Misiones afrontará este domingo 6 de septiembre una nueva intervención programada sobre su infraestructura eléctrica de alta tensión. La empresa Líneas de Transmisión del Litoral S.A. (LITSA) realizará la segunda etapa del mantenimiento de las Estaciones Transformadoras de 500 kV de San Isidro, en Posadas, y Rincón Santa María, en Ituzaingó, Corrientes, una tarea que había sido suspendida la semana pasada debido a las condiciones climáticas.
La empresa Energía de Misiones prepara generación alternativa y lo informó a través de un comunicado:
Segunda etapa del mantenimiento en San Isidro, este domingo 6 de septiembre
El domingo 6 de septiembre, la empresa LITSA (Líneas de Transmisión del Litoral S.A) llevará a cabo la segunda etapa del mantenimiento de las Estaciones Transformadoras de 500kV de San Isidro (Posadas) y Rincón Santa María (Ituzaingó Ctes) que había sido suspendido la semana pasada por cuestiones climáticas.
El mantenimiento se realizará para el recambio de seccionadores y prueba de protecciones en las dos Estaciones Transformadoras.
El trabajo programado dejará a Misiones aislada del Sistema Argentino de Interconexión entre las 06:30 y las 14:00.
La provincia aportará generación alternativa para atender la demanda y amortiguar las afectaciones mientras dure el trabajo, mediante el funcionamiento de la Central Hidroeléctrica de Urugua-í, las centrales térmicas, la interconexión con Paraguay y los Parques Solares.
No se descartan eventuales cortes rotativos si la demanda supera la disponibilidad de energía y potencia. En cualquier caso, se asegurará la energía para el funcionamiento de los sistemas de bombeo de agua potable, hospitales y sanatorios.
Si los cortes fueran necesarios, Energía de Misiones procurará que no sean de larga duración y utilizará ese margen de tiempo para el mantenimiento de la infraestructura.
Mientras la forestoindustria atraviesa uno de los momentos más complejos de las últimas décadas, una oportunidad emerge desde aquello que históricamente fue considerado un descarte. Lo que hasta hace poco eran montañas de aserrín, virutas, cortezas y restos de madera comienza a ser visto como un activo estratégico capaz de generar energía, diversificar ingresos y transformar el modelo de negocios de uno de los principales complejos productivos de Misiones.
Esa es la visión que plantea el ingeniero forestal y consultor en industrias agroforestales Ronald Vera, quien sostiene que el verdadero salto de competitividad del sector ya no dependerá únicamente de producir más madera, sino de aprovechar integralmente cada árbol que ingresa al aserradero. En un contexto marcado por la caída del mercado interno, la pérdida de rentabilidad y el aumento permanente de los costos, la biomasa aparece como una alternativa capaz de convertir un problema ambiental en una oportunidad económica.
“La energía puede terminar siendo más rentable que la propia madera”, resume Vera en una entrevista con LT 17 Radio Provincia al describir un cambio de paradigma que ya comenzó a consolidarse en los principales polos forestales del mundo.
Misiones continúa siendo el principal polo forestal y forestoindustrial de Argentina, concentrando la mayor capacidad instalada para la transformación de madera. Sin embargo, la actividad enfrenta una combinación de factores que presionan sobre su rentabilidad.
La retracción de la construcción paralizó buena parte del mercado interno, tradicional motor del consumo de madera. Aunque las exportaciones crecieron, el atraso cambiario redujo significativamente los márgenes del negocio. A esto se suman los incrementos en combustibles, logística, salarios e insumos industriales, además de una creciente ruptura en la cadena de pagos que afecta especialmente a pequeñas y medianas empresas.
Según Vera, muchas pymes reciben cheques sin respaldo suficiente, lo que demora los cobros y dificulta afrontar obligaciones salariales, impositivas y financieras.
Pero mientras el escenario comercial se vuelve más complejo, otra realidad comienza a ganar protagonismo dentro de los establecimientos forestales.
El negocio que hoy queda al costado del aserradero
Cada tronco que ingresa a un aserradero deja una enorme cantidad de material que no termina convertido en tablas, vigas o tirantes.
“De una tonelada de rollizos apenas la mitad se transforma en madera aserrada. El resto históricamente fue considerado un residuo”, explica Vera.
Ese material incluye costaneros, chips, corteza, virutas y aserrín, que durante años fueron acumulándose en predios industriales o directamente abandonados en el monte tras los trabajos de raleo.
Desde una perspectiva económica, allí aparece uno de los mayores márgenes de crecimiento de la cadena forestal.
En lugar de representar un costo ambiental, esos subproductos pueden convertirse en materia prima para generar electricidad mediante biomasa, producir pellets para calefacción, abastecer plantas de tableros MDF o alimentar nuevas industrias vinculadas a la bioeconomía.
La propuesta implica abandonar la lógica tradicional del aserradero como productor exclusivo de madera para transformarlo en un centro integral de aprovechamiento forestal.
El pellet, por ejemplo, se fabrica únicamente con madera comprimida, sin aditivos químicos. Su demanda crece de manera sostenida tanto en Europa como en América por su utilización como combustible renovable para calefacción e industrias.
La biomasa también permite abastecer centrales termoeléctricas capaces de generar electricidad utilizando residuos forestales que hoy carecen de valor comercial.
Para Vera, el cambio conceptual es profundo. “La energía es el recurso económico más importante del mundo. Nosotros hoy estamos dejando pudrir esa energía en el monte o al costado de los aserraderos.”
Además del beneficio económico, el aprovechamiento de estos materiales reduce significativamente el pasivo ambiental generado por la acumulación de residuos y disminuye el riesgo de incendios forestales.
La tecnología ya existe; el desafío es financiarla
El principal obstáculo no es tecnológico sino financiero. Hace dos décadas, instalar un aserradero de escala media demandaba alrededor de 600.000 dólares. Hoy una planta con equipamiento moderno requiere inversiones cercanas a los tres millones de dólares.
A ese incremento se suma la dificultad para acceder a líneas de crédito de largo plazo con tasas compatibles con proyectos industriales cuya recuperación lleva varios años.
Según el especialista, el desarrollo de la biomasa necesita una estrategia pública que combine financiamiento, capacitación y promoción de inversiones, más que subsidios permanentes.
También demanda nuevos perfiles profesionales.
La automatización de los procesos productivos redujo la necesidad de mano de obra destinada al esfuerzo físico y abrió espacio para ingenieros electrónicos, especialistas en mecatrónica, programadores, técnicos en automatización y profesionales ambientales capaces de operar industrias cada vez más tecnificadas.
Más allá del contexto económico, Vera considera que la salida para la forestoindustria no pasa únicamente por esperar una recuperación del mercado interno.
El desafío consiste en generar mayor valor agregado sobre la materia prima disponible, diversificar la producción y aprovechar recursos que hoy permanecen subutilizados.
También reclama una mayor articulación entre el sector público y el privado para facilitar inversiones, impulsar nuevos mercados internacionales y garantizar reglas claras para el desarrollo industrial.
En esa visión, la biomasa deja de ser solamente una fuente de energía renovable y pasa a convertirse en una política de desarrollo territorial. Significa crear nuevos negocios sin ampliar la superficie forestada, reducir el impacto ambiental de la actividad, generar empleo calificado y aumentar la competitividad de una cadena productiva estratégica para Misiones.
En tiempos donde la rentabilidad de la madera enfrenta crecientes desafíos, el futuro podría estar menos en los tablones que salen del aserradero y más en aquello que durante décadas quedó olvidado al costado de la producción. Allí, entre virutas, chips y aserrín, la forestoindustria comienza a descubrir una nueva fuente de riqueza capaz de transformar una crisis en una oportunidad de desarrollo sostenible.
La situación operativa de la Central Hidroeléctrica Yacyretá volvió a instalarse en el centro del debate binacional luego de que el director paraguayo de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), Luis Benítez Cuevas, afirmara que las 20 turbinas de la represa tienen su vida útil agotada y que la central fue descuidada durante años. Sin embargo, sus declaraciones omitieron un dato clave: el proceso de rehabilitación integral del parque generador comenzó hace tres años y la primera unidad ya fue completamente renovada, mientras que el programa de recuperación quedó virtualmente paralizado tras cambios de política industrial en Argentina.
Benítez realizó las declaraciones durante un acto en el departamento paraguayo de Misiones, donde la EBY entregó más de 4.600 millones de guaraníes al sector campesino como parte de un programa de fortalecimiento de la agricultura familiar. Allí sostuvo que recibió una entidad en situación financiera crítica y destacó que el acuerdo tarifario alcanzado entre los presidentes Santiago Peña y Javier Milei permitió recuperar capacidad económica para afrontar compromisos financieros y sostener programas sociales.
Según el funcionario paraguayo, la central hidroeléctrica opera actualmente con veinte turbinas cuya vida útil se encuentra agotada. También señaló que durante 2025 se concretó la primera rehabilitación integral de una unidad generadora y anunció que para 2026 están previstas intervenciones sobre otras dos máquinas, además de analizarse la recuperación de seis equipos adicionales.
La afirmación, sin embargo, presenta una inconsistencia cronológica. La primera rehabilitación integral de una unidad generadora no ocurrió en 2025, sino en 2023. La Unidad Generadora N°4 (UG4) fue la primera turbina sometida a un proceso completo de rehabilitación dentro del Programa Estratégico para la Recuperación del Parque Generador de la Central Hidroeléctrica Yacyretá.
Se trató de una intervención de alta complejidad tecnológica que incluyó la renovación integral del conjunto turbina-generador, con el objetivo de extender su vida útil por varias décadas más y garantizar la confiabilidad operativa de la central. La obra fue considerada un hito dentro del plan de modernización aprobado años antes por la conducción binacional.
Luis Benítez, director de la Entidad Binacional Yacyretá
Un programa estratégico que comenzó en 2016
El proceso de recuperación del parque generador no nació durante la actual administración de la EBY. El programa fue diseñado y aprobado en 2016 como una de las principales inversiones de largo plazo para preservar la capacidad de generación de la represa.
La licitación original contemplaba la rehabilitación de seis de las veinte unidades generadoras instaladas en Yacyretá, muchas de las cuales acumulaban más de tres décadas de funcionamiento continuo. La estrategia apuntaba a evitar fallas mayores, mejorar la eficiencia energética y extender la vida útil de los equipos por al menos treinta años adicionales.
La ejecución del programa avanzó con dificultades financieras y administrativas, pero logró concretar la recuperación integral de la UG4. Esa intervención representó la primera modernización profunda realizada sobre una turbina desde la puesta en marcha de la central.
El factor Milei y la incertidumbre sobre las obras
El futuro del plan de recuperación quedó condicionado por los cambios ocurridos en Argentina tras la llegada de Javier Milei a la Presidencia.
La decisión del Gobierno nacional de avanzar con la privatización de IMPSA, empresa mendocina que había resultado adjudicataria en el proceso de fabricación y provisión de componentes estratégicos para la rehabilitación de las turbinas, generó un escenario de incertidumbre sobre la continuidad del programa.
Desde entonces, el proceso de mantenimiento integral perdió ritmo y no se registraron anuncios concretos sobre nuevas adjudicaciones o la reactivación de las obras previstas originalmente. Tampoco existen definiciones públicas respecto del cronograma para completar la recuperación de las restantes unidades contempladas en el plan aprobado hace casi una década.
La situación adquiere relevancia estratégica porque Yacyretá constituye uno de los principales activos energéticos de Argentina y Paraguay. La central aporta una porción significativa de la energía consumida en ambos países y su funcionamiento eficiente resulta clave para sostener la estabilidad del sistema eléctrico regional.
Entre la recuperación financiera y los desafíos estructurales
Las declaraciones de Benítez reflejan una realidad indiscutible: buena parte del equipamiento de Yacyretá se encuentra en una etapa avanzada de desgaste operativo y requiere inversiones millonarias para garantizar su funcionamiento futuro.
Sin embargo, también exponen una disputa implícita sobre la narrativa de la gestión de la represa. Mientras la conducción paraguaya pone el foco en el deterioro heredado y en la recuperación financiera alcanzada tras el nuevo esquema tarifario, los antecedentes técnicos muestran que el proceso de modernización del parque generador ya estaba en marcha antes de la actual administración y que una parte importante de esas obras quedó condicionada por decisiones políticas e industriales adoptadas posteriormente en Argentina.
En ese contexto, el verdadero desafío para la binacional no parece ser demostrar que las turbinas necesitan rehabilitación —un diagnóstico compartido desde hace años por especialistas de ambos países— sino definir cómo financiar y ejecutar un plan de modernización que permita preservar durante las próximas décadas uno de los complejos hidroeléctricos más importantes de América del Sur.
El Gobierno nacional autorizó el 23 de abril, mediante la Resolución 101/2026 de la Secretaría de Energía, el ingreso de la empresa Establecimiento Don Guillermo S.R.L. al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) como agente generador. La decisión habilita la operación de la Central Térmica a Biomasa EDG Bioenergía, con una potencia de 3 megavatios, ubicada en Eldorado, Misiones. El movimiento, de escala acotada en términos de potencia, adquiere relevancia política en un contexto donde la estrategia energética combina apertura a inversiones privadas, generación distribuida y aprovechamiento de recursos regionales. La pregunta es si se trata de un caso puntual o de una señal más amplia hacia un modelo descentralizado.
Un ingreso técnico con aval regulatorio
La autorización se inscribe dentro del marco de las leyes 15.336 y 24.065, que regulan el funcionamiento del sistema eléctrico y el MEM. El proceso siguió el circuito habitual: evaluación técnica, validación de requisitos y publicación para eventuales objeciones, sin que se registraran impugnaciones.
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) certificó que la empresa cumple con las condiciones exigidas para operar, tanto en términos técnicos como de información para la programación del sistema. Además, deberá completar la instalación de equipamiento vinculado a comunicaciones y monitoreo, en línea con los estándares del mercado.
El proyecto cuenta también con aval ambiental. El Ministerio de Ecología y Recursos Naturales Renovables de Misiones aprobó el estudio de impacto ambiental, lo que habilita su desarrollo en términos regulatorios.
La central se conectará en 13,2 kV a la Cooperativa de Electricidad Eldorado Ltda. (CEEL), que a su vez se integra al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) a través de instalaciones de 33 kV bajo jurisdicción de Electricidad de Misiones S.A. (EMSA). Es decir, se trata de una inserción en red con fuerte anclaje local pero impacto en el sistema nacional.
Distribución de riesgos y reglas del juego
Uno de los puntos menos visibles pero más relevantes de la resolución es la asignación de costos. La Secretaría de Energía instruyó a CAMMESA a trasladar a la empresa los sobrecostos o penalidades que puedan generarse por eventuales indisponibilidades en su conexión al sistema.
Este criterio fija una señal clara: el ingreso al MEM no solo habilita la venta de energía, sino que también implica asumir riesgos operativos. La lógica es consistente con un esquema donde el Estado regula, pero traslada a los privados la responsabilidad por su desempeño técnico.
En términos institucionales, el movimiento refuerza el rol de CAMMESA como administrador del sistema y consolida el funcionamiento del MEM como espacio de coordinación entre actores públicos, privados y cooperativos.
Escala chica, señal relevante
Aunque los 3 MW representan una potencia limitada dentro del sistema nacional, el proyecto introduce varias capas de lectura. Por un lado, promueve la generación a partir de biomasa, una fuente vinculada a economías regionales. Por otro, articula actores diversos: una empresa privada, una cooperativa local y una empresa provincial.
En ese cruce, la decisión puede leerse como un gesto hacia la integración de proyectos de menor escala en el esquema energético, sin necesidad de grandes inversiones centralizadas.
Para el Gobierno, este tipo de habilitaciones suma volumen a una narrativa de diversificación energética. Para las provincias, abre la puerta a proyectos con impacto territorial directo.
Un modelo que se arma caso por caso
La resolución no define una política general, pero encaja en una secuencia de decisiones que apuntan a flexibilizar el acceso al mercado eléctrico. Cada proyecto aprobado construye, en la práctica, un modelo más abierto.
Habrá que observar si este esquema se acelera en los próximos meses y si aparecen más iniciativas similares, especialmente en regiones con disponibilidad de recursos como la biomasa.
También será clave el desempeño operativo de estas plantas: en sistemas interconectados, incluso los proyectos pequeños pueden tensionar la red si no cumplen estándares.
Por ahora, el Gobierno habilita, regula y traslada riesgos. El equilibrio entre expansión, confiabilidad y costos todavía está en construcción.
La energía solar enfrenta desde siempre un obstáculo estructural: su dependencia directa de la radiación. Cuando el sol se oculta, la generación se detiene, justo en momentos donde la demanda suele incrementarse. Frente a ese límite, un grupo de investigadores desarrolló un material innovador que podría cambiar parcialmente esa lógica: madera modificada capaz de almacenar calor durante el día y transformarlo en electricidad incluso en ausencia de luz.
El avance se basa en la utilización de madera de balsa tratada a nivel nanométrico para potenciar sus propiedades físicas. El material logra una absorción solar cercana al 91,2% y puede generar hasta 0,65 voltios por ciclo térmico, manteniendo su rendimiento tras múltiples usos. La clave no está en producir más energía en el momento, sino en extender su disponibilidad en el tiempo, lo que abre una nueva dimensión en el aprovechamiento de fuentes renovables.
Una solución basada en almacenamiento térmico
El desarrollo combina varias innovaciones. En primer lugar, la madera es modificada para aumentar su porosidad mediante la eliminación de lignina, lo que mejora su capacidad de absorción. Luego se incorporan materiales como fosforeno negro, nanopartículas de plata y compuestos químicos que permiten almacenar energía en enlaces internos.
El elemento central del sistema es el ácido esteárico, un material de cambio de fase que absorbe calor durante el día y lo libera de manera gradual cuando baja la temperatura. Ese flujo térmico puede ser convertido en electricidad mediante dispositivos termoeléctricos, generando energía incluso durante la noche.
El resultado es un sistema que no depende de baterías tradicionales, sino de un almacenamiento térmico integrado en el propio material.
Más allá de las baterías: una nueva lógica energética
Si bien la potencia generada todavía es limitada, el valor del desarrollo radica en su concepto. No busca reemplazar a las baterías, sino ofrecer una alternativa complementaria, potencialmente más simple y sostenible.
En un contexto global donde el almacenamiento energético es uno de los principales desafíos de la transición energética, este tipo de soluciones abre la puerta a materiales multifuncionales capaces de integrarse en infraestructuras existentes. Fachadas, techos o estructuras podrían, en el futuro, captar y liberar energía sin necesidad de sistemas externos complejos.
Además, al tratarse de un material natural, renovable y potencialmente escalable, se alinea con las tendencias de sostenibilidad y eficiencia energética que ya impulsan regulaciones en distintas regiones del mundo.
Aplicaciones y potencial
El uso de este tipo de tecnología podría extenderse a múltiples escenarios:
Edificios autosuficientes con almacenamiento energético pasivo
Zonas rurales sin acceso estable a redes eléctricas
Dispositivos de baja potencia donde las baterías no son viables
Sistemas híbridos combinados con paneles solares tradicionales
Más que una revolución inmediata, se trata de una evolución silenciosa que apunta a un modelo energético más distribuido, donde los materiales mismos cumplen un rol activo en la gestión de la energía.
