Secretaría de Energía

Misiones negoció con Caputo recuperar subsidios eléctricos: el nuevo esquema alcanzaría a 70% de los hogares

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Misiones dio un paso clave para recuperar parte de los subsidios eléctricos perdidos y adaptar el esquema nacional a una provincia donde la electricidad no es solamente una fuente de energía, sino prácticamente la única disponible para miles de hogares.

El presidente de Energía de Misiones, Julio César Barreto, detalló a Economis los resultados de las gestiones realizadas ante el Ministerio de Economía y el ministro Luis Caputo, después de que el reclamo por una tarifa energética diferencial para el Norte Grande volviera a ocupar un lugar central en la agenda regional con el planteo del gobernador Hugo Passalacqua.

El principio de acuerdo contempla modificar los actuales bloques de consumo subsidiado y establecer un régimen específico para las zonas cálidas: hasta 500 kWh mensuales durante los seis meses de mayores temperaturas y 300 kWh durante el resto del año.

La estimación de Energía de Misiones es que, con esos parámetros, más del 70% de los usuarios residenciales de la provincia quedarían alcanzados por el beneficio.

La discusión tiene un trasfondo económico considerable. En los últimos dos años y medio, según los números expuestos por Barreto, el costo de la energía aumentó alrededor de 423%, como consecuencia de la recomposición del precio mayorista y la reducción de los subsidios nacionales.

Sin embargo, ese incremento no fue trasladado completamente a las facturas.

De acuerdo con el presidente de Energía de Misiones, el Gobierno provincial absorbió durante ese período más de 300 puntos porcentuales del aumento, mediante distintas herramientas y decisiones tarifarias. De esa manera, mientras el costo de abastecimiento trepó más de cuatro veces, el incremento acumulado que terminó llegando a usuarios residenciales, comercios e industrias rondó el 100%.

Esa brecha explica buena parte del esfuerzo fiscal que viene realizando Misiones para contener el costo energético, pero también expone los límites de una estrategia provincial frente a una política tarifaria definida a nivel nacional.

El argumento que Misiones llevó a la mesa con Economía tiene una particularidad que la diferencia de buena parte del país: la provincia no cuenta con gas natural por redes. “Estamos como en el siglo XIX, con leña para producir”, cuestionó Passalacqua durante la cumbre del Norte Grande que se hizo en Posadas. 

Eso convierte a la electricidad en un insumo difícil de sustituir. Durante el verano, los equipos de refrigeración y acondicionamiento de aire disparan la demanda residencial, mientras que comercios, industrias y actividades productivas también dependen fuertemente del suministro eléctrico.

En otras palabras, un hogar misionero no necesariamente consume más electricidad por ineficiencia o falta de racionalidad energética. Consume más porque vive en una de las regiones más cálidas del país y porque muchas de las alternativas energéticas disponibles en otras provincias directamente no existen en Misiones.

Ese fue uno de los puntos centrales planteados ante Caputo y los equipos de la Secretaría de Energía.

El reclamo tomó nuevo impulso después de la Asamblea de Gobernadores del Norte Grande realizada en Posadas, donde las diez provincias de la región volvieron a instalar la necesidad de corregir las asimetrías energéticas.

La discusión busca trasladar al mapa eléctrico una lógica similar a la que durante años justificó tratamientos diferenciales para las zonas frías: si el clima determina consumos energéticos estructuralmente superiores, los bloques subsidiados deberían reconocer esa realidad.

La propuesta que comenzó a tomar forma establece dos períodos claramente diferenciados.

Entre noviembre y abril, los meses de temperaturas más altas y mayor utilización de refrigeración, el bloque de consumo alcanzado por el subsidio llegaría hasta 500 kWh mensuales. Entre mayo y octubre, el límite se reduciría a 300 kWh mensuales.

La diferencia no es menor. Ampliar el bloque subsidiado implica que una porción mayor del consumo eléctrico de cada hogar quede protegida frente al costo pleno de la energía.

El diseño está pensado fundamentalmente para usuarios residenciales. Los consumos habituales de comercios e industrias suelen superar esos niveles, por lo que el impacto directo será considerablemente menor en esos segmentos.

Para las familias, en cambio, Energía de Misiones calcula que más de siete de cada diez usuarios podrían quedar dentro de los nuevos parámetros.

También aparecerá un incentivo adicional para administrar el consumo. Mantenerse dentro de los 500 kWh en los meses cálidos o de los 300 kWh durante el resto del año permitirá maximizar el beneficio del esquema subsidiado.

El acuerdo político y técnico alcanzado con Economía no significa que el beneficio vaya a aparecer inmediatamente en la próxima factura. Barreto advirtió que todavía queda un recorrido administrativo y legislativo.

Uno de los pasos centrales será la definición legislativa del régimen vinculado a las zonas climáticas y posteriormente su reglamentación. En paralelo, deberán trabajar los equipos técnicos de las provincias, el Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía para adecuar los sistemas de segmentación y facturación.

La estimación más optimista es que el impacto económico pueda comenzar a verse dentro de los próximos 45 a 60 días.

El calendario no es un detalle. Si los plazos se cumplen, el nuevo esquema podría comenzar a operar cerca del inicio del período de mayor demanda eléctrica en Misiones, cuando las altas temperaturas vuelven a empujar los consumos hacia arriba.

La negociación abre así una ventana para corregir una de las principales distorsiones que Misiones viene señalando desde el comienzo del proceso de quita de subsidios.

No se trata únicamente de pagar menos por la electricidad. La discusión de fondo es qué se considera un consumo razonable en cada región del país.

Un mismo límite nacional puede resultar suficiente para una familia con acceso al gas natural y temperaturas moderadas, pero insuficiente para un hogar del NEA que cocina, refrigera ambientes y en muchos casos también calienta agua utilizando electricidad.

Después de una suba de 423% en el costo de la energía en apenas dos años y medio, Misiones busca ahora que esa diferencia deje de ser absorbida casi exclusivamente por las cuentas provinciales y los bolsillos de los usuarios.

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

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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.

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

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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.

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Más presión sobre los combustibles: actualizan los biocombustibles y suma otro factor de aumento para agosto

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Las Resoluciones 188 y 189 de la Secretaría de Energía fijaron los nuevos precios mínimos para agosto en el marco de la Ley 27.640 de Biocombustibles. El bioetanol elaborado a partir de caña de azúcar pasó a costar 1.061,87 pesos por litro, mientras que el producido con maíz quedó establecido en 973,24 pesos por litro, ambos con un incremento del 1,75% respecto de los valores vigentes durante julio.

En paralelo, el biodiésel destinado a la mezcla obligatoria con gasoil aumentó hasta 2.001.063 pesos por tonelada, lo que representa una suba del 4% mensual, un porcentaje que supera ampliamente la inflación estimada para junio, del 1,9%.

Si bien estos incrementos no se trasladan íntegramente al precio que pagan los consumidores, sí impactan en la estructura de costos de las petroleras debido a la obligatoriedad de incorporar biocombustibles a los combustibles fósiles. En Argentina, la nafta contiene un corte obligatorio del 12% de bioetanol, distribuido en partes iguales entre caña de azúcar y maíz, mientras que el gasoil incorpora 7,5% de biodiésel, porcentaje que puede modificarse por decisión oficial, aunque la legislación establece un piso mínimo del 5%.

El ajuste se suma a otra decisión reciente del Gobierno: la actualización parcial del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL) y del Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC), un mecanismo que el Ministerio de Economía venía postergando para evitar un mayor traslado a la inflación.

Con esa modificación, la carga tributaria sobre la nafta aumentó a 10,57 pesos por litro en concepto de ICL y 0,64 pesos por IDC. En el caso del gasoil, los valores pasaron a 9,50 pesos y 1,09 pesos por litro, respectivamente.

La estrategia oficial de escalonar los ajustes impositivos responde a un delicado equilibrio entre recomponer la recaudación fiscal y evitar un salto abrupto en uno de los precios con mayor capacidad de transmisión sobre el resto de la economía. El combustible continúa siendo uno de los principales insumos para el transporte de cargas, la producción industrial y las actividades agropecuarias, por lo que cualquier variación repercute rápidamente sobre la cadena de costos.

El campo también siente el impacto

Las resoluciones tienen además una lectura productiva. El aumento mejora los ingresos de las industrias que elaboran biocombustibles, un sector estrechamente vinculado al agro argentino. El bioetanol de maíz fortalece la cadena cerealera, mientras que el derivado de caña de azúcar beneficia principalmente a los ingenios del NOA. En tanto, el biodiésel continúa siendo una salida estratégica para la industrialización de la soja.

Desde esa perspectiva, la actualización busca preservar la rentabilidad de las plantas elaboradoras frente al incremento de los costos de producción, tal como prevé el marco regulatorio vigente. La Secretaría de Energía justificó la decisión señalando que las condiciones actuales del mercado ameritan una nueva adecuación de precios para garantizar el abastecimiento de la mezcla obligatoria.

Un mercado que también mira al petróleo

A las variables domésticas se suma un contexto internacional que mantiene elevada la incertidumbre. Las tensiones en Medio Oriente y las dificultades sobre el tránsito marítimo en el Estrecho de Ormuz continúan generando volatilidad en la cotización del petróleo, aunque hasta el momento parte de ese efecto fue amortiguado por la política comercial de YPF.

Desde la desregulación parcial del mercado iniciada en 2024, los precios de los combustibles dejaron de depender exclusivamente de las decisiones del Gobierno nacional. Las petroleras recuperaron mayor libertad para definir sus estrategias comerciales y ya no están obligadas a informar previamente los aumentos, un esquema que modificó el funcionamiento del mercado y permitió acelerar la recomposición de precios luego de varios años de atraso relativo.

Según datos del portal especializado Surtidores, el precio nominal de la nafta súper en la Ciudad de Buenos Aires acumuló incrementos superiores al 257% desde el inicio de la actual administración, reflejando el proceso de normalización de precios impulsado tras la liberalización del sector.

En ese escenario, el ajuste de los biocombustibles representa un nuevo factor de presión sobre los surtidores. Aunque el efecto directo sea limitado por el bajo porcentaje de mezcla, la combinación entre impuestos, costos de producción y volatilidad internacional mantiene abierta la posibilidad de nuevas actualizaciones en los precios durante las próximas semanas.

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Misiones vendió 8,1% menos combustibles en el semestre y marcó el peor nivel desde 2021

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Las ventas de combustibles al público continúan mostrando señales de debilidad en Misiones. De acuerdo con datos de la Secretaría de Energía de la Nación, durante junio de 2026 se comercializaron 32.753 metros cúbicos entre naftas y gasoil en la provincia, lo que representó una caída interanual del 6,2%, la novena baja consecutiva frente al mismo mes del año anterior. En la comparación con mayo, el descenso también fue significativo, con una retracción del 3,0%.

Las naftas concentraron el 57% del volumen comercializado y registraron una disminución del 6,5% respecto de junio de 2025. La mayor contracción se observó en las naftas premium, con un desplome del 12,3%, mientras que la nafta súper retrocedió 5,5%.

Por su parte, el gasoil, que representó el 43% de las ventas, mostró una caída del 5,8% interanual. El segmento premium volvió a ser el más afectado, con una baja del 7,7%, mientras que el gasoil común disminuyó 5,0%.

Misiones sigue liderando el consumo en el NEA

A pesar de la retracción, Misiones continúa siendo la provincia con mayor volumen de ventas de combustibles del NEA, concentrando el 33% del total regional.

Sin embargo, también fue una de las jurisdicciones con peor desempeño. Solo Formosa, con una caída del 9,3%, registró un descenso más pronunciado. En tanto, Corrientes retrocedió 4,5% y Chaco, 2,9%.

El semestre más flojo desde 2021

El balance del primer semestre confirma la tendencia negativa. Entre enero y junio, las ventas de combustibles en Misiones acumularon una caída del 8,1% respecto del mismo período del año pasado.

El deterioro fue más marcado en el gasoil, que se contrajo 10,7%, mientras que las naftas retrocedieron 6,1%.

Con estos resultados, el primer semestre de 2026 se convirtió en el de menor volumen de combustibles comercializados en la provincia desde 2021, reflejando una demanda que todavía no logra recuperarse pese a la desaceleración inflacionaria y la relativa estabilidad de los precios.

Panorama nacional

A nivel país, las ventas de combustibles también continuaron en terreno negativo, aunque con una intensidad menor. En junio, el mercado nacional registró una caída interanual del 2,9%.

Solo cuatro provincias lograron incrementar sus ventas. Neuquén encabezó el crecimiento con un alza del 7,7%, mientras que Salta registró la mayor caída del país, con una retracción del 11,3%.

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