Secretaría de Energía

Biodiésel: el Gobierno volvió a subir el precio regulado y suma presión sobre los costos logísticos

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El Gobierno nacional actualizó el precio del biodiésel destinado al corte obligatorio con gasoil y fijó un nuevo valor de $1.858.424 por tonelada para junio, una decisión que, aunque técnica y poco visible para el consumidor final, tiene implicancias directas sobre la estructura de costos del transporte, la logística y buena parte de las economías regionales que dependen del gasoil para movilizar producción y mercaderías.

La medida fue oficializada mediante la Resolución 123/2026 de la Secretaría de Energía, que estableció además que las petroleras deberán cancelar las compras de biodiésel en un plazo máximo de siete días corridos. El nuevo precio regirá durante junio y permanecerá vigente hasta que sea reemplazado por una nueva actualización.

Detrás de la decisión aparece un equilibrio complejo: garantizar rentabilidad a las plantas elaboradoras de biodiésel y sostener el esquema de mezcla obligatoria con combustibles fósiles, sin generar una escalada de costos que termine trasladándose al surtidor

La cadena productiva mira el costo del flete

El sector forestal es probablemente uno de los más expuestos. La industria maderera y de la celulosa moviliza millones de toneladas al año mediante transporte carretero. Un incremento sostenido en los costos del combustible impacta sobre toda la cadena: desde el traslado de rollizos hasta la exportación de productos con valor agregado.

La yerba mate tampoco queda al margen. El movimiento de hoja verde, yerba canchada y producto terminado depende casi exclusivamente de camiones. Lo mismo ocurre con el té, una de las actividades exportadoras más importantes de la provincia.

En un contexto donde los márgenes de rentabilidad siguen siendo ajustados, cualquier modificación en la estructura de costos logísticos se convierte en una variable observada de cerca por cooperativas, secaderos e industrias.

Para el comercio misionero el efecto también existe, aunque de manera indirecta. Los costos de distribución de alimentos, bebidas, materiales de construcción y bienes de consumo masivo están estrechamente vinculados al precio del combustible utilizado por la logística nacional.

Por qué Energía sigue ajustando el biodiésel

La actualización responde al mecanismo previsto en la Ley 27.640, que regula el mercado de biocombustibles y otorga a la Secretaría de Energía la facultad de establecer periódicamente los precios de referencia.

El esquema busca garantizar que los productores de biodiésel puedan operar con una rentabilidad considerada razonable, contemplando: costos de elaboración. Transporte. Materias primas. Costos financieros. Operación industrial.

El biodiésel forma parte del porcentaje obligatorio que las refinadoras deben incorporar al gasoil comercializado en el país, por lo que su valor termina integrando la estructura de costos del combustible.

La Secretaría de Energía argumentó que las condiciones actuales del mercado justificaban una nueva adecuación de precios para junio.

La incógnita para el sector productivo es cuánto de esta actualización terminará trasladándose al precio final del gasoil durante los próximos meses.

La respuesta dependerá de múltiples factores: evolución del petróleo internacional, tipo de cambio, impuestos, costos de refinación y decisiones regulatorias futuras.

Para Misiones, donde el costo logístico es una de las principales barreras para la competitividad, la variable energética sigue siendo tan importante como el tipo de cambio o la presión tributaria.

Una diferencia de pocos puntos porcentuales en el combustible puede terminar reflejándose en el costo de exportar madera, transportar yerba mate o abastecer comercios en el interior provincial.

La actualización del biodiésel confirma que el Gobierno mantiene una política de ajustes periódicos dentro del esquema regulado de biocombustibles. Para las empresas misioneras, el dato relevante no es únicamente el nuevo valor de junio, sino la tendencia que pueda consolidarse durante el segundo semestre.

Si los incrementos continúan y terminan impactando sobre el gasoil, la logística volverá a ocupar un lugar central en la discusión sobre competitividad regional, especialmente en una provincia que compite diariamente con economías fronterizas y que depende del transporte para sostener su perfil exportador.

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Energía extiende subsidios y busca amortiguar el impacto tarifario del invierno

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El Gobierno nacional resolvió sostener y ampliar parcialmente las bonificaciones extraordinarias sobre tarifas de electricidad y gas para los usuarios alcanzados por el Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), en un contexto de mayor demanda por las bajas temperaturas y creciente sensibilidad social frente al costo de los servicios públicos.

La medida quedó formalizada este miércoles mediante la Resolución 121/2026 de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, publicada en el Boletín Oficial. La norma prorroga durante junio la bonificación adicional del 25% para usuarios de gas natural y gas propano por redes, mientras que para la electricidad fija un nuevo esquema extraordinario del 11,97% sobre el consumo base subsidiado.

La decisión aparece en un momento delicado para la política tarifaria del Gobierno de Javier Milei. Aunque la administración nacional mantiene su estrategia de reducción de subsidios y recomposición de precios relativos, el incremento del consumo energético en invierno obliga a introducir mecanismos de contención para evitar un deterioro más acelerado del ingreso disponible de los hogares.

Un esquema de subsidios que busca sostener la gradualidad

El SEF fue creado por el Decreto 943/2025 como parte de la reorganización integral de los subsidios energéticos nacionales. El sistema unificó beneficios sobre electricidad, gas natural y gas propano bajo un esquema focalizado, con bonificaciones segmentadas según nivel de ingresos y consumos base.

Ahora, la Secretaría de Energía decidió mantener para junio el refuerzo extraordinario del 25% aplicado sobre las tarifas de gas. Según los fundamentos oficiales, el aumento del consumo estacional y los mayores costos de abastecimiento —incluidas importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y combustibles sustitutos expuestos a precios internacionales— justifican la continuidad del alivio tarifario.

En el caso de la electricidad, la cartera energética modificó el porcentaje extraordinario que había sido fijado previamente para mayo, junio y julio. Para junio, la bonificación adicional pasará a ser de 11,97% sobre un consumo base de hasta 300 kWh mensuales para usuarios residenciales beneficiarios del SEF.

La resolución sostiene que el objetivo es “morigerar el impacto tarifario” y preservar criterios de “gradualidad, razonabilidad y previsibilidad” en el proceso de reestructuración de subsidios.

La medida alcanza a usuarios residenciales incluidos dentro del régimen SEF y también a entidades sin fines de lucro contempladas por las leyes de Clubes de Barrio y Entidades de Bien Público.

En términos prácticos, el Gobierno evita por ahora un traslado pleno del costo energético durante el pico de demanda invernal. El alivio será especialmente relevante en gas natural, donde el consumo residencial suele dispararse durante junio y julio.

La resolución también instruye al nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad —creado tras la unificación del ENRE y ENARGAS— a reflejar los cambios en los cuadros tarifarios y mecanismos de facturación.

La consolidación del nuevo ente regulador marca además un movimiento institucional relevante dentro de la reforma energética impulsada por Economía. Con la integración de las funciones regulatorias, el Ejecutivo busca centralizar decisiones y acelerar la implementación de la nueva política tarifaria.

La tensión entre ajuste fiscal y contención social

La resolución expone una de las tensiones centrales de la política económica actual: cómo avanzar en la reducción de subsidios sin provocar un deterioro abrupto del consumo y del poder adquisitivo.

El Gobierno sostiene públicamente la necesidad de sincerar tarifas para reducir el peso del gasto público energético. Sin embargo, el incremento estacional del consumo obliga a moderar parcialmente el ritmo del ajuste para evitar un impacto más severo en hogares de menores ingresos.

La decisión también muestra que el proceso de segmentación aún requiere mecanismos compensatorios extraordinarios, incluso en un escenario de fuerte disciplina fiscal.

En paralelo, la resolución reconoce indirectamente otra variable sensible: la volatilidad internacional del mercado energético. El costo del GNL importado y de combustibles sustitutos continúa condicionando la estructura tarifaria argentina y limita el margen de maniobra fiscal.

En Misiones, donde el consumo eléctrico residencial suele incrementarse tanto en invierno como en verano por cuestiones climáticas, las bonificaciones adicionales pueden contribuir a amortiguar subas en las facturas durante junio.

El caso del gas presenta una particularidad regional: gran parte del NEA aún no cuenta con cobertura masiva de gas natural por redes, por lo que el alcance efectivo del beneficio dependerá del tipo de abastecimiento disponible en cada localidad.

La resolución también incorpora a cooperativas, distribuidoras provinciales y organismos locales dentro del esquema operativo de implementación, un aspecto relevante en provincias donde el sistema energético tiene fuerte participación de prestadores públicos y cooperativos.

Un invierno con presión sobre tarifas y consumo

La continuidad de las bonificaciones extraordinarias deja abierto un interrogante central para los próximos meses: hasta dónde podrá sostener el Gobierno mecanismos de compensación tarifaria mientras mantiene su programa de ajuste fiscal.

La evolución de las temperaturas, el costo internacional de la energía y el comportamiento del consumo residencial serán variables determinantes en el segundo semestre.

Por ahora, Economía optó por una estrategia intermedia: sostener el sendero de reducción de subsidios, pero evitando un shock tarifario pleno en el momento de mayor demanda energética del año.

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Energía elimina límites de almacenamiento al GLP a granel y actualiza normas

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La Secretaría de Energía avanzó el 27 de abril de 2026 con la Resolución 103/2026, una modificación clave del marco regulatorio del Gas Licuado de Petróleo (GLP) que elimina el tope de capacidad para instalaciones a granel y actualiza los estándares técnicos vigentes desde 2015. La medida entra en vigencia tras su publicación en el Boletín Oficial y apunta a reordenar un sector que creció sin una actualización normativa equivalente.

El dato central es político y regulatorio: el Gobierno decide habilitar mayor escala operativa en el almacenamiento de GLP, alineando la normativa local con estándares internacionales más recientes. La incógnita que se abre es si este movimiento busca liberar capacidad productiva o si responde a la necesidad de cerrar vacíos regulatorios que el propio crecimiento del sector dejó expuestos.

De un esquema limitado a una regulación más amplia y técnica

La resolución se inscribe en la Ley 26.020, que establece el régimen del GLP y fija como eje la seguridad en toda la cadena. Bajo ese paraguas, la Secretaría de Energía reemplaza anexos completos de la Resolución 1.097/2015, que hasta ahora regulaban depósitos y almacenamiento con parámetros que quedaron desactualizados.

El cambio más significativo es la eliminación del límite de SIETE COMA SEIS METROS CÚBICOS (7,6 m³) para instalaciones de GLP a granel. Ese tope había sido definido bajo una versión antigua de la norma internacional NFPA 58 (año 2004). La nueva resolución habilita aplicar esa norma sin restricciones de capacidad, incorporando además referencias más actualizadas, como la versión 2024.

En términos concretos, esto permite ampliar la escala de almacenamiento y operación, especialmente para actores vinculados al fraccionamiento en recipientes a granel. Al mismo tiempo, el Gobierno reconoce un vacío normativo: las instalaciones con capacidades superiores al límite previo no tenían un marco claro, lo que ahora se corrige extendiendo las reglas a todas las capacidades.

La actualización no se limita a volumen. También introduce cambios técnicos en componentes críticos, como las válvulas con norma UL, equiparando su vida útil bajo iguales condiciones de fabricación y control, independientemente de la certificación específica.

Seguridad como argumento y control como eje

Aunque la medida amplía la capacidad operativa, el texto mantiene el foco en la seguridad pública. La ley obliga a los operadores a mantener instalaciones, envases y equipos en condiciones seguras, incluso cuando no estén en uso. Además, la autoridad conserva amplias facultades de fiscalización, incluyendo inspecciones y la posibilidad de ordenar medidas urgentes.

La incorporación de estándares internacionales más recientes refuerza esa lógica: el crecimiento del sector en la última década obligó a revisar criterios técnicos que ya no respondían a la realidad operativa.

En paralelo, se establece que las instalaciones existentes seguirán siendo válidas hasta su modificación o baja, lo que evita un impacto inmediato sobre la infraestructura actual pero introduce una transición hacia el nuevo esquema.

Más margen operativo, mayor exigencia técnica

La decisión reconfigura el equilibrio dentro de la industria del GLP. Por un lado, habilita a los operadores a expandir capacidad y optimizar logística, lo que podría mejorar eficiencia en distribución y almacenamiento. Por otro, eleva el estándar técnico y regulatorio, lo que exige inversiones y adecuaciones.

El movimiento también ordena un terreno donde coexistían reglas desactualizadas con prácticas más avanzadas. Al eliminar el límite de capacidad y definir criterios para todas las instalaciones, el Gobierno reduce zonas grises regulatorias que podían generar incertidumbre.

Para los actores del sector, el cambio implica una doble dinámica: mayor flexibilidad para crecer, pero bajo un esquema más exigente en términos de cumplimiento técnico y supervisión.

Un ajuste que combina apertura y control

La Resolución 103/2026 no aparece como una desregulación pura. Más bien combina una apertura en términos de capacidad con un refuerzo en estándares y controles. El uso de normas internacionales actualizadas sugiere una estrategia de convergencia técnica más que un simple alivio regulatorio.

Queda por ver cómo impactará en la estructura del sector en los próximos meses: si acelera inversiones, si consolida operadores con mayor escala o si tensiona a quienes deben adaptarse a nuevos requisitos.

El cambio ya está en marcha. Lo que todavía no se define es si este nuevo marco será leído como una oportunidad de expansión o como un filtro que reordene el mapa del GLP en Argentina.

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Energía habilita una central a biomasa en Misiones y la familia Gruber se suma a la generación eléctrica

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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.

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El Estado retoma la importación de GNL en medio de la suba global de precios

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El esquema de abastecimiento de gas para el invierno 2026 dio un giro en las últimas horas: el Gobierno nacional resolvió que el Estado, a través de Enarsa, vuelva a asumir la importación de Gas Natural Licuado (GNL), luego de que la licitación privada quedara en un virtual empate técnico. La decisión —aún sin confirmación formal pero validada por fuentes del sector— reconfigura una política que el propio oficialismo buscaba desarmar. En un contexto de precios internacionales en alza y tensión geopolítica, la pregunta es inevitable: ¿se trata de una marcha atrás táctica o de un límite estructural a la desregulación energética?

Una licitación sin definición y un regreso forzado del Estado

El proceso había comenzado en febrero con un objetivo explícito: transferir al sector privado toda la operación, desde la compra del GNL hasta la logística y la asunción del riesgo comercial. Dos empresas llegaron a la instancia final. La diferencia entre ambas ofertas fue mínima, inferior al 1%: USD 4,50 por millón de BTU frente a USD 4,57.

Ese margen activó mecanismos de desempate y dilató una definición que, en términos operativos, tenía plazos críticos. Históricamente, la contratación de buques se resuelve en los primeros meses del año. Sin embargo, la licitación se extendió hasta la semana pasada, en paralelo a un cambio abrupto en el escenario internacional.

El precio spot del GNL trepó hasta USD 22 por millón de BTU, más del doble del nivel observado en febrero, en un contexto atravesado por el conflicto en Medio Oriente. Esa volatilidad alteró los supuestos iniciales del proceso y dejó a la Secretaría de Energía frente a una decisión incómoda: adjudicar en condiciones inciertas o retomar el control.

La segunda opción fue la que terminó prevaleciendo. Enarsa, con casi dos décadas de experiencia en estas operaciones, ya inició gestiones para asegurar la llegada de los primeros buques en mayo.

Restricciones estructurales y dependencia estacional

Más allá del cambio de esquema, el dato de fondo no se modifica: Argentina seguirá necesitando importar entre 20 y 24 cargamentos de GNL durante el invierno. El problema no es la disponibilidad de recursos, sino la infraestructura.

La demanda residencial se dispara con las bajas temperaturas y el sistema de transporte no logra trasladar todo el gas desde las cuencas productoras hacia los centros de consumo. En ese vacío operativo, el GNL funciona como un mecanismo de respaldo para garantizar el abastecimiento, con un peso relevante también en la provisión a la industria.

Hasta el año pasado, el Estado compraba GNL a valores internacionales de entre USD 15 y USD 17 por millón de BTU y lo revendía en el mercado interno con subsidios que llevaban el precio a cerca de USD 2,7. El objetivo oficial era desarmar ese esquema. La coyuntura, sin embargo, forzó una reversión parcial.

Costos en alza y margen reducido

El nuevo escenario tiene una consecuencia directa: el costo de abastecimiento podría duplicarse. Estimaciones del sector ubican la factura del invierno 2026 en torno a USD 1.400 millones, frente a niveles significativamente menores el año anterior.

El aumento no responde a decisiones locales, sino a un contexto internacional más restrictivo. La suba de precios energéticos y la menor disponibilidad de buques encarecen la operación y reducen el margen de maniobra, tanto para el Estado como para eventuales operadores privados.

La propia licitación reflejó esa tensión. Las ofertas ajustadas, con diferencias marginales, expusieron un mercado que opera con alta incertidumbre y escaso espacio para absorber riesgos.

Un giro con implicancias políticas y regulatorias

La decisión de mantener la importación en manos del Estado introduce una señal ambigua en la estrategia energética del Gobierno. Por un lado, confirma la intención de avanzar hacia un esquema con mayor protagonismo privado. Por otro, evidencia que esa transición enfrenta límites cuando el contexto internacional se vuelve inestable.

El cambio también impacta en la relación con el sector energético. Las empresas que participaron del proceso quedaron frente a un escenario donde la definición no dependió exclusivamente de la competitividad de sus ofertas, sino de variables externas que reconfiguraron la ecuación.

Tiempos ajustados y un esquema en revisión

Con el invierno en puerta, la prioridad pasa por garantizar el abastecimiento. Enarsa ya se mueve para asegurar los primeros cargamentos, mientras la Secretaría de Energía revisa costos y condiciones del proceso.

El esquema que el Gobierno buscaba implementar —con contratos anuales y riesgo transferido al sector privado— queda, por ahora, postergado hacia 2027. La experiencia de este año funcionará como testeo de los límites reales de esa estrategia.

La política energética entra así en una zona de transición. Entre la necesidad de asegurar suministro y la intención de redefinir el rol del Estado, el equilibrio todavía no está cerrado.

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