ENERGÍA ELECTRICA

Mejoras del alumbrado público para Candelaria

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Candelaria se prepara para conmemorar su 398° aniversario con una serie de actividades religiosas y culturales en honor a su santa patrona, Nuestra Señora de la Candelaria, cuya advocación se celebra el 2 de febrero. En ese marco, Energía de Misiones lleva a cabo el refuerzo del alumbrado público en la plaza central y el bulevar frente a la iglesia, donde se congregará todo el pueblo para tan importante celebración, que incluye la serenata a la Virgen en la noche del 1 de febrero.

El mantenimiento y reposición del alumbrado es una tarea que se desarrolla todo el año. En 2025 se instalaron más de 30 luminarias LED sobre la avenida Mitre con el fin de mantener la calidad lumínica y la mayor seguridad para los vecinos. En el mismo período se mejoró el alumbrado público en los barrios San Jorge, Dos de Febrero, Belgrano, 20 de Junio, avenida Costanera, avenida Roque González y avenida Belgrano, donde se realizaron 146  reparaciones de luminarias y recambios de lámparas de sodio por nuevos artefactos LED.

*Mejor distribución en barrios*

En paralelo, se culminaron en Candelaria importantes mejoras en distintos barrios, con especial atención en el recambio de postes de madera por columnas de hormigón, con el fin de reforzar el tendido y limitar las posibles fallas por tormentas o roces de las líneas con el entorno.

En el barrio San Jorge, recientemente se cambiaron siete postes de madera y se suplantaron por las fuertes columnas de hormigón con sus respectivos herrajes. También se reemplazaron doscientos metros de cables desnudos por conductores preensamblados que mejoran notablemente la distribución, aminorando pérdidas y cortes. En paralelo se mejoró el alumbrado público en calle Liniers.

En el barrio 20 de Junio se realizaron obras y trabajos de remodelación destinados a mejorar la calidad y estabilidad del suministro para unas 300 familias. En la intersección de las calles Pringles y Moreno se llevó a cabo el traspaso de la línea de media tensión a nuevos postes de hormigón; se reemplazaron 600 metros de cables de baja tensión y 250 metros de líneas de media tensión con conductores protegidos de mayor durabilidad. Paralelamente, sobre las calles Córdoba y Perón, se concretó la instalación de una nueva subestación de 315KVA que ya se encuentra en funcionamiento.

En el barrio Santa Cecilia se instalaron 200 metros de nueva línea de baja tensión y 100 metros de líneas de media tensión que reforzaron la red para mejorar la distribución; se incorporaron nuevos conductores de 25 mm², optimizando el rendimiento. Además, se instaló un nuevo transformador de 200 kVA que permite estabilizar el suministro y evitar fluctuaciones en la tensión y se cambiaron postes de madera por hormigón.

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Tarifas de energía: el Gobierno avanza con la reducción de subsidios y nuevos aumentos desde febrero

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Las tarifas de los servicios públicos registrarán nuevos aumentos a partir del 1º de febrero de 2026, como resultado de una serie de medidas adoptadas por el Gobierno nacional para avanzar en la reducción de subsidios y sostener el esquema de actualización de precios del sector energético. El ajuste más significativo se verificará en el gas natural, con una suba promedio del 16,86% en todo el país, mientras que en el caso de la energía eléctrica el incremento autorizado será del 2,55% en Misiones, según lo dispuesto por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) para la empresa LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL LITORAL SOCIEDAD ANÓNIMA (LITSA).

Las decisiones se formalizaron a través de la Resolución ENRE 38/2026, publicada en el Boletín Oficial el 30 de enero, y se inscriben en el marco de la emergencia del Sector Energético Nacional declarada por el Decreto 55/2023 y prorrogada sucesivamente hasta el 9 de julio de 2026.

Gas natural: suba promedio del 16,86% y cambios en el esquema de precios

El aumento más relevante se producirá en la tarifa de gas, que registrará un incremento promedio del 16,86% como consecuencia de la combinación de varios factores regulatorios y económicos. Entre los motivos del ajuste se encuentran la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria, el aumento mensual por fórmula de actualización basada en el IPIM y el IPC para evitar el deterioro real de las tarifas, la aplicación del nuevo esquema de subsidios SEF y la implementación de un precio de gas unificado y fijo para todo el año.

Según explicaron desde el Gobierno nacional, este último punto genera un salto tarifario puntual en febrero, pero se aplica en un mes de bajo consumo. En ese sentido, la interpretación oficial sostiene que “se busca darle previsibilidad al usuario para que en los meses donde más necesita consumir gas (invierno) no se le dispare el precio”, y que de esta manera “se evita así sobresaltos estacionales de la factura a lo largo del año”.

El enfoque apunta a reducir la volatilidad estacional del costo del servicio y a profundizar el proceso de corrección de los precios relativos de la economía, en línea con los objetivos planteados por el Ministerio de Economía en el marco de la emergencia energética.

Electricidad en Misiones: ajuste del 2,55% para LITSA

En el caso de la energía eléctrica, el incremento autorizado será del 2,55% en Misiones, correspondiente al segmento de transporte bajo jurisdicción federal. El ajuste fue aprobado por el ENRE mediante la Resolución 38/2026 y alcanza a LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL LITORAL SOCIEDAD ANÓNIMA (LITSA), en su carácter de transportista independiente.

El aumento surge de la aplicación del mecanismo de actualización de la remuneración aprobado por el ENRE en la Resolución 320/2025, rectificada por la Resolución 591/2025, que establece una fórmula de ajuste basada en la evolución del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y del Índice de Precios al Consumidor (IPC) publicados por el INDEC.

Para diciembre de 2025, el IPIM registró una variación del 2,40% y el IPC del 2,85%. Dadas las ponderaciones definidas en el esquema regulatorio —67% IPIM y 33% IPC—, el porcentaje de actualización resultante fue del 2,55%, con vigencia a partir del 1 de febrero de 2026.

El objetivo explícito del mecanismo es que la remuneración de las transportistas se mantenga en términos reales durante todo el período tarifario de cinco años, conforme a lo establecido en el marco de la Revisión Quinquenal Tarifaria.

Marco normativo, fundamentos y alcance institucional

La resolución del ENRE se apoya en una extensa base normativa, que incluye la Ley 24.065 de Energía Eléctrica, la Ley 27.742, el Decreto 55/2023 que declaró la emergencia energética, sus prórrogas posteriores, y las instrucciones impartidas por el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía mediante notas fechadas el 26 de enero de 2026.

En ese contexto, el organismo regulador aprobó los valores horarios a aplicar al equipamiento regulado de LITSA, detallados en el anexo de la resolución, que incluyen remuneraciones por conexión y por capacidad de transporte, con montos expresados en pesos por hora según nivel de tensión y tipo de equipamiento.

La medida fue notificada a las principales asociaciones del sector eléctrico y a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), y forma parte del proceso más amplio de actualización tarifaria que el Gobierno impulsa para reducir subsidios, ordenar las cuentas públicas y garantizar la sostenibilidad del sistema energético.

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El Gobierno adjudicó las concesiones hidroeléctricas clave

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El Ministerio de Economía formalizó la adjudicación de las acciones y concesiones de los complejos hidroeléctricos Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila, en el marco del Concurso Público Nacional e Internacional de Etapa Múltiple N° 504/2-0001-CPU25. La medida, instrumentada a través de la Resolución 2124/2025, consolida uno de los procesos de privatización energética más relevantes de los últimos años, con un impacto directo en la estructura del mercado eléctrico, las finanzas públicas y la relación entre Nación y provincias productoras de energía.

La resolución fue dictada el 29 de diciembre de 2025 y publicada en el Boletín Oficial el 30 de diciembre como suplemento. Establece los adjudicatarios definitivos, los montos de venta de los paquetes accionarios, la aprobación de los contratos de transferencia y concesión, y fija el cronograma de toma de posesión a partir del 8 de enero de 2026.

Un proceso de privatización anclado en la reforma del sector energético

El esquema aprobado por el Ministerio de Economía se apoya en un entramado normativo amplio que incluye las leyes 15.336, 23.696 y 27.742, además de una serie de decretos que habilitaron la reversión de las concesiones hidroeléctricas y la posterior privatización de las sociedades creadas para administrarlas. En ese marco, la Secretaría de Energía instruyó a Energía Argentina S.A. (ENARSA) y a Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) a constituir cuatro sociedades anónimas específicas para cada complejo, con una participación accionaria inicial del 98% para ENARSA y del 2% para NASA.

Posteriormente, la Ley 27.742 declaró sujetas a privatización a ambas empresas, habilitando la venta total o parcial de sus activos. El Decreto 286/2025 autorizó la privatización total de ENARSA mediante la separación de unidades de negocio, mientras que el Decreto 695/2025 avanzó con la privatización parcial de NASA. En paralelo, el Decreto 718/2024 dispuso la venta del paquete accionario mayoritario de las nuevas sociedades hidroeléctricas a través de un concurso público competitivo, nacional e internacional.

La Resolución 1200/2025 del Ministerio de Economía dio inicio formal al proceso licitatorio, aprobó el pliego de bases y condiciones y fijó el cronograma, que luego fue ajustado mediante resoluciones complementarias. Tras la evaluación técnica y económica de las ofertas, el Gobierno avanzó primero con la preadjudicación y finalmente con la adjudicación definitiva mediante la Resolución 2124/2025.

Quiénes se quedan con los complejos y por cuánto dinero

La resolución detalla con precisión los adjudicatarios y los montos comprometidos para cada complejo hidroeléctrico, todos expresados en dólares estadounidenses:

  • Alicurá Hidroeléctrica Argentina S.A.: adjudicada al consorcio integrado por Edison Inversiones S.A.U., Energética del Norte S.A.U., el Consorcio de Empresas Mendocinas para Potrerillos S.A. y Edison Holding S.A., por un monto total de USD 162.040.002,17.
  • El Chocón Hidroeléctrica Argentina S.A.: adjudicada al grupo conformado por BML Inversora S.A.U., Energrain S.A., Orazul Energy Generating S.A., Orazul Energy Cerros Colorados S.A., Limabaz S.A.U., BML Generadora S.A., MSU Green Energy S.A. y BML Energía S.A., por USD 235.671.294.
  • Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina S.A.: adjudicada al mismo consorcio que Alicurá, por USD 64.174.002,32.
  • Piedra del Águila Hidroeléctrica Argentina S.A.: adjudicada a Central Puerto S.A., por USD 245.000.000.

En todos los casos, la resolución precisa la distribución de las acciones clase A, B y C, y establece que los adjudicatarios deberán transferir el precio correspondiente antes del 6 de enero de 2026 a la cuenta indicada por la Tesorería General de la Nación. La toma de posesión de los complejos fue fijada para el 8 de enero de 2026 a las 12:00 horas.

Impacto económico, institucional y proyección del mercado eléctrico

Desde el punto de vista fiscal, el proceso apunta a maximizar los ingresos para el Estado nacional, criterio que fue validado a partir de la tasación realizada por el Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE). Según los considerandos de la resolución, los precios ofertados superaron incluso los escenarios proyectados en dicha valuación, reforzando el argumento oficial de razonabilidad económica de la operación.

En términos institucionales, la medida consolida el rol del Ministerio de Economía como autoridad de aplicación del proceso de privatización, en coordinación con la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas” y la Secretaría de Energía. También implica un reordenamiento en la relación con las provincias de Neuquén y Río Negro, cuyos representantes participaron en la suscripción de los contratos de transferencia.

Para el sector eléctrico, la adjudicación redefine el mapa de operadores privados en generación hidroeléctrica, con efectos potenciales sobre inversiones, mantenimiento de infraestructura y estrategias de largo plazo en un segmento clave del sistema energético argentino. La entrada en vigencia inmediata de la resolución y el cronograma acelerado de traspaso marcan una señal clara de continuidad en la política de reformas estructurales impulsadas por el Ejecutivo.

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Misiones licitará una línea de alta tensión clave para el desarrollo industrial de Alem y Oberá

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La Provincia de Misiones avanza con la licitación de una obra energética clave: una línea de alta tensión de 132 kV que reforzará el suministro eléctrico en Leandro N. Alem y Oberá. La infraestructura permitirá aumentar la capacidad operativa de las industrias, atraer nuevas inversiones y generar empleo.

Una inversión esperada por más de dos décadas

El intendente de Leandro N. Alem, Matías Sebely, confirmó que la línea de 132 kV —que unirá las estaciones de Alem, San Isidro y Oberá— será licitada en los próximos días, en el marco de una inversión provincial financiada mediante crédito internacional. La obra fue gestionada por el Gobierno de Misiones y representa una respuesta a un reclamo histórico del sector industrial y productivo del sur misionero.

“Es un pedido que Alem viene haciendo hace más de 20 años. El sector industrial necesitaba una inversión de esta magnitud para ampliar su capacidad operativa y proyectar crecimiento”, explicó Sebely.

La nueva línea eléctrica permitirá incrementar la potencia disponible, reducir las interrupciones en el suministro y asegurar la estabilidad del sistema energético, beneficiando a empresas industriales, cooperativas y usuarios domiciliarios.

Actualmente, el municipio enfrenta restricciones en su expansión industrial debido a la limitada capacidad eléctrica. Según Sebely, las industrias locales —entre ellas la Cooperativa Tabacalera, Cofra, Sudamericana de Maltería y varias plantas plásticas— operan al límite de su capacidad energética.

“Hoy muchas empresas no pueden ampliar su producción ni incorporar nuevas máquinas porque no hay energía suficiente. Cada corte o sobrecarga implica pérdidas millonarias y frena el desarrollo”, señaló el jefe comunal.

Impacto industrial y económico

La línea de alta tensión, con un tendido estimado en más de 80 kilómetros, reforzará la infraestructura energética en una de las zonas industriales más activas de la provincia. Alem concentra un importante polo productivo con industrias de alto consumo eléctrico vinculadas a la agroindustria, el tabaco, la alimentación, la metalmecánica y el plástico.

El intendente destacó que la obra no solo permitirá estabilizar la red eléctrica, sino que también abrirá la posibilidad de nuevas inversiones industriales en la región.

“Esta inversión es tan importante como una ruta o un puerto. La energía es la base del desarrollo. Si una empresa quiere generar 40 o 50 nuevos puestos de trabajo, necesita tener garantizado el suministro eléctrico”, subrayó Sebely.

La licitación de la obra se enmarca en el plan provincial de infraestructura energética y desarrollo productivo, impulsado por el Gobierno de Misiones para fortalecer los polos industriales y garantizar el abastecimiento a largo plazo.

El financiamiento será cubierto con un crédito internacional gestionado por la Provincia, que asumirá la ejecución y pago del proyecto. “Es una obra que va a beneficiar no solo a Alem, sino a toda la región del Alto Uruguay. El mérito es 100% del Gobierno provincial, que tomó la decisión política de hacer realidad esta demanda histórica”, destacó el intendente.

Audiencia pública y próximos pasos

Sebely confirmó que el 28 de noviembre se realizará la audiencia pública ambiental, uno de los pasos administrativos previos al inicio de la obra. Durante la jornada, se presentará el estudio de impacto ambiental y se recibirán observaciones de los vecinos y organizaciones locales.

“Queremos garantizar que todos los sectores estén informados y que la obra se ejecute sin contratiempos. Es un proyecto estratégico para el futuro energético e industrial de Alem y Oberá”, sostuvo el jefe comunal.

La construcción de la línea de 132 kV se sumará a otras inversiones clave en infraestructura que impulsa la Provincia, como rutas, conectividad digital y mejoras en parques industriales, con el objetivo de consolidar un entramado productivo moderno y competitivo.

“El crecimiento de Misiones depende de tres pilares: caminos, energía y conectividad. Con esta obra, Alem y Oberá se preparan para una nueva etapa de expansión económica e industrial”, concluyó Sebely.

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La demanda récord de energía en el NEA aumenta la exigencia sobre el sistema eléctrico nacional

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Las temperaturas altas registradas en el Nordeste Argentino (NEA) provocan un aumento constante en la demanda de energía. En los horarios pico, el consumo alcanza niveles récord, poniendo al límite la capacidad de generación y distribución. Cómo impacta esto en la red eléctrica y cuál es la estrategia de Misiones.

El verano en el NEA se vive con altas temperaturas extremas y una creciente demanda  de energía que no parece alcanzar aún su techo. En los momentos de mayor calor, la demanda eléctrica alcanza picos históricos, exigiendo al máximo al sistema de generación y distribución. Este incremento sostenido genera un estrés sobre la red eléctrica y explica los cortes que pueden producirse en determinados horarios.

Los datos recientes de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) muestran cómo el aumento de temperatura impacta directamente en el consumo. El martes 11 de febrero a las 6 de la mañana, con 26.9°C, se registró un consumo de 1958 megavatios (MW), un 7% más que el día anterior a la misma hora. Ayer, con una temperatura de 26°C, la demanda fue de 1819 MW, mientras que una semana atrás, con 26.3°C, alcanzó los 1757 MW.

A las 12 del mediodía, con 36.9°C, la demanda eléctrica ascendió a 2239 MW. El día anterior, con 36.2°C, el consumo fue ligeramente mayor, con 2258 MW, mientras que hace una semana, con 36.1°C, la demanda llegó a 2208 MW.

El pico más alto del día se registró a las 15:20, cuando con 38.5°C la demanda alcanzó los 2493 MW. En comparación, el día anterior a la misma hora, con 37.8°C, se consumieron 2438 MW, y una semana atrás, con 38.1°C, el registro fue de 2337 MW. Estos valores muestran una tendencia de incremento progresivo en la demanda de energía a medida que las temperaturas se elevan, lo que ejerce una presión constante sobre la red eléctrica.

Los picos de consumo y el límite del sistema

El comportamiento del consumo eléctrico en el NEA muestra que los momentos de mayor demanda coinciden con las temperaturas más altas del día. Esto pone una presión significativa sobre el sistema eléctrico, que debe responder a una demanda creciente sin sufrir fallas.

Si la demanda supera la capacidad de generación y distribución, se producen cortes programados o imprevistos. Esto afecta a hogares, comercios e industrias, generando inconvenientes en la vida cotidiana y en la economía regional. El sistema eléctrico del NEA está diseñado para soportar una determinada capacidad, pero el crecimiento del consumo exige inversiones en infraestructura.

La creciente demanda de energía en el NEA y su impacto

El aumento en la demanda no es un fenómeno aislado. Se debe a varios factores: el crecimiento poblacional, el mayor uso de aires acondicionados y electrodomésticos, y la expansión industrial. En los últimos años, la región ha registrado un incremento sostenido en el consumo, lo que exige una planificación energética eficiente.

A pesar de los esfuerzos por fortalecer la infraestructura, las altas temperaturas de verano generan una demanda que muchas veces pone al sistema al límite. Los cortes de energía son la consecuencia de una red que debe responder a un consumo extremo en ciertos momentos del día.

La estrategia de Misiones para mitigar el impacto

Misiones hace la diferencia gracias al su plan de inversiones y a la diversificación de la matriz energética misionera, que cubre casi el 30 % de la demanda con generación propia. La central hidroeléctrica de Urugua-í, por caso, está operando al 100% con sus dos equipos en funcionamiento para aportar 120 Megas al Sistema Interconectado Provincial, que representan el consumo de toda la zona Norte y parte del Centro de Misiones.

Además, el gobierno misionero avanza con un plan de puesta en marcha de parques solares que aportan energía limpia a la red. Y, en conjunto con Energía de Misiones, encaró la potenciación de estaciones y subestaciones transformadoras. Con la adquisición de siete grandes transformadores de 44 MVA para distintos puntos del territorio.

Paralelamente, la prestataria trabaja en la construcción de nuevas líneas y estaciones transformadoras. Además, realiza el reemplazo de postes de madera por estructuras portantes de hormigón. Y una tarea constante de mantenimiento programado que procura adelantarse a los problemas y responder con diligencia ante eventuales fallas.

Sobre el consumo de energía eléctrica, la presidenta de Energía de Misiones S.A. (EMSA), Virginia Kluka, explicó que el abastecimiento en la provincia se mantuvo gracias a las obras de infraestructura realizadas en los últimos años.

A pesar de la alta exigencia del sistema, las inversiones en estaciones transformadoras y la incorporación de nuevos transformadores permitieron que el servicio se mantuviera estable.

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