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.
El domingo 30 de agosto la empresa LITSA (Líneas de Transmisión del Litoral S.A operadora de los electroductos de alta tensión en el NEA) llevará a cabo la segunda etapa del mantenimiento de las Estaciones Transformadoras de 500kV de San Isidro (Posadas) y Rincón Santa María (Ituzaingó Ctes) para el recambio de seccionadores y prueba de protecciones.
El trabajo programado dejará a Misiones aislada del Sistema Argentino de Interconexión entre las 06:30 y las 14:00.
En ese lapso, la provincia aportará generación alternativa para atender la demanda y amortiguar las afectaciones, 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.
Misiones atravesó este domingo una jornada excepcional para su sistema energético: durante el mantenimiento de un reactor en la Estación Transformadora San Isidro de 500/132 kV, la provincia logró abastecer la demanda eléctrica de todo su territorio con generación propia y operar, durante ese período, independientemente del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
El operativo permitió poner a prueba la capacidad de respuesta del sistema provincial en un escenario de desconexión de uno de sus principales puntos de vinculación con la red nacional. La demanda llegó al mediodía a un máximo de 243 megavatios, mientras la generación disponible dentro de Misiones permitió sostener el servicio hasta la normalización completa del sistema interconectado provincial, registrada a las 15:49.
El dato adquiere relevancia porque la experiencia permitió verificar en condiciones reales el aporte de recursos energéticos radicados en la provincia. La Central Hidroeléctrica Urugua-í, los generadores térmicos y los parques solares conformaron el esquema de respaldo que hizo posible atender la demanda sin recurrir temporalmente al abastecimiento proveniente del SADI.
El mantenimiento en San Isidro estuvo a cargo de Líneas de Transmisión del Litoral S.A. (LITSA), operadora de los electroductos del NEA. La intervención forma parte de las tareas preventivas sobre una infraestructura estratégica para el sistema de transmisión regional.
La jornada también incluyó trabajos programados sobre la red de distribución en distintos puntos de la provincia. Energía de Misiones y las cooperativas eléctricas avanzaron con tareas destinadas a mejorar la infraestructura, entre ellas la limpieza de traza y el despeje de instalaciones sobre la línea de 132 kV que parte de Aristóbulo del Valle y abastece la Estación Transformadora de San Vicente, además de las subestaciones de El Soberbio, San Pedro y sus respectivas zonas de influencia.
En este tipo de operativos, el desafío no pasa únicamente por mantener disponible la generación, sino por administrar las prioridades del sistema cuando existen restricciones temporales. Durante la jornada se priorizó la alimentación de las tomas, los sistemas de bombeo y distribución de agua potable y los establecimientos y servicios de salud, tanto en las zonas donde hubo interrupciones programadas como en aquellas donde el suministro se mantuvo con normalidad.
La experiencia adquiere además una dimensión estratégica para Misiones. Contar con fuentes propias de generación permite disponer de una alternativa frente a contingencias sobre el sistema de transmisión nacional y aporta mayor flexibilidad para sostener servicios esenciales. No implica una desconexión estructural del sistema eléctrico argentino, sino la capacidad de operar de manera autónoma ante una situación excepcional.
El mantenimiento de la Estación Transformadora San Isidro continuará el próximo domingo. Energía de Misiones anticipó que comunicará previamente la modalidad de generación alternativa que se implementará dentro del sistema interconectado provincial, con el objetivo de reducir al mínimo el impacto sobre los usuarios.
La prueba deja una señal concreta para la planificación energética provincial: la generación distribuida y la combinación de fuentes hidroeléctricas, térmicas y solares pueden funcionar como una capa adicional de resiliencia ante intervenciones o contingencias en la red de transmisión. En una provincia cuya demanda eléctrica sigue vinculada al crecimiento urbano, productivo y turístico, esa capacidad de respuesta deja de ser solamente una cuestión técnica y pasa a formar parte de la infraestructura necesaria para sostener la actividad económica.
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.
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.
