveco 0 km a GNC, en reemplazo de las antiguas unidades Scania diésel. El plan prevé sumar diez unidades adicionales en los próximos meses, con una autonomía promedio de 300 a 350 km por carga.
Los beneficios económicos son significativos: el ahorro en costos de operación oscila entre 25% y 45% respecto al diésel, dependiendo del tipo de vehículo y uso. En Buenos Aires, por ejemplo, el metro cúbico de GNC cuesta alrededor de $700 frente a $1.500 de la nafta súper, lo que implica casi la mitad del costo.
Normativa y nueva figura de “almacenador”
El marco regulatorio que permitió concretar este proyecto se formalizó en enero de 2025, cuando ENARGAS creó la figura del almacenador de GNC. Bajo esta modalidad, la empresa responsable asume la gestión integral: compra, transporte, descarga y expendio.
“Somos los primeros en obtener esta homologación, lo que nos da autonomía frente a las distribuidoras y abre un camino regulatorio más claro para nuevos proyectos en provincias sin gasoducto”, sostuvo Cambas.
La iniciativa se alinea con políticas nacionales de transición energética y descarbonización. Además, se vincula con los avances en Vaca Muerta, donde las operaciones de fractura ya migran progresivamente de diésel a gas.
Impacto económico, ambiental y político
El proyecto posiciona a Misiones en un escenario de innovación energética, con impactos en tres frentes:
Económico: reducción del costo operativo para el transporte público y, en el futuro, para flotas privadas e industriales.
Ambiental: sustitución del diésel por GNC, reduciendo emisiones de gases contaminantes y alineando la matriz con energías más limpias.
Político-institucional: Misiones deja de ser “una isla energética” al sumarse al mapa del GNC nacional, en un contexto donde la integración regional es clave.
Esta habilitación “abre la puerta a un cambio estructural en la matriz energética provincial”, aunque el desafío será crear demanda suficiente: conversión de autos particulares, nuevas homologaciones y expansión de estaciones al público en general.
Próximos pasos en la transición energética
Next Energy proyecta ampliar el esquema hacia:
Apertura al público general, una vez que se consolide la flota cautiva.
Instalación del nodo en Paso de los Libres, que reducirá en un 70% la distancia de traslado del gas.
Expansión a sectores industriales y logísticos, con potencial para camiones pesados, barcazas fluviales y generación eléctrica.
Spurkel sintetizó el desafío: “Es el clásico dilema del huevo o la gallina. El consumidor espera estaciones habilitadas y el operador espera demanda. Hoy Misiones rompió esa inercia y abrió el camino”.
La Agencia para el Desarrollo Económico de Misiones (ADEMI), en conjunto con el Ministerio de Turismo, la Secretaría de Estado de Energía y la Cámara Misionera de Empresas Constructoras y Afines (CAMECA), presenta el nuevo Programa de Eficiencia Energética dirigido a emprendimientos turísticos de la provincia.
El lanzamiento oficial será el miércoles 27 de agosto a las 10:00 hs en la Sala de Prensa de Casa de Gobierno, con la presencia de autoridades provinciales y referentes del sector.
¿De qué se trata el programa?
La iniciativa busca optimizar el consumo energético en hoteles, lodges, cabañas y otros alojamientos turísticos, promoviendo el uso racional de la energía, la incorporación de tecnologías eficientes y la mejora de la rentabilidad de los emprendimientos. Se realizarán charlas informativas, capacitaciones técnicas y asesoramiento especializado, incluyendo la participación del experto internacional Klaus Burkhart, a través del programa alemán Senior Experten Service (SES) -profesionales jubilados con experiencia técnica y empresarial que brindan asesoramiento en distintos países-.
Beneficios para el sector turístico
Los emprendimientos participantes accederán a diagnósticos energéticos, asistencia técnica personalizada y recomendaciones prácticas para reducir costos y cuidar el ambiente. El programa se implementará en cinco ciudades: Puerto Iguazú, Aristóbulo del Valle, El Soberbio, Eldorado y Posadas, iniciando el 15 de septiembre en Puerto Iguazú.
Inscripciones y contacto
Las inscripciones estarán abiertas a partir del 27 de agosto en www.ademi.org.ar. Para más información, comunicarse a info@agenciamisiones.org.ar o al +54 3764 112101.
La Secretaría de Energía emitió la Resolución 353/2025, que otorga a Southern Energy S.A. un certificado de libre exportación de Gas Natural Licuado (GNL) por un plazo de tres décadas. La autorización contempla volúmenes diarios de hasta 548.900 MMBTU y un total de 5.464 millones de MMBTU entre 2028 y 2058. El proyecto está condicionado a la construcción de un gasoducto de 470 km que conectará Neuquén con Río Negro.
La medida se enmarca en la Ley 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, que reformó el marco regulatorio del gas natural (Ley 24.076) y habilitó nuevas actividades como la producción de GNL y el almacenamiento subterráneo.
En particular, el artículo 3° bis de la Ley 24.076 otorga a los exportadores autorizados el derecho a operar “en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones”, siempre que cuenten con la infraestructura de transporte y procesamiento necesaria. La Resolución 353/2025 se suma a las disposiciones del Decreto 1.057/2024, que reglamentó la operatoria de exportaciones firmes de largo plazo.
Southern Energy ya había recibido en abril un primer certificado de libre exportación (Resolución 165/2025) con vigencia entre 2027 y 2057. El nuevo permiso amplía ese esquema, extendiéndolo entre septiembre de 2028 y agosto de 2058, con volúmenes mayores y la incorporación de una segunda planta flotante de licuefacción, denominada MKII.
Detalles técnicos del proyecto: gasoducto y plantas flotantes
El certificado publicado como Anexo de la Resolución 353/2025 establece que Southern Energy podrá exportar:
CMD (Cantidad Máxima Diaria): 548.900 MMBTU.
CMA (Cantidad Máxima Anual): 191.241.750 MMBTU.
CT (Cantidad Total): 5.464.050.000 MMBTU.
Para viabilizar estos volúmenes, la empresa se comprometió a construir un gasoducto de 36 pulgadas y 470 km, que partirá desde Tratayén (Neuquén) hasta San Antonio (Río Negro), con capacidad de transporte de 28 millones de m³ diarios y puesta en marcha prevista para mayo de 2028.
El proyecto fue declarado de carácter estratégico dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en abril de este año, tras la adhesión aprobada por la Resolución 559/2025 del Ministerio de Economía. Esto le otorga beneficios fiscales, cambiarios y aduaneros durante tres décadas.
La Secretaría de Energía, a través de sus áreas técnicas, validó que la disponibilidad de gas de la cuenca neuquina excede en más de veinte veces los volúmenes comprometidos para la exportación. Sin embargo, la garantía de estabilidad de la exportación prevista en la ley y el decreto reglamentario quedó expresamente supeditada a la ejecución del gasoducto.
En caso de que la infraestructura no esté lista al inicio de las operaciones, la empresa deberá gestionar, bajo su propio riesgo, la contratación de capacidad disponible en el sistema de transporte existente.
La resolución también obliga a Southern Energy a cumplir con los requisitos de información, mantenimiento de disponibilidad y reportes previstos en los artículos 6° y 8° de la Resolución 145/2025, que regula el procedimiento de exportación de GNL.
La autorización refuerza la estrategia del Gobierno nacional de posicionar a la Argentina como exportador de GNL a gran escala, aprovechando los recursos excedentes de Vaca Muerta. La magnitud del proyecto —un horizonte de 30 años de ventas externas aseguradas— busca garantizar previsibilidad para atraer financiamiento internacional y socios tecnológicos.
Desde el punto de vista económico, el esquema podría generar un flujo sostenido de divisas en un contexto en el que el sector energético se proyecta como uno de los motores de la balanza comercial. No obstante, expertos advierten que el desafío clave será la infraestructura de transporte y la posibilidad de compatibilizar los compromisos de exportación con la demanda interna, especialmente en picos invernales.
En el plano político, la decisión profundiza la impronta liberal del actual marco energético, en línea con el Decreto 70/2023 y la Ley de Bases, que reducen la discrecionalidad estatal y otorgan seguridad jurídica a los privados.
Si Southern Energy cumple con el cronograma de inversiones, el país contará desde 2028 con al menos dos plantas flotantes de licuefacción operativas, conectadas por un gasoducto dedicado a la exportación. Ello abre la puerta a que la Argentina se convierta en un hub regional de GNL, con acceso a mercados internacionales en Europa y Asia.
El horizonte a tres décadas convierte a este proyecto en uno de los de mayor envergadura del sector energético nacional, comparable con la construcción de gasoductos troncales en la historia reciente. La incógnita radica en si el Estado y el sector privado podrán cumplir con los plazos de inversión y con la estabilidad macroeconómica necesaria para sostener la confianza de los mercados.
