mié. Feb 25th, 2026

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Nuevos precios de la energía eléctrica, cuánto costará el MWh en verano 2025–2026

By Redacción Economis 4 meses ago
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Actualización de precios estacionales de la energía: la Secretaría de Energía fija nuevos valores para el verano 2025–2026 y ajusta el aporte al Fondo Nacional de la Energía Eléctrica

La Resolución 437/2025 redefine los precios de referencia, estabilizados y adicionales del Mercado Eléctrico Mayorista y actualiza el recargo del 2% que integra el Fondo Nacional de la Energía Eléctrica.

Nuevos valores para el Mercado Eléctrico Mayorista

A través de la Resolución 437/2025, publicada este 7 de noviembre en el Boletín Oficial, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía dispuso la actualización integral de los precios estacionales de la energía eléctrica, en el marco de la Programación Estacional de Verano 2025–2026. La medida reemplaza el Anexo I de la Resolución 434/2025 e introduce nuevos valores para los componentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM): el Precio de Referencia de la Potencia (POTREF), el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) y el Precio Estabilizado de los Servicios Adicionales (PES).

La resolución establece la vigencia de los nuevos precios entre el 1° de noviembre de 2025 y el 30 de abril de 2026, conforme al anexo técnico aprobado (IF-2025-123250873-APN-DNRYDSE#MEC) elaborado por la Dirección Nacional de Regulación y Desarrollo del Sector Eléctrico.

En ese marco, el POTREF se fija en $8.181.808 por megavatio mensual, mientras que los precios estabilizados de la energía varían según el tipo de demanda y la franja horaria:

  • Demanda Residencial (N1, N2 y N3):
    • Hora pico: $58.281/MWh
    • Hora resto: $57.036/MWh
    • Hora valle: $56.054/MWh
  • Demanda No Residencial:
    • Hora pico: $51.633/MWh
    • Hora resto: $50.009/MWh
    • Hora valle: $49.353/MWh
  • Grandes Usuarios Distribuidores (GUDI):
    • Hora pico: $49.496/MWh
    • Hora resto: $47.940/MWh
    • Hora valle: $47.310/MWh

En todos los casos, el Precio Estabilizado de los Servicios Adicionales (PES) se mantiene en $4.927/MWh.

La resolución aclara que, para los usuarios residenciales encuadrados en las categorías N2 y N3, se aplicarán las bonificaciones vigentes establecidas por los Decretos 465/24 y 370/25 y las Resoluciones 90/24 y 36/25 de la Secretaría de Energía, con límites de consumo definidos por la autoridad de aplicación. Los valores sin subsidio se encuentran detallados en el Anexo IV de la Resolución 434/2025.

Ajuste del Fondo Nacional de la Energía Eléctrica

En paralelo, la Secretaría fijó en $1.704 por megavatio hora (MWh) el recargo equivalente al 2% previsto en el Artículo 30 de la Ley 15.336, que integra el Fondo Nacional de la Energía Eléctrica (FNEE). Este valor rige para los consumos realizados desde el 1° de noviembre de 2025.

El FNEE —actualizado por el Decreto 450/2025, que modernizó el régimen eléctrico nacional— constituye una herramienta clave para financiar la expansión y mantenimiento de la red eléctrica, especialmente en zonas de menor desarrollo relativo, así como programas de subsidios y compensaciones tarifarias entre regiones.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) participó del proceso técnico, elevando los cálculos del valor base sobre el cual se aplica el recargo, conforme a la nota P-056401-2 del 3 de noviembre de 2025.

Un nuevo marco regulatorio y operativo

La actualización de precios se enmarca en el proceso de normalización y adecuación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), iniciado mediante la Resolución 400/2025, que estableció las “Reglas para la Normalización del MEM y su Adaptación Progresiva”.
El Decreto 450/2025, que reformó las leyes 15.336 y 24.065, redefinió la estructura institucional del sistema eléctrico argentino, otorgando nuevas competencias a la Secretaría de Energía y a CAMMESA en la determinación y aplicación de los precios de referencia.

Según la medida, los valores actualizados buscan reflejar las condiciones técnicas, económicas y operativas reales del MEM y mejorar la transparencia en la interpretación de los precios estacionales, garantizando coherencia entre las categorías de demanda y los regímenes de bonificación.

El nuevo esquema impacta directamente sobre las distribuidoras de energía eléctrica, tanto públicas como privadas, incluyendo cooperativas, concesionarias y organismos provinciales. La notificación alcanza al ENRE, a los entes reguladores provinciales y a la Asociación de Entes Reguladores Eléctricos, además de las empresas integrantes del sistema.

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Corrientes extendió por un año la emergencia energética ante el aumento de la demanda y las restricciones de insumos

By Redacción Economis 4 meses ago
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El Gobierno de Corrientes acumula 11 años bajo emergencia energética: el Gobierno prorrogó por un año más el régimen de excepción

El Poder Ejecutivo de Corrientes prorrogó por 360 días la emergencia energética provincial, vigente de manera ininterrumpida desde 2014. La medida, dictada a través del Decreto N° 1.050/2024, otorga facultades extraordinarias para realizar contrataciones directas y priorizar obras ante un sistema eléctrico tensionado por el crecimiento de la demanda, las altas temperaturas y las restricciones de insumos importados.

Emergencia prorrogada: facultades extraordinarias y continuidad operativa

El Gobierno de Corrientes resolvió extender por 360 días la emergencia energética en todo el territorio provincial, que fue declarada inicialmente en 2014 y desde entonces se renueva de manera consecutiva. La decisión se formalizó mediante el Decreto N° 1.050 de fecha 17 de mayo de 2024, y alcanza al período 2025-2026, con el objetivo de “favorecer la concreción de trabajos y obras para atender situaciones de emergencia debido al aumento de la demanda y las perspectivas climáticas extremas”.

El régimen de excepción faculta a la Dirección Provincial de Energía de Corrientes (DPEC) a ejecutar contrataciones directas, acelerar obras prioritarias y realizar mantenimientos urgentes. Según se detalla en los fundamentos, la medida permite “mantener la calidad del suministro eléctrico y acompañar el aumento continuo del consumo derivado del crecimiento demográfico y económico de la región”.

La DPEC sostiene que, bajo el marco de la emergencia, se ejecutan tareas de reposición de servicio, mantenimiento correctivo y preventivo, y ampliación de redes, en un contexto de limitaciones en el mercado eléctrico nacional y dificultades de acceso a insumos importados esenciales para el mantenimiento y finalización de obras.

Restricciones de insumos y desafíos del sistema eléctrico

El decreto provincial reconoce que, pese a los avances sostenidos en obras y mantenimiento, las restricciones a las importaciones y las limitaciones del mercado financiero afectan la disponibilidad de materiales y componentes eléctricos básicos.
Estas dificultades impactan directamente en la ejecución de obras indispensables, lo que “indudablemente repercute en la calidad y estabilidad del servicio eléctrico”.

En paralelo, desde la Dirección de Desarrollo en Energías Renovables, dependiente de la Secretaría de Energía de la Provincia, se subraya que la vigencia de la emergencia ha permitido respuestas rápidas ante contingencias y contrataciones ágiles para obras consideradas fundamentales, en particular en zonas rurales o aisladas.
Entre las obras destacadas se mencionan intervenciones en Isla Apipé Chico, San Luis del Palmar, Herlitzka y Sauce, donde se desarrollan tareas de extensión de redes, mejoras de distribución y proyectos de energización de comunidades rurales.

De acuerdo con fuentes técnicas, los mecanismos de excepción también facilitaron la continuidad de proyectos de acceso universal a la energía eléctrica, una política provincial que busca reducir brechas territoriales y mejorar la calidad de vida en áreas de baja densidad poblacional.

Once años bajo emergencia: contexto y proyección

Corrientes se encuentra bajo emergencia energética de manera ininterrumpida desde 2014, lo que la convierte en una de las provincias con mayor permanencia en régimen de excepción en materia eléctrica.
El esquema ha permitido sostener un flujo constante de obras menores y medianas, aunque también refleja la persistencia de un déficit estructural en infraestructura energética, en especial en zonas rurales y del interior provincial.

El decreto prorrogado enfatiza la necesidad de garantizar la seguridad del suministro ante la creciente demanda estacional y los picos de consumo, asociados a temperaturas extremas y riesgo de incendios durante el verano.

Con esta nueva extensión, el Gobierno provincial busca mantener un margen de flexibilidad operativa para ejecutar obras esenciales y gestionar contratos sin los plazos administrativos ordinarios, en un contexto nacional donde el abastecimiento energético y la importación de equipos se encuentran condicionados por restricciones financieras y logísticas.

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La inflación mayorista se aceleró al 3,7% en septiembre, máximo de un año y medio

By Redacción Economis 4 meses ago
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La inflación mayorista trepó al 3,7% en septiembre, el valor más alto desde marzo de 2024. Los precios de los productos importados subieron 9% y marcaron la pauta del mes, mientras que los nacionales avanzaron 3,3%.

El INDEC informó que el Índice de Precios Internos al por Mayor anotó su mayor suba desde marzo de 2024. Además de los importados, resaltó el aumento en productos agropecuarios nacionales.

La inflación mayorista se aceleró al 3,7% en septiembre, valor máximo desde marzo de 2024. Sucedió en un mes en el cual el dólar oficial testeó el techo de la banda, lo cual llevó al equipo económico a intervenir fuerte con diversas herramientas para defender el esquema cambiario.

Como consecuencia de esa inestabilidad, los productos importados arrojaron un incremento del 9% y explicaron gran parte de esta mayor variación del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) del INDEC.

Productos importados impulsaron la suba

El informe del INDEC detalló que el Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) subió un 3,7% mensual, impulsado principalmente por los aumentos del 9% en productos importados, mientras que los productos nacionales registraron un incremento del 3,3%.
Dentro de estos últimos, las divisiones con mayor incidencia fueron:

  • Productos agropecuarios: +3,7%
  • Productos refinados del petróleo: +3,4%
  • Vehículos automotores, carrocerías y repuestos: +5,0%
  • Petróleo crudo y gas: +4,2%
  • Alimentos y bebidas: +2,0%

La incidencia de los productos importados en el nivel general fue del 0,63%, seguida por los productos refinados del petróleo (0,37%) y los vehículos automotores (0,35%), según el cuadro técnico del organismo.
A nivel interanual, el IPIM mostró una variación del 24,2%, mientras que en lo que va del año acumula un incremento del 20%.

Alzas en los precios básicos y del productor

El Índice de Precios Internos Básicos al por Mayor (IPIB) —que excluye impuestos— avanzó un 4,1% en septiembre, con una suba del 3,7% en los productos nacionales y del 9% en los importados. En tanto, el Índice de Precios Básicos del Productor (IPP), que mide la variación promedio de los precios percibidos por el productor local, subió 4% mensual, con un aumento del 5,2% en los productos primarios y del 3,5% en los manufacturados y energía eléctrica.

El INDEC destacó que los precios de la energía eléctrica se mantuvieron estables (+0,4%) en todos los indicadores mayoristas, mientras que los productos metálicos básicos (+8,2%) y los equipos eléctricos (+8,1%) fueron los que mostraron las mayores variaciones dentro de los manufacturados.

Contexto macroeconómico y perspectivas

El dato del 3,7% representa la mayor suba mensual del índice mayorista desde marzo de 2024 y se produce en un escenario de presión cambiaria y ajuste de precios relativos.
La aceleración en los precios de los bienes importados refleja la volatilidad del tipo de cambio y la necesidad del equipo económico de intervenir en el mercado para sostener el esquema de bandas cambiarias, lo que impactó directamente en los costos de reposición de insumos importados.

En términos anuales, los bienes nacionales acumulan un alza del 24,5%, mientras que los importados subieron 20,5%, mostrando una recomposición de precios más acelerada en los últimos meses.
De esta manera, el comportamiento del IPIM se anticipa como un indicador adelantado de la inflación minorista, al reflejar las variaciones de precios en la primera etapa de comercialización.

El informe técnico, publicado el 16 de octubre de 2025, fue elaborado por la Dirección Nacional de Estadísticas de Precios del INDEC y puede consultarse en su sitio oficial.

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Empresarios de Oberá piden a la CELO mayor flexibilidad en el pago de la energía eléctrica

By Redacción Economis 5 meses ago
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La CRIPCO solicitó que se reevalúe la restricción al uso de cheques de terceros. Argumentan que la medida afecta la liquidez y complica el cumplimiento de las obligaciones en un contexto económico recesivo.

La Cámara Regional de Industria, Producción y Comercio de Oberá (CRIPCO) presentó una nota formal a la Cooperativa Eléctrica Limitada de Oberá (CELO) solicitando la revisión de la medida que prohíbe el pago del servicio eléctrico con cheques de terceros.

El planteo, dirigido a la presidenta de la entidad, ingeniera María Emilia Pires, refleja la preocupación del sector empresarial y productivo frente a una disposición que, según advierten, limita los medios de pago disponibles en un momento de alta presión financiera y caída de la actividad económica.

Preocupación empresaria por la restricción financiera

Desde la CRIPCO recordaron que el uso de cheques de terceros es una práctica comercial extendida y legítima, especialmente en economías regionales donde las empresas medianas y pequeñas dependen de circuitos financieros informales para sostener su operatoria diaria.

“La medida que impide a los socios utilizar cheques de terceros para abonar el servicio eléctrico genera dificultades concretas para cumplir con las obligaciones corrientes”, expresaron en la nota remitida a la cooperativa.

El documento subraya que mantener opciones de pago flexibles es clave para garantizar el cumplimiento de los compromisos por parte de los usuarios empresariales y evitar acumulación de deuda o cortes de servicio. En ese sentido, la cámara planteó que la reevaluación de la decisión sería un paso necesario “para acompañar el esfuerzo del sector privado en un contexto económico adverso”.

Costos energéticos y caída de la actividad

La solicitud de la CRIPCO se enmarca en una coyuntura caracterizada por altos costos de energía, menor rentabilidad industrial y contracción del consumo interno.

Empresarios locales advierten que las restricciones en los mecanismos de pago afectan la liquidez, particularmente en sectores productivos que deben afrontar facturas elevadas de electricidad mientras enfrentan demoras en los cobros o ventas a plazo.

Si bien la cooperativa no se expidió públicamente hasta el momento, el planteo de la entidad empresaria busca abrir una mesa de diálogo institucional que permita encontrar soluciones prácticas sin comprometer la sustentabilidad financiera de la CELO.

El pedido pone nuevamente sobre la mesa el desafío de equilibrar la gestión de las cooperativas eléctricas —que deben garantizar el cobro y la estabilidad operativa— con las dificultades de los usuarios comerciales e industriales en una economía que aún no muestra señales de recuperación.

Equilibrio entre gestión y desarrollo local

La relación entre las cooperativas de servicios y las cámaras empresariales del interior provincial se volvió más relevante en los últimos años, ante la necesidad de articular políticas locales que favorezcan la continuidad productiva y el empleo.

En ese marco, la CRIPCO insistió en que la flexibilidad en los medios de pago no implica morosidad, sino una herramienta que permite a las empresas mantener la regularidad de sus compromisos, en especial en períodos de recesión o inestabilidad financiera.

El pedido, que busca reabrir el debate sobre la política de cobro de la CELO, podría también derivar en una revisión más amplia de los mecanismos de financiamiento del servicio energético en la región, considerando la importancia del acceso a la electricidad como insumo esencial para la producción y el comercio.

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Corte de electricidad en Misiones: mantenimiento en la línea Rincón Santa María–San Isidro

By Redacción Economis 5 meses ago
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El próximo domingo 14 de septiembre, entre las 7 y las 8 de la mañana, se interrumpirá el suministro eléctrico en toda la provincia de Misiones debido a trabajos de mantenimiento sobre la línea de transmisión de 500 kV que conecta Rincón Santa María (Corrientes) con la Estación Transformadora San Isidro (Posadas). La operación estará a cargo de la empresa LITSA, operadora de los electroductos de alta tensión del NEA.

La interrupción responde a tareas programadas de mantenimiento sobre la línea de transmisión de 500 kV, infraestructura estratégica que constituye la principal vía de abastecimiento eléctrico para Misiones. El corte, autorizado por Energía de Misiones S.A., se extenderá por una hora, entre las 7 y las 8 del domingo 14 de septiembre, y afectará de manera simultánea a todos los usuarios de la provincia.

Según explicó la empresa, “la breve duración de los cortes no permite activar las fuentes de generación provincial, por lo que mientras duren los trabajos no habrá suministro eléctrico”.

El procedimiento será suspendido en caso de registrarse lluvias, dado que las condiciones meteorológicas adversas comprometen la seguridad de la operación.

LITSA y Energía de Misiones: los actores detrás de la operación

La firma LITSA (Líneas de Transmisión del Litoral S.A.) es la responsable de operar y mantener las redes de alta tensión en el NEA. Su intervención apunta a garantizar la confiabilidad del sistema, cuya columna vertebral es la línea Rincón Santa María–San Isidro, por donde ingresa la mayor parte de la energía consumida en Misiones.

Por su parte, Energía de Misiones, distribuidora provincial, fue la encargada de difundir el aviso preventivo, subrayando que se trata de una medida inevitable para asegurar la estabilidad futura del suministro.

Si bien se trata de una interrupción breve, de tan solo una hora, el carácter generalizado del corte tendrá impacto sobre sectores productivos, comercios y servicios críticos que deberán prever planes de contingencia. El horario elegido —domingo a primera hora— apunta a minimizar el impacto en la vida cotidiana y en la actividad económica, aunque inevitablemente se verán afectados procesos industriales continuos, frigoríficos, estaciones de bombeo y sistemas de conectividad.

El antecedente inmediato de cortes programados en líneas de 500 kV muestra que este tipo de intervenciones son indispensables para evitar fallas mayores o apagones prolongados. Desde el punto de vista institucional, la difusión anticipada y la coordinación entre LITSA y Energía de Misiones buscan dar previsibilidad y transparencia a los usuarios.

El desafío de diversificar la matriz energética provincial

El episodio vuelve a poner en agenda la dependencia estructural de Misiones respecto de la energía importada del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Pese a contar con recursos hidroeléctricos y proyectos de biomasa en expansión, la provincia carece de generación suficiente para respaldar de manera autónoma su demanda en casos de desconexión total.

A mediano plazo, el fortalecimiento de la generación distribuida y la incorporación de energías renovables de base local se presentan como claves para reducir la vulnerabilidad frente a interrupciones en el sistema troncal.

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