energía eléctrica

Energía y agua: culmina el tendido eléctrico para 15 familias mbya de Iguazú

Compartí esta noticia !

La obra del tendido eléctrico permitirá abastecer de energía a las 15 familias que integran la comunidad ubicada en la zona de las 2000 Hectáreas. Además, garantizará el funcionamiento del sistema de bombeo de agua potable instalado en el lugar. Los trabajos están a cargo del Distrito Iguazú y está prevista su finalización para esta semana.

El Gobierno de Misiones, a través de Energía de Misiones y con la colaboración de la Municipalidad local, lleva adelante la nueva obra de electrificación para beneficio de la comunidad mbya Mbaraka Poty, en Puerto Iguazú. Las acciones comprenden la extensión de una línea de 7,6 kV y el montaje de una subestación con un transformador de 16 kVA de potencia.

La nueva infraestructura permitirá abastecer a las 15 familias de la aldea y, al mismo tiempo, suministrar la energía necesaria para el funcionamiento de la bomba de agua.

De esta manera, la obra eléctrica complementa las inversiones realizadas para la provisión de agua potable, que incluyen un pozo perforado y un sistema de bombeo ya instalados en la comunidad.

Los trabajos se encuentran en su etapa final, y según detallaron los técnicos, entre el miércoles y jueves se harán las pruebas finales para probar elnsistrma de bombeo y dejarlo listo para su uso.

Calidad de vida y desarrollo

Mbaraka Poty se encuentra asentada en la zona de las 2000 Hectáreas de Puerto Iguazú y forma parte de las diez comunidades mbya que sostienen su organización territorial en la localidad. Sus familias también impulsan proyectos turísticos de autogestión como parte de las actividades que desarrollan.

El nuevo tendido eléctrico es de suma importancia para mejorar las condiciones de vida de las familias, ya que permite llevar energía a los hogares y garantiza el acceso al agua potable.

Compartí esta noticia !

Los precios mayoristas subieron 0,8% en julio, pero agro, industria y electricidad mostraron fuertes presiones

Compartí esta noticia !

A primera vista, julio dejó una señal de marcada moderación en los precios mayoristas: el índice que mide cuánto cobran productores e importadores por los bienes vendidos en el mercado interno avanzó apenas 0,8%. Pero debajo de ese promedio ocurrió algo bastante distinto.

El dato general fue contenido por una caída excepcional de 9,2% en petróleo crudo y gas, que restó casi un punto porcentual al índice. Sin ese contrapeso, numerosas ramas de la economía mostraron aumentos bastante mayores: los productos agropecuarios subieron 3,6%, la energía eléctrica 5,8%, los vehículos 2,7%, los químicos 2% y los productos manufacturados 1,7%.

Ese contraste convierte al informe del Sistema de Índices de Precios Mayoristas del INDEC en una fotografía particularmente interesante de julio: el promedio fue bajo, pero la presión de costos no desapareció; estuvo fuertemente compensada por la energía primaria.

El Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) aumentó 0,8% mensual, 16,6% desde diciembre y 31,1% interanual. El Índice de Precios Internos Básicos al por Mayor (IPIB), que excluye el componente impositivo, también subió 0,8%, acumuló 15,5% en el año y llegó a 30,2% interanual. A su vez, el Índice de Precios Básicos del Productor (IPP) avanzó 0,9% mensual, 15,5% en el año y 31,3% contra julio de 2025.

Los tres indicadores, con metodologías diferentes, describen por lo tanto una dinámica similar: los precios en la puerta de fábrica y en el circuito mayorista continuaron aumentando, aunque julio mostró una variación general reducida.

El petróleo explica buena parte del 0,8%

La clave para interpretar el mes está en mirar las incidencias y no solamente las variaciones.

Dentro del IPIM, los productos nacionales aportaron 0,77 punto porcentual a la suba mensual. Los manufacturados y la energía eléctrica aportaron 1,26 punto, pero los productos primarios restaron 0,49.

Dentro de estos últimos hubo dos fuerzas en dirección opuesta: los productos agropecuarios sumaron 0,39 punto porcentual, mientras petróleo crudo y gas restaron 0,91 punto.

Ese -0,91 resulta decisivo: por sí solo, el petróleo neutralizó buena parte de las presiones alcistas que se observaron en el resto del sistema.

El propio INDEC identifica entre las mayores incidencias positivas del mes a los productos agropecuarios, con 0,39 punto; sustancias y productos químicos, con 0,19; vehículos automotores, carrocerías y repuestos, con 0,17; y alimentos y bebidas, con 0,16. Del otro lado apareció petróleo crudo y gas, con -0,91 punto.

Por eso, leer el 0,8% como una estabilidad generalizada de los precios de producción sería incompleto. Julio combinó aumentos relevantes en varias ramas con una baja extraordinaria de uno de los componentes primarios de mayor peso.

El agro volvió a acelerar

Uno de los movimientos más fuertes estuvo en el sector agropecuario.

Los productos agropecuarios aumentaron 3,6% en el IPIM, 3,9% en el índice básico mayorista y 3,8% en precios básicos del productor. Los productos pesqueros, por su parte, subieron 2,4%.

En términos interanuales, los productos agropecuarios se ubicaron 33,8% por encima de julio de 2025 en el IPIM, mientras los productos pesqueros acumularon 42,1%.

Sin embargo, el acumulado anual presenta una imagen diferente. Entre diciembre y julio, los productos agropecuarios subieron 10,2%, claramente por debajo del 16,6% del índice general, mientras pesca acumuló 22,5%.

Esto marca una diferencia entre el comportamiento reciente y la trayectoria anual: el agro tuvo un julio caliente después de siete meses en los que había aumentado menos que el promedio mayorista.

La electricidad: 5,8% en un solo mes y casi 45% en el año

El dato más intenso del informe aparece en la energía eléctrica.

Los precios mayoristas de la electricidad aumentaron 5,8% solamente en julio, la variación mensual más alta entre las divisiones relevadas.

En los primeros siete meses del año acumularon una suba de 44,6%, casi tres veces el 16,6% del nivel general del IPIM. Y en doce meses el aumento alcanza 45%.

El dato tiene una lectura económica relevante porque la electricidad no es solamente un producto final: es un costo transversal de buena parte de la actividad productiva. Por eso, su evolución puede trasladarse de manera indirecta a diferentes cadenas industriales y comerciales.

Manufacturas: aumentos generalizados con diferencias sectoriales

Los productos manufacturados subieron 1,7% mensual dentro del IPIM. La dispersión entre actividades fue amplia.

Tabaco aumentó 3,2%; muebles y otros productos industriales, 2,9%; vehículos, carrocerías y repuestos, 2,7%; productos metálicos básicos, 2,6%; equipos para medicina e instrumentos de medición, 2,6%; productos de minerales no metálicos, 2,4%; y máquinas y aparatos eléctricos, 2,2%.

Alimentos y bebidas avanzaron 1,4% mensual, papel y productos de papel 1,6% y sustancias y productos químicos 2%.

Para una provincia como Misiones, con fuerte presencia forestal, resulta especialmente relevante la evolución de madera y productos de madera —excepto muebles—, que mostró un incremento mensual de 0,9%, inferior al promedio manufacturero. El rubro acumula 9,9% en los primeros siete meses de 2026 y 20,7% interanual.

También el papel mostró una trayectoria relativamente contenida: 1,6% mensual, 11,9% acumulado y 19,5% interanual.

Son dos datos relevantes para observar la evolución de costos y precios de salida de una cadena con fuerte peso en la economía del NEA.

Importados: subieron menos que la producción nacional

Otro elemento significativo fue el comportamiento de los productos importados.

En julio aumentaron 0,5% en el IPIM, frente al 0,8% de los productos nacionales. En el índice básico mayorista, los importados subieron 0,6% contra 0,9% de los nacionales.

La diferencia se vuelve mucho más pronunciada cuando se mira el acumulado del año: los productos importados registraron una suba de 8,4%, prácticamente la mitad del 17,2% correspondiente a los productos nacionales dentro del IPIM.

También en la comparación interanual se observa una brecha: los importados aumentaron 21,3%, mientras los productos nacionales lo hicieron 31,8%.

El contraste es relevante para la estructura competitiva de la economía: en la medición del INDEC, los bienes importados vienen aumentando bastante menos que los producidos localmente.

Petróleo y combustibles: dos historias diferentes

Uno de los contrastes más llamativos del informe surge dentro de la misma cadena energética.

Mientras petróleo crudo y gas cayó 9,2% en julio, los productos refinados del petróleo aumentaron 0,7% en el IPIM.

En doce meses, sin embargo, los refinados acumulan una suba de 59%, el incremento más alto entre las principales ramas manufactureras relevadas, mientras petróleo crudo y gas registra 45,7%.

Y durante 2026, el crudo y gas todavía acumula un incremento de 42,6%, pese a la fuerte baja de julio; los refinados avanzaron 30%.

La caída mensual, por lo tanto, no implica que la presión energética del año haya desaparecido. Más bien funciona como una corrección potente dentro de una trayectoria previa de aumentos muy elevados.

Un índice calmo por fuera, mucho más movido por dentro

El 0,8% mayorista de julio ofrece una señal favorable desde el promedio, pero el detalle obliga a una lectura más cuidadosa.

El petróleo cayó 9,2% y actuó como un gigantesco amortiguador estadístico. Al mismo tiempo, aumentaron 3,6% los productos agropecuarios, 5,8% la electricidad, 2,7% los vehículos, 2,9% muebles y otros productos industriales y 2,4% los productos de minerales no metálicos.

La industria manufacturera en conjunto avanzó 1,7%.

Por eso, la principal conclusión que deja el informe no es solamente que los mayoristas aumentaron 0,8%, sino que ese resultado se construyó sobre movimientos sectoriales muy dispares.

Detrás de un promedio relativamente bajo siguen operando focos de presión relevantes en energía eléctrica, agro, químicos y distintos segmentos industriales. Al mismo tiempo, los bienes importados mantienen aumentos sensiblemente inferiores a los nacionales.

La inflación mayorista de julio, en definitiva, no fue uniforme ni generalizada: fue una combinación de fuertes aumentos sectoriales neutralizados por una caída excepcional del petróleo. Y esa composición será tan importante como el índice general para anticipar qué costos pueden trasladarse hacia adelante en las cadenas productivas.

Compartí esta noticia !

Osvaldo Jaldo: “La macroeconomía mejoró, pero no llegó a la gente ni a la microeconomía”

Compartí esta noticia !

El gobernador de Tucumán, Osvaldo Jaldo, dejó una de las definiciones económicas y políticas más fuertes de la 24ª Asamblea de Gobernadores del Norte Grande realizada en Posadas. Reivindicó el diálogo institucional con el Gobierno nacional, reclamó acelerar las obras necesarias para garantizar gas y energía al Norte y advirtió que la mejora de algunos indicadores macroeconómicos todavía no se tradujo en una recuperación de los ingresos, el empleo y la actividad cotidiana.

Hoy la Argentina no está bien. Lo único que se hizo fue mejorar algunas variables macroeconómicas, pero ese mejoramiento no llegó abajo, no llegó a la gente, no llegó a la microeconomía”, afirmó Jaldo al finalizar la cumbre que reunió a los diez gobernadores del NEA y NOA y que tuvo como anfitrión al mandatario misionero Hugo Passalacqua.

La energía ocupó buena parte de su análisis. Jaldo sostuvo que, aunque la política energética es una atribución del Gobierno nacional, los gobernadores tienen la obligación de involucrarse porque la disponibilidad y el precio del gas y la electricidad impactan directamente sobre los hogares, la producción, las exportaciones y el empleo.

Es una facultad exclusiva del Gobierno nacional, pero los gobernadores nos tenemos que involucrar porque no hay duda de que la energía eléctrica la necesitamos para nuestra gente a nivel domiciliario, pero también la necesitamos para nuestra industria”, explicó.

Del primer lugar al último: el nuevo mapa del gas golpea al Norte

Jaldo describió cómo cambió la situación energética del Norte argentino a partir del reemplazo del gas boliviano por la producción proveniente de Vaca Muerta.

Durante años, recordó, el gas importado ingresaba al país desde Bolivia y las primeras provincias abastecidas eran precisamente las del NOA.

Antes éramos las primeras en recibir el gas cuando se lo compraba a Bolivia: entraba por Jujuy, Salta, Tucumán y así desde el norte hacia el sur. Hoy hemos quedado al último porque el gas que se provee viene del sur del país, de Vaca Muerta”, señaló.

Ese cambio de dirección convirtió a la infraestructura de transporte en un asunto estratégico. Por eso, uno de los planteos realizados al jefe de Gabinete, Diego Santilli, fue acelerar las obras que permitan completar la reversión del sistema y utilizar plenamente el Gasoducto Norte.

Le hemos planteado la necesidad de agilizar algunas obras de infraestructura, que es la planta de reversión. Vamos a aprovechar el Gasoducto Norte para que desde Vaca Muerta llegue en la cantidad suficiente para nuestros vecinos de cada una de las provincias que estamos hoy acá presentes, como así también para nuestra industria”, sostuvo.

El costo de quedarse sin energía: 100.000 empleos en juego

Para dimensionar el problema, Jaldo llevó la discusión energética directamente al terreno productivo.

Tucumán tiene dos complejos económicos particularmente sensibles al abastecimiento: la industria citrícola y la cadena sucroalcoholera. Entre ambas, señaló el gobernador, están vinculadas a cerca de 100.000 fuentes de trabajo.

Hemos tenido graves problemas por la falta de gas porque tenemos industrias como la citrícola que se mueve exclusivamente en base a gas y también tenemos la actividad sucroalcoholera, que es la de la caña de azúcar”, explicó.

En el caso de los ingenios existen fuentes alternativas durante parte del proceso, ya que pueden utilizar el bagazo de la propia caña para alimentar sus calderas. Sin embargo, el gas sigue siendo necesario para poner en marcha la producción.

Jaldo planteó entonces el escenario más extremo para explicar por qué considera que la energía debe formar parte de la agenda política de los gobernadores.

Nuestras dos actividades principales son más de 100.000 puestos de trabajo en Tucumán. Ustedes se imaginan, por no andar un ingenio, por no andar una citrícola por falta de energía, que haya 100.000 desocupados en Tucumán”, advirtió.

Energía cara también significa perder mercados

El problema no termina con la disponibilidad. Jaldo introdujo otra variable determinante: el precio del gas.

Según explicó, durante los episodios de restricciones energéticas la oferta terminó apareciendo, pero a costos que golpearon directamente la competitividad industrial.

El gas en algún momento empezó a llegar, pero a valores muy elevados, con lo cual el costo de producción de nuestra industria se elevó tanto que por ahí nos sacó de competencia”, señaló.

El riesgo, agregó, es particularmente elevado para una economía regional fuertemente exportadora.

Tucumán tiene casi 150 productos en 160 países y cuando uno sale de competitividad, mercado que se pierde luego cuesta recuperarlo en esta economía globalizada”, advirtió.

La frase expone uno de los argumentos centrales del Norte Grande: la energía no puede analizarse únicamente como una cuestión tarifaria o domiciliaria, porque constituye uno de los principales componentes de competitividad de las economías regionales.

El respaldo a Misiones y Corrientes por el gas natural

Consultado específicamente por la situación de Misiones, una de las provincias argentinas que todavía no cuenta con gas natural por redes troncales, Jaldo aseguró que el reclamo tiene el respaldo de los gobernadores del bloque.

Todos apoyamos a Misiones como apoyamos también a Corrientes, a aquellas provincias que no solo les falta el gas, sino que no lo tienen”, afirmó.

Y vinculó ese respaldo con la propia razón de ser del bloque regional.

Para eso existe esta Asamblea del Norte Grande, para eso existen estas reuniones con los diez gobernadores: tratamos los temas regionales, pero nos solidarizamos con los problemas específicos de cada una de las provincias”, explicó.

“Hay que terminar con las grietas”

El gobernador tucumano también dejó una definición política frente a las críticas que reciben los mandatarios que mantienen una relación institucional con el presidente Javier Milei.

Jaldo no esquivó su identificación como gobernador “dialoguista” y defendió abiertamente esa posición.

Muchas veces hay gobernadores, como quien habla —hablo por mí—, que somos criticados porque somos gobernadores dialoguistas. Todos sabemos que el Presidente no es de mi espacio político ni yo tampoco soy del de él”, expresó.

Pero inmediatamente marcó la diferencia entre la competencia partidaria y la responsabilidad de gobierno.

Eso no quiere decir que no tengamos que conversar con el Presidente, no quiere decir que su jefe de Gabinete pueda venir a esta asamblea con diez gobernadores porque es de un partido político diferente”, sostuvo.

Y agregó una de sus definiciones más contundentes: “Acá hay que terminar con las grietas, acá hay que terminar con las diferencias que tanto mal le hicieron a nuestra querida patria argentina”.

Para Jaldo, la legitimidad democrática obliga tanto al Presidente como a los gobernadores a encontrar mecanismos de convivencia institucional.

Los gobernadores representamos al 100% de los que viven en nuestra provincia. El Presidente representa a todos los argentinos y ha sido elegido en democracia por la voluntad popular. Quienes tenemos responsabilidad institucional debemos estar a la altura de las circunstancias”, afirmó.

“El que tiene empleo no llega a fin de mes”

La defensa del diálogo, sin embargo, no implicó un respaldo sin matices al rumbo económico nacional. Allí Jaldo trazó una línea clara.

Reconoció avances macroeconómicos, pero sostuvo que esos resultados todavía no modificaron la realidad cotidiana de buena parte de los argentinos.

Hoy la Argentina no está bien. Hoy lo único que se hizo fue mejorar algunas variables macroeconómicas, pero ese mejoramiento no llegó abajo, no llegó a la gente, no llegó a la microeconomía”, insistió.

Y avanzó sobre uno de los puntos más sensibles de la coyuntura: los ingresos familiares.

Hoy los sueldos, aquel que tiene la posibilidad de tener un empleo, no llega a fin de mes. Y también el que tiene un empleo tiene un nivel de endeudamiento importante”, sostuvo.

Para el gobernador tucumano, el deterioro se explica por una combinación de salarios insuficientes, falta de recomposición de los ingresos y problemas laborales.

Por los salarios bajos, por la falta de incrementos salariales y ni qué hablar de los niveles de desocupación que tiene hoy la Argentina, hay problemas muy importantes por solucionar”, afirmó.

Del diálogo a las soluciones

Consultado sobre la afirmación de Santilli de que el 90% de los pedidos realizados por los gobernadores ya se encuentran resueltos, Jaldo evitó entrar en una discusión porcentual.

Reconoció que existen cuestiones encaminadas, aunque recordó que durante este mismo año las provincias sufrieron problemas concretos de abastecimiento energético.

Hay muchos problemas que van en vías de solución, pero tampoco podemos negar que este año hemos tenido problemas con la provisión de energía, fundamentalmente del gas en nuestras provincias”, señaló.

Para Jaldo, ese equilibrio entre diálogo y reclamo define el papel que pretende asumir el Norte Grande frente a la administración nacional.

La Asamblea realizada en Posadas fue la número 24 desde la conformación del espacio y, según el mandatario tucumano, esa continuidad ya permitió obtener resultados.

Desde esta asamblea, que es la número 24 que llevamos los gobernadores del Norte, humildemente vamos haciendo nuestros planteos, vamos planteando nuestras necesidades y muchos problemas hemos solucionado en el ámbito de este tipo de asambleas”, concluyó.

La síntesis que dejó Jaldo en Posadas combinó así dos mensajes dirigidos a la Casa Rosada: los gobernadores del Norte están dispuestos a sostener el diálogo institucional, pero esperan que la estabilización macroeconómica se transforme en energía disponible, producción, salarios, empleo y recuperación de la economía real.

Compartí esta noticia !

El Gobierno reordena los fondos de las exportaciones eléctricas y redefine cómo financiará la expansión de la red

Compartí esta noticia !

La Secretaría de Energía modificó el esquema de financiamiento de las obras de transporte eléctrico y dejó sin efecto el mecanismo que destinaba hasta el 75% de los recursos de la Cuenta de Exportaciones del Mercado Eléctrico Mayorista al extinto Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF). La decisión concentra nuevamente en el organismo regulador la capacidad de definir el destino de esos fondos mediante instrucciones específicas.

La medida fue formalizada a través de la Resolución 201/2026, publicada este lunes en el Boletín Oficial, que deroga los artículos 5°, 6° y 7° de la Resolución 593/2022 y el artículo 3° de la Resolución 606/2023. El cambio se produce después de la disolución del FFTEF, dispuesta por el Decreto 234/2025, y completa el reordenamiento institucional del esquema de financiamiento de las ampliaciones del sistema eléctrico.

La Cuenta de Exportaciones había sido creada en 2021 dentro del Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista y se integra con los ingresos netos que CAMMESA obtiene por las operaciones de exportación de electricidad, una vez descontados los costos asociados. La normativa original establecía que esos recursos debían financiar obras de infraestructura energética.

El giro regulatorio consiste ahora en que esos fondos ya no quedan asociados a un vehículo fiduciario específico. La Resolución 201/2026 establece que serán asignados mediante instrucciones regulatorias particulares de la Secretaría de Energía, en ejercicio de las facultades que le otorga el artículo 3° de la Resolución 1.037/2021.

En términos de política energética, esto implica un cambio relevante en la administración de los recursos: el Estado conserva la fuente de financiamiento vinculada a las exportaciones eléctricas, pero elimina la asignación automática o predeterminada a través del FFTEF. La Secretaría de Energía podrá determinar qué obras requieren financiamiento en función de las prioridades técnicas y de las necesidades del sistema.

El cambio está directamente relacionado con la disolución del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal. El Decreto 234/2025 eliminó ese fondo, pero mantuvo la política de financiar ampliaciones del sistema de transporte eléctrico mediante mecanismos diferenciados. Al mismo tiempo, modificó el artículo 31 de la Ley 15.336 y estableció que el 19,86% de la recaudación total del Fondo Nacional de la Energía Eléctrica (FNEE) será destinado a obras de ampliación del transporte en alta tensión orientadas a abastecer la demanda o interconectar regiones eléctricas para mejorar la calidad y seguridad del suministro.

La resolución de la Secretaría de Energía aclara que esta nueva arquitectura no implica abandonar el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional. Las obras incluidas en ese programa mantienen su vigencia como ampliaciones del sistema de transporte en alta tensión, aunque su financiamiento deberá definirse bajo el nuevo esquema y de acuerdo con las prioridades técnicas y presupuestarias que establezca la autoridad.

La diferencia es importante: una obra puede continuar siendo considerada necesaria para el sistema eléctrico sin conservar automáticamente una fuente de financiamiento determinada. El nuevo régimen separa la planificación de las obras de la asignación concreta de los recursos, dejando a la Secretaría de Energía la decisión sobre cuáles proyectos financiar y con qué fuente disponible.

La resolución también depura el universo de proyectos heredados del antiguo esquema. Todas aquellas encomiendas, instrucciones de gestión o instrucciones para iniciar procesos licitatorios vinculadas al FFTEF quedarán sin efecto si no habían derivado en contratos con terceros antes del 28 de marzo de 2025 y tampoco figuran entre los contratos en ejecución incorporados al anexo de la Resolución 343/2025.

La excepción alcanza precisamente a las obras que ya tenían contratos en curso de ejecución al momento de la disolución del Fondo. Esos contratos fueron transferidos a la Secretaría de Energía, que asumió el rol de comitente y quedó a cargo de su continuidad.

La medida también despeja una situación normativa generada por el préstamo que CAMMESA había otorgado a ENARSA para financiar las obras de reversión del Gasoducto Norte, actualmente denominado Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno. La Resolución 606/2023 había suspendido transitoriamente el mecanismo de aportes de la Cuenta de Exportaciones al FFTEF hasta que se produjera el reintegro de los fondos.

Con la desaparición del fondo fiduciario receptor, la Secretaría de Energía considera que esa suspensión perdió su objeto y, por esa razón, también elimina el artículo que la establecía. El argumento central es jurídico y operativo: no puede mantenerse un mecanismo de transferencia cuyo destinatario institucional dejó de existir.

El nuevo esquema otorga mayor discrecionalidad a la autoridad energética, pero también coloca sobre ella una responsabilidad mayor: transformar una fuente de recursos disponible en un programa de inversiones que permita resolver los cuellos de botella de la red. En un sistema eléctrico donde la expansión del transporte condiciona la incorporación de nueva generación y la capacidad de abastecer una demanda creciente, la asignación de capital hacia las obras prioritarias se vuelve una decisión estratégica.

Para los usuarios y para las economías regionales, el efecto no necesariamente será inmediato ni se traducirá directamente en la factura eléctrica. El impacto potencial está en otro lugar: una red de alta tensión con mayor capacidad y confiabilidad permite reducir restricciones, mejorar la seguridad del abastecimiento y facilitar la interconexión entre regiones eléctricas.

La resolución, por lo tanto, no anuncia nuevas obras ni asigna en esta instancia un monto determinado a proyectos específicos. Lo que modifica es el mecanismo mediante el cual la Secretaría de Energía podrá decidir el destino de los recursos de la Cuenta de Exportaciones. El próximo paso relevante será observar qué instrucciones regulatorias emita el organismo y qué ampliaciones sean finalmente priorizadas.

El cambio consolida así una nueva arquitectura para el financiamiento de la infraestructura eléctrica: desaparece el fondo fiduciario como vehículo de asignación, se preservan las obras consideradas estratégicas y la Secretaría de Energía recupera una herramienta central para ordenar los recursos disponibles según las necesidades del sistema.

Compartí esta noticia !

Habilitan una línea eléctrica de 93 kilómetros para abastecer al proyecto minero Josemaría–Filo del Sol en San Juan

Compartí esta noticia !

El Gobierno nacional autorizó a Vicuña Argentina S.A. a construir una nueva línea de alta tensión de 93 kilómetros destinada a abastecer exclusivamente al Proyecto Minero Integrado Josemaría–Filo del Sol, en el norte de San Juan. La obra tendrá una capacidad de 220 kV, será de doble terna y conectará las futuras estaciones transformadoras Josemaría y Chaparro.

La autorización fue formalizada mediante la Resolución 197/2026 de la Secretaría de Energía, publicada este viernes en el Boletín Oficial, y constituye un paso regulatorio relevante para la infraestructura eléctrica asociada a uno de los proyectos mineros de mayor escala en desarrollo en la provincia.

La línea será construida, operada y mantenida íntegramente a costo de la empresa y para su propia necesidad. La autorización tendrá una vigencia de 25 años y no implica, de acuerdo con la resolución, que la infraestructura pase a formar parte de una obra de uso compartido por terceros.

El proyecto contempla una línea de transporte eléctrico en 220 kV y doble terna, con una extensión aproximada de 93 kilómetros entre la futura Estación Transformadora Josemaría, ubicada en el predio del emprendimiento minero, y la futura Estación Transformadora Chaparro, que será construida con capacidad de transformación de 500/220 kV.

El punto central de la decisión es que la Secretaría de Energía concluyó que se cumplieron las condiciones previstas por el artículo 31 de la Ley 24.065 para autorizar una instalación de transporte eléctrico de uso particular. Ese régimen exige evaluar, entre otros aspectos, que no exista una necesidad o conveniencia pública de utilización compartida de la infraestructura, incluso en el largo plazo.

Antes de otorgar la autorización se realizó una Audiencia Pública convocada por el entonces Ente Nacional Regulador de la Electricidad. La instancia se llevó a cabo el 15 de enero de 2026 y permitió incorporar las observaciones de los distintos actores vinculados con el sistema eléctrico, además de analizar eventuales impactos técnicos, ambientales y regulatorios.

Según el análisis posterior realizado por la Dirección Nacional de Transporte y Distribución Eléctrica de la Secretaría de Energía, la audiencia cumplió con los requisitos establecidos por la normativa. El organismo concluyó además que no se detectaron impedimentos técnicos, ambientales ni regulatorios para avanzar con la obra y que durante el procedimiento no se acreditó una necesidad o conveniencia pública de uso compartido con terceros.

La autorización, sin embargo, no funciona como un permiso aislado de las reglas del sistema eléctrico. La resolución establece que la construcción y operación de la línea deberán ajustarse a las condiciones técnicas, ambientales y regulatorias aplicables al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), además de los requerimientos que surjan del Convenio de Conexión que deberá suscribirse con Transener.

La medida también involucra a los principales actores del sistema eléctrico nacional. La Secretaría de Energía dispuso notificar la autorización a Transener, Cammesa y al organismo regulador correspondiente, además de la propia empresa Vicuña Argentina.

Desde una perspectiva de desarrollo productivo, la infraestructura eléctrica constituye un componente crítico para transformar un proyecto minero en una operación industrial de escala. En este caso, el diseño elegido permite que la inversión en la conexión eléctrica sea afrontada directamente por el desarrollador del proyecto, mientras el Estado concentra su intervención en la evaluación regulatoria, técnica y ambiental y en la compatibilidad de la obra con el sistema eléctrico nacional.

La resolución no establece el monto de inversión asociado a la construcción de la línea ni fija un cronograma de ejecución de la obra. Tampoco anticipa por sí misma cuándo comenzará la operación comercial del proyecto minero. Lo que sí hace es despejar uno de los requisitos regulatorios necesarios para desarrollar la infraestructura eléctrica específica que deberá abastecerlo.

El siguiente desafío será convertir esta autorización en infraestructura efectiva. Para ello, Vicuña Argentina deberá cumplir las exigencias aplicables al SADI y avanzar en el Convenio de Conexión con Transener, mientras que la obra deberá mantenerse dentro de los parámetros técnicos, ambientales y regulatorios establecidos por las autoridades competentes.

Así, la decisión agrega una pieza concreta a la infraestructura necesaria para el desarrollo de Josemaría–Filo del Sol: una conexión eléctrica de 93 kilómetros que será financiada por el propio proyecto y que, durante los próximos 25 años, estará destinada a garantizar su abastecimiento energético bajo las condiciones establecidas por el marco regulatorio nacional.

Compartí esta noticia !

Categorías

Solverwp- WordPress Theme and Plugin