Secretaría de Energía

Misiones será zona “muy cálida” y tendrá hasta 550 kWh subsidiados en verano

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El Gobierno nacional redefinió los bloques de consumo eléctrico subsidiado para las provincias del NOA y NEA durante los meses de altas temperaturas. A partir de la clasificación climática oficial, Misiones queda comprendida como zona “muy cálida”, lo que eleva el tope mensual con subsidio y reconoce el mayor uso de electricidad en un contexto de calor extremo y baja cobertura de gas por redes.

La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía formalizó una adecuación clave dentro del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) al establecer nuevos topes de consumo eléctrico con subsidio para los meses de verano en el norte argentino. La decisión impacta de manera directa en provincias del Noroeste (NOA) y Noreste (NEA), entre ellas Misiones, que pasa a integrar el registro como zona “muy cálida”, con un umbral de consumo subsidiado sensiblemente superior al vigente hasta ahora.

La medida rige para los meses de diciembre, enero y febrero, período de mayor exigencia térmica, y se apoya en criterios técnicos definidos por la norma IRAM 11603, que clasifica las regiones del país según su comportamiento climático.

Nuevos topes de consumo subsidiado según clasificación climática

Con la actualización dispuesta por el Gobierno, el esquema de subsidios eléctricos de verano queda segmentado en tres niveles, en función de la temperatura y las condiciones estructurales de cada región:

  • Zonas “muy cálidas” del NOA y NEA: el bloque de consumo subsidiado se eleva de 300 kWh a 550 kWh mensuales.
  • Zonas “cálidas”: el tope subsidiado se fija en 370 kWh mensuales.
  • Resto del país: se mantiene el bloque de verano en 300 kWh mensuales.

La incorporación de Misiones dentro del grupo de zonas “muy cálidas” implica un reconocimiento explícito de su realidad climática y del patrón de consumo energético asociado a temperaturas elevadas y persistentes.

Equidad territorial y foco en los hogares vulnerables

Desde el Gobierno explicaron que el objetivo central de la medida es adecuar el esquema de subsidios a las condiciones reales de consumo, especialmente en las provincias del norte, donde el uso intensivo de ventiladores y aires acondicionados resulta indispensable para atravesar el verano.

A diferencia de otras regiones del país, en gran parte del NOA y NEA existe menor acceso al gas por redes, lo que convierte a la electricidad en el principal insumo energético para la refrigeración de los hogares. En ese contexto, mantener un tope uniforme de consumo subsidiado generaba distorsiones y un impacto regresivo sobre los hogares de menores ingresos.

El SEF conserva su lógica de topes y estacionalidad, pero incorpora un criterio de equidad territorial, de modo que los hogares vulnerables de las zonas más calurosas cuenten con un bloque de consumo subsidiado acorde a su nivel de exigencia térmica. La medida busca, así, evitar que el mayor consumo derivado del clima derive automáticamente en la pérdida del beneficio o en un salto abrupto en la factura eléctrica.

Antecedentes y respaldo institucional

La redefinición de los bloques de consumo recoge los planteos formulados por provincias, entes reguladores y defensorías del pueblo durante la Consulta Pública del nuevo esquema de subsidios energéticos. En ese ámbito, se había señalado la necesidad de contemplar variables climáticas y estructurales para lograr un sistema más justo y previsible.

Con esta decisión, el Gobierno refuerza el objetivo declarado del SEF: focalizar la ayuda del Estado en quienes realmente la necesitan, bajo reglas claras, transparentes y homogéneas en todo el país, pero con capacidad de adaptarse a las diferencias regionales.

Para provincias como Misiones, la incorporación al registro como zona “muy cálida” representa un cambio relevante en términos económicos y sociales, ya que amplía el margen de consumo subsidiado en el período de mayor demanda eléctrica y reduce el riesgo de incrementos tarifarios asociados exclusivamente al factor climático.

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Energía redefine subsidios y cambia los consumos base de luz y gas según región

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La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía dio un paso decisivo en la implementación del nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) al dictar la Resolución 13/2026, que redefine los consumos base de electricidad según zonas bioambientales, formaliza la gestión operativa del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF) y delega amplias facultades técnicas y operativas para la administración del régimen. La medida, publicada el 16 de enero de 2026, tiene impacto directo en las facturas de electricidad, gas natural, gas propano por redes y GLP en garrafas, y busca corregir inequidades territoriales, mejorar la focalización del gasto público y reforzar los mecanismos de control y transparencia.

Un nuevo esquema de subsidios con foco territorial y control patrimonial

La resolución se inscribe en el proceso de reestructuración de los subsidios energéticos iniciado por el Decreto 465/2024, que estableció una transición hacia un esquema que refleje los costos reales de la energía, promueva la eficiencia energética y garantice el acceso al consumo indispensable de los hogares vulnerables. Ese período transitorio, iniciado el 1 de junio de 2024, fue prorrogado hasta el 9 de julio de 2026 y concluyó formalmente con la creación del régimen unificado de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) mediante el Decreto 943/2025.

Con la Resolución 13/2026, la Secretaría de Energía instruyó a la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético a asumir la gestión integral del ReSEF, que se conforma a partir de la información del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) y permite la actualización de datos mediante declaraciones juradas, tanto por medios digitales como de manera presencial a través de ANSES. El objetivo es administrar el padrón de beneficiarios, instrumentar criterios de inclusión y exclusión, aplicar indicadores de exteriorización patrimonial y operar los mecanismos de revisión y control, incluyendo las plataformas Mi Argentina y Trámites a Distancia (TAD).

En ese marco, la resolución delega en la Subsecretaría facultades para definir y aplicar indicadores de capacidad económica, realizar cruces de información con bases de ANSES, ARCA y SINTyS, y coordinar acciones con entes reguladores nacionales y autoridades provinciales, todo ello bajo los parámetros de la Ley 25.326 de Protección de Datos Personales.

Consumos base diferenciales: el NEA y NOA logran un reconocimiento bioclimático

Uno de los ejes centrales de la norma es la introducción de consumos base diferenciales de electricidad según zonas bioambientales, en línea con el artículo 4° del Decreto 943/2025 y a partir de los aportes recibidos en la consulta pública convocada por la Resolución 484/2025. Provincias del NEA y NOA habían advertido que los parámetros promedio nacionales no reflejaban la realidad de regiones con temperaturas extremas, donde el consumo eléctrico asociado a climatización, agua y conservación de alimentos constituye una demanda inelástica.

Con base en análisis técnicos de CAMMESA y en la norma IRAM 11603:2012, la resolución fijó nuevos umbrales para los meses de verano (enero, febrero y diciembre):

  • Zonas “Muy cálido” (Ia y Ib): 550 kWh/mes
  • Zonas “Cálido” (IIa y IIb): 370 kWh/mes
  • Resto del país: 300 kWh/mes

En los meses de mayo a agosto, el consumo base se mantiene en 300 kWh/mes para todas las zonas, mientras que en marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre se fija en 150 kWh/mes. Según la Secretaría, este esquema responde al principio de equidad horizontal, al reconocer diferencias objetivas y verificables entre regiones sin eliminar los topes ni desnaturalizar la focalización del subsidio.

Gas, garrafas y el fin de la Tarifa Social Federal

En materia de gas, la resolución mantiene los bloques de consumo base de gas natural establecidos en las Resoluciones 686/2022 y 91/2024, que ya contemplan criterios geográficos y estacionales, y extiende esos parámetros al gas propano indiluido por redes. Para ello, se definió la correspondencia entre categorías: los usuarios R1 de gas propano se asimilan a los volúmenes de la categoría R23 de gas natural, y los R2 a los de la categoría R34, conforme al anexo técnico aprobado.

Asimismo, se instruyó la migración del Programa Hogar al régimen SEF en un plazo máximo de seis meses, incluyendo la determinación del consumo base indispensable de GLP en garrafas de 10 kilos, la forma de percepción del beneficio y la instrumentación de pagos mediante entidades financieras o billeteras digitales interoperables. En paralelo, se dispuso que, al momento de aplicarse el SEF a gas natural y gas propano por redes, cesará la Tarifa Social Federal de Gas, vigente desde 2016.

Impacto en facturas y escenarios posibles

La resolución establece que el nuevo régimen SEF impactará en las facturas de electricidad, gas natural y gas propano por redes a partir de la publicación de la norma y de los precios mayoristas (PEST, Precio Anualizado Uniforme y precio de gas propano redes) que resulten aplicables. En términos prácticos, esto implica una reconfiguración del esquema de subsidios con efectos distributivos diferenciados según región, consumo y situación patrimonial del hogar.

Para los usuarios del NEA y NOA, la incorporación de consumos base más altos en verano representa un alivio relativo frente a escenarios de calor extremo. Para el Estado nacional, el desafío pasa por sostener la focalización, evitar filtraciones hacia hogares con capacidad de pago y contener el impacto fiscal. En ese equilibrio se juega la aceptación social del nuevo esquema y su viabilidad en un contexto de revisión integral del gasto en energía.

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Energía prorroga contratos de almacenamiento y busca cerrar 264 MW pendientes en AlmaGBA

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La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía dispuso una prórroga de 60 días hábiles, a partir del 12 de enero de 2026, para la firma de los Contratos de Generación de Almacenamiento adjudicados en la convocatoria “Almacenamiento AlmaGBA”, un programa clave para reforzar la confiabilidad eléctrica del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). La medida, formalizada mediante la Resolución 14/2026, apunta a completar la suscripción de contratos pendientes por 264 MW, sobre una potencia total adjudicada de 713 MW, en un esquema que impacta directamente en la seguridad del suministro, la planificación energética y los costos del sistema.

Un programa estratégico para el SADI y el AMBA

La convocatoria AlmaGBA, autorizada por la Resolución 67/2025, fue diseñada en el marco de la Ley N° 24.065, que establece como objetivos centrales garantizar el abastecimiento eléctrico de largo plazo, promover el uso eficiente de la energía y minimizar los costos para el sistema y los usuarios finales. En ese sentido, el almacenamiento energético se consolidó como una herramienta clave para mejorar la confiabilidad operativa del SADI, especialmente en zonas de alta demanda como el Gran Buenos Aires.

El proceso licitatorio tuvo una respuesta significativa del mercado. El 15 de julio de 2025 se recibieron 27 ofertas, que totalizaron 1.347 MW de potencia ofertada, casi el triple de la potencia objetivo inicial de 500 MW. Tras la evaluación técnica, legal y económica, la Secretaría de Energía adjudicó proyectos mediante las Resoluciones 361/2025 y 384/2025, y decidió ampliar la potencia objetivo en 150 MW adicionales, en función del análisis técnico realizado por CAMMESA y de los beneficios sistémicos asociados.

A la fecha de dictado de la Resolución 14/2026, se habían suscripto 7 contratos, que representan 449 MW, mientras que permanecían pendientes 5 contratos por 264 MW, correspondientes a proyectos adjudicados que aún no completaron la firma.

Prórroga administrativa y fundamentos regulatorios

La prórroga dispuesta responde a solicitudes formales de los adjudicatarios y se encuadra en lo previsto por el Artículo 21.1 del Pliego de Bases y Condiciones (PBC), que fija un plazo de 90 días hábiles para la firma de los contratos, con posibilidad de extensión por decisión de la Autoridad de Aplicación.

En particular, se consideraron pedidos vinculados a procesos de reorganización societaria y a requerimientos administrativos adicionales para cerrar la documentación contractual. La Secretaría evaluó estos planteos como “fundados” y resolvió extender de manera uniforme el plazo para todos los adjudicatarios listados en el anexo oficial.

La norma aclara que la prórroga no modifica aspectos sustanciales del esquema contractual: se mantienen sin cambios la Fecha de Habilitación Máxima, la Fecha de Inicio del Plazo del Contrato, la Fecha Objetivo, el Plazo de Contrato y el Esquema de Pagos hasta la Habilitación Comercial, conforme lo establecido en el Artículo 22.7 del PBC. De este modo, el Estado preserva el cronograma operativo y financiero del programa, al tiempo que otorga flexibilidad administrativa para cerrar las firmas pendientes.

Impacto económico, actores involucrados y escenarios posibles

La decisión tiene implicancias directas para el mercado eléctrico mayorista y para los usuarios del AMBA. Los contratos de almacenamiento, celebrados con EDENOR S.A. y EDESUR S.A. como compradores y con CAMMESA como garante de pago de última instancia, forman parte de un esquema cuyos costos serán trasladados a los usuarios finales de la jurisdicción, tal como fue previsto desde el inicio de la convocatoria.

Los proyectos que aún no han suscripto contrato representan potencias individuales que van desde 22 MW hasta 150 MW, con precios adjudicados que oscilan entre USD 11.290 y USD 12.591 por MW-mes, según el anexo oficial. Completar estas firmas permitiría consolidar una capacidad de almacenamiento relevante para mitigar picos de demanda, reducir riesgos de cortes y optimizar el despacho del sistema.

Desde una perspectiva institucional, la prórroga refuerza el mensaje de continuidad regulatoria y de acompañamiento estatal a inversiones estratégicas, sin alterar las reglas económicas del programa. Al mismo tiempo, introduce un compás de espera que el sector seguirá de cerca, dado que el cierre efectivo de los contratos será determinante para que los proyectos avancen hacia la etapa de ejecución y habilitación comercial.

En términos de escenarios, si la totalidad de los contratos pendientes se firma dentro del nuevo plazo, el programa AlmaGBA alcanzará plenamente la potencia adjudicada de 713 MW, consolidándose como uno de los esquemas de almacenamiento más relevantes del país. En caso contrario, la Autoridad de Aplicación podría enfrentar la necesidad de redefinir plazos o estrategias para asegurar los objetivos de confiabilidad del SADI en el AMBA.

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El primo de “Toto” Caputo, Diego Luis Adúriz fue designado como Director Ejecutivo de la Entidad Binacional Yacyretá

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El Poder Ejecutivo nacional formalizó una reconfiguración clave en la conducción de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), la represa hidroeléctrica más relevante de la región. A través del Decreto 15/2026, publicado el 14 de enero, se aceptaron renuncias y se designaron nuevas autoridades argentinas en el Directorio y el Consejo de Administración, con impacto directo en la gestión institucional, financiera y energética del complejo binacional.

La medida alcanza al órgano ejecutivo y al consejo de administración de la EBY, ente del Sector Público Nacional que actúa en la órbita de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, y se enmarca en las atribuciones conferidas por el artículo 99, inciso 7, de la Constitución Nacional.

Cambios en la cúpula de la Entidad Binacional Yacyretá

El decreto acepta, a partir del 11 de enero de 2026, la renuncia del ingeniero civil Alfonso Peña al cargo de Director Ejecutivo de la Entidad Binacional Yacyretá, función para la que había sido designado mediante el Decreto 180/2024 para completar un período de ley. En simultáneo, se acepta la renuncia de Diego Luis Adúriz como Consejero de la EBY, cargo que ocupaba desde su designación por el Decreto 53/2025, con mandato previsto hasta el 31 de marzo de 2027.

Asimismo, se formaliza la renuncia del licenciado José Antonio López al cargo de Consejero, con efecto retroactivo al 28 de febrero de 2025, puesto para el cual había sido designado por el Decreto 491/2024, con mandato hasta el 31 de agosto de 2026.

En reemplazo, el artículo 4° del Decreto 15/2026 designa a Diego Luis Adúriz como Director Ejecutivo argentino de la Entidad Binacional Yacyretá, a partir del 12 de enero de 2026, por un período de ley de cinco años, que se extenderá hasta el 12 de enero de 2031.

En tanto, Alfonso Peña pasa a ocupar el cargo de Consejero de la EBY, para completar un período de ley que vence el 31 de marzo de 2027, mientras que se incorpora como nuevo Consejero el licenciado en Relaciones Públicas Manuel Ignacio Chavarría Bertolami, con mandato hasta el 31 de agosto de 2026.

Marco legal y funcionamiento institucional de Yacyretá

La reconfiguración de autoridades se inscribe en el marco del Tratado de Yacyretá, suscripto entre la República Argentina y la República del Paraguay el 3 de diciembre de 1973 y aprobado por la Ley 20.646, que establece la estructura de gobierno de la Entidad Binacional.

Según el Anexo “A” del Estatuto de la EBY, el Consejo de Administración está integrado por ocho consejeros, cuatro por cada país, con mandatos de cuatro años, mientras que el Comité Ejecutivo se compone de dos directores, uno argentino y uno paraguayo, con igual jerarquía, atribuciones y responsabilidades, y mandatos de cinco años, con posibilidad de reelección.

El decreto recuerda además que, conforme al artículo 10 del Decreto 27/2003, el Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto participa en la materia a través de un representante en el Consejo de Administración de la Entidad.

Las designaciones se realizaron tras la intervención del Ministerio de Relaciones Exteriores y del servicio jurídico permanente del Ministerio de Economía, con el objetivo explícito de garantizar el normal funcionamiento del organismo luego de las renuncias producidas.

Impacto político, energético e institucional

La designación de un nuevo Director Ejecutivo argentino en Yacyretá tiene relevancia estratégica en términos energéticos y fiscales. La represa constituye uno de los principales activos del sistema eléctrico nacional y un eje central de la relación bilateral con Paraguay en materia de generación hidroeléctrica, administración de recursos y planificación energética de largo plazo.

Desde el punto de vista institucional, la decisión asegura la continuidad administrativa del ente binacional en un contexto de reorganización del área energética bajo la órbita del Ministerio de Economía. En el plano político, los cambios reordenan la representación argentina en un organismo históricamente sensible por su peso económico y su impacto en las provincias vinculadas al área de influencia del río Paraná.

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El Gobierno fijó en USD 28/MWh el precio de la energía de Yacyretá durante todo 2026

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La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía estableció que la energía generada y la potencia disponible de la Central Hidroeléctrica Yacyretá (CHY) serán reconocidas y facturadas a un valor unificado de USD 28 por megavatio hora durante todo el año 2026. La decisión quedó formalizada mediante la Resolución 5/2026, publicada el 6 de enero, y apunta a consolidar un esquema de previsibilidad tarifaria, orden contable y sostenibilidad financiera para la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), sin requerir aportes adicionales del Tesoro Nacional.

La medida impacta de manera directa en las transacciones del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), en la operatoria de CAMMESA y en la relación financiera entre el Estado argentino, ENARSA y la EBY, en el marco del Tratado de Yacyretá y del acuerdo bilateral vigente con la República del Paraguay.

Marco normativo y antecedentes del esquema tarifario

La resolución se sustenta en el entramado legal conformado por las Leyes N° 15.336, 20.646 y 24.065, y en el Tratado de Yacyretá aprobado por la Ley N° 20.646, que creó la Entidad Binacional Yacyretá como organismo internacional encargado de estudiar, construir, operar y explotar la central hidroeléctrica sobre el río Paraná.

De acuerdo con ese Tratado, cada Estado parte tiene derecho a retirar hasta el 50% de la energía generada, previéndose mecanismos de cesión voluntaria y compensación económica. En ese contexto, el Decreto N° 303 del 5 de mayo de 2025 facultó a la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería a suscribir un Acta Acuerdo con la EBY y la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) del Paraguay, estableciendo condiciones de asignación, retiro, cesión y pago de la energía producida.

Ese Acta Acuerdo fijó un valor provisorio y unificado de USD 28/MWh como esquema de remuneración, en el marco de un plan de reestructuración financiera de la EBY destinado a cubrir costos operativos, de mantenimiento e inversión. La Cláusula Sexta del acuerdo previó revisiones anuales, que fueron ratificadas por la Entidad Binacional mediante la Nota N° 52080 del 9 de octubre de 2025.

Aplicación en el MEM y reglas de facturación

La implementación del esquema tarifario comenzó en 2025 a través de la Resolución N° 258/2025, que reconoció formalmente el valor de USD 28/MWh para la energía entregada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), instruyendo a CAMMESA a su aplicación en el MEM. Posteriormente, la Resolución N° 288/2025 estableció los aspectos operativos y contables, definiendo que los montos serían convertidos a pesos al tipo de cambio de referencia “A 3500” del Banco Central de la República Argentina, vigente al vencimiento de cada obligación.

La Resolución 5/2026 extiende ahora ese criterio desde el 1° de enero hasta el 31 de diciembre de 2026, estableciendo que el precio será neto de todo cargo, tributo, deducción, retención o compensación, y deberá ser percibido íntegramente por la EBY. Asimismo, dispone que los servicios de reserva regulante, de corto plazo y los cargos de gestión vinculados a Yacyretá se liquidarán bajo el mismo tratamiento unificado, dejando sin aplicación, para ese período, lo previsto en el artículo 3° de la Resolución N° 288/2025.

Impacto financiero y sostenibilidad de la Entidad Binacional

Desde la Secretaría de Energía se destacó que la aplicación del esquema unificado permitió ordenar y homogeneizar la liquidación de transacciones en el MEM, aportando reglas claras, transparencia y previsibilidad para los agentes del mercado. Al mismo tiempo, el mecanismo fortaleció la sostenibilidad financiera de la EBY, reduciendo la incertidumbre sobre ingresos y contribuyendo a la continuidad del abastecimiento eléctrico sin requerir transferencias del Tesoro Nacional.

El procedimiento financiero previsto contempla que la EBY emita una nota de crédito a favor de ENARSA por la diferencia entre la tarifa histórica del Tratado y el valor de USD 28/MWh efectivamente abonado, y una nota de débito por el mismo importe con cargo al Gobierno argentino, como compensación por deudas vigentes vinculadas a la construcción del complejo hidroeléctrico.

Proyección institucional y repercusiones

La decisión consolida un esquema de cooperación energética bilateral entre Argentina y Paraguay, al tiempo que brinda previsibilidad al MEM para todo el ejercicio 2026. Para CAMMESA, ENARSA y la propia EBY, la resolución establece un marco estable de liquidación y facturación, reduciendo riesgos financieros y administrativos.

En términos institucionales, la medida refuerza el rol de Yacyretá como unidad técnico-económica estratégica dentro del sistema eléctrico argentino, con reglas homogéneas que buscan compatibilizar el cumplimiento del Tratado internacional con las necesidades de ordenamiento del mercado mayorista.

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