La funcionaria explicó que el esquema vigente incorpora únicamente actualizaciones del Mercado Eléctrico Mayorista, autorizadas por la Secretaría de Energía de la Nación. En ese marco, remarcó que el Valor Agregado de Distribución (VAD) permanece congelado desde 2024, lo que —señaló— implica un esfuerzo significativo por parte de la provincia.Zapata detalló que el sostenimiento del VAD es resultado de un esquema de esfuerzos compartidos entre la Provincia, los municipios y comunas, y las distribuidoras eléctricas. Precisó que el congelamiento del componente provincial se mantiene desde septiembre de 2024 y que, de sostenerse el cronograma previsto, cualquier ajuste futuro sería gradual.

En relación con los subsidios, indicó que la Provincia mantiene un aporte del 6% sobre el VAD para los usuarios de menores ingresos (categoría N2) y que, a partir de disposiciones nacionales, los usuarios de ingresos intermedios (N3) quedarán equiparados con ese esquema, accediendo a un mayor nivel de subsidio durante el resto del año.

También aclaró que, por resoluciones nacionales, el subsidio al valor de la energía se reducirá de manera paulatina hasta diciembre, cuando rondaría el 50%, siempre enfocado en hogares de menores e ingresos intermedios. Los usuarios de mayores ingresos, recordó, ya pagan el valor pleno de la energía desde el año pasado.Otro punto destacado fue la eliminación del FEDER, una carga provincial que anteriormente gravaba el consumo eléctrico. Desde el inicio de la actual gestión, ese fondo dejó de aplicarse, por lo que no hay impuestos provinciales que encarezcan la boleta de luz. A ello se suma un acuerdo con municipios y comunas para reducir la contribución municipal, lo que genera —explicó— una baja efectiva que supera el 3% para todos los usuarios, incluidos residenciales, comerciales e industriales.En síntesis, Zapata sostuvo que no hubo aumentos provinciales en la energía y que, si se registra alguna variación, responde exclusivamente a decisiones nacionales, con incrementos estimados entre 1% y 1,6% según la categoría, que en muchos casos quedarán compensados por las reducciones aplicadas a nivel local.

Finalmente, la funcionaria llamó a un uso responsable y eficiente de la energía, especialmente durante los picos de calor. Señaló que el sistema se encuentra en condiciones, aunque no exento de contingencias técnicas, y destacó que las distribuidoras, junto con Enersa, avanzan en instalaciones de generación solar en puntos críticos para aliviar la demanda. “En momentos de altas temperaturas, el cuidado del consumo es una responsabilidad compartida”, concluyó.

La Secretaría de Energía ajustó una serie de parámetros en el sector energético a pedido del ministro de Economía, Luis Caputo, que impactarán en el aumento final de las tarifas de luz y gas que dará a conocer el ente regulador.La actualización dispuesta para algunos costos que tiene injerencia en el precio final de las facturas energéticas se comunicó mediante una serie de resoluciones del área que conduce María Tettamanti publicadas en el Boletín Oficial.El avance en esta dirección fue solicitado por Caputo mediante una carta en la que instruyó a Energía a “continuar para el mes de agosto de 2025 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, en un contexto de notoria desaceleración inflacionaria verificada a la fecha, y con el objetivo de mantener dichos precios y tarifas en valores reales lo más constantes posibles”.En esa línea, destacó que “la política económica llevada adelante por el Poder Ejecutivo Nacional importa consolidar el proceso de desinflación verificado a la fecha, sin desconocer la imperiosa necesidad de sincerar los reales costos de los servicios públicos energéticos, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad”.En este marco, el Ministerio de Economía estableció que el recargo para financiar el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, será equivalente al 6,60% sobre el precio de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), por cada metro cúbico de 9.300 kcal que ingrese al sistema de ductos en el Territorio Nacional y determinó que el mismo porcentaje de recargo será aplicable a los volúmenes involucrados en el autoconsumo.En este sentido, el citado Ministerio instruyó a la secretaría energética “aplicar al precio de gas natural en el PIST vigente según la Resolución N° 282/25 una reducción del 4,04%; y luego, aplicar lo dispuesto en el Artículo 5º de la Resolución N° 41/24”.Con relación a las tarifas correspondientes al segmento de transporte y distribución de gas natural, se indicó en la citada nota que “las mismas deberán ser incrementadas conforme a los resultados de las revisiones tarifarias quinquenales llevadas adelante por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS)”.Por otro lado, se dispuso que la remuneración correspondiente a la generación de energía eléctrica no contractualizada deberá ajustarse en un 0,4%, “con vigencia a partir de las transacciones económicas correspondientes al mes de agosto de 2025”.Asimismo, se estipuló adecuar, entre el 1 de agosto y el 31 de octubre de 2025, los Precios de Referencia de la Potencia (POTREF) y el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) junto con los valores correspondientes al Servicio Público de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y por Distribución Troncal, para cada agente distribuidor del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). NA.

Se identificaron zonas críticas del país donde el crecimiento de la demanda eléctrica no fue acompañado por la infraestructura necesaria.La Secretaría de Energía avanza con la ejecución del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico y ya definió las tres primeras obras estratégicas que serán licitadas bajo un modelo de concesión a inversores privados, frente a la necesidad de ampliar infraestructura y evitar cortes de suministro.Las iniciativas buscan fortalecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), mejorar la calidad del servicio eléctrico y eliminar cuellos de botella en el sistema de transmisión.Las obras seleccionadas son AMBA I, que mejorará la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires que concentra el 40% del consumo eléctrico nacional; la Línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, un corredor que permitirá la evacuación de mayor generación renovable y convencional que se puede instalar en la región Cuyo a la vez que permitirá evacuar parte de la generación de COMAHUE; y la Línea de 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que mejorará la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.Las licitaciones serán de carácter nacional e internacional, abiertas a empresas con capacidad técnica y financiera para llevar adelante los proyectos. Las obras se solventarán mediante el cobro de un concepto en las tarifas de los usuarios que sean beneficiados por la nueva infraestructura pero una vez que sean completadas y estén en funcionamiento.Estas obras forman parte del conjunto de 16 proyectos prioritarios definidos por la Resolución 715/2025, en el marco del Plan de Contingencia para Meses Críticos 2024–2026, que identificó zonas críticas del país donde el crecimiento de la demanda eléctrica no fue acompañado por la infraestructura necesaria.El plan, que conlleva unos USD 6.600 millones, contempla la construcción y ampliación de estaciones transformadoras de 500 kilovoltios y la incorporación de 5.610 kilómetros de líneas nuevas, lo que representa un incremento del 38% respecto de la red existente.La planificación se basó en estudios técnicos liderados por la Secretaría de Energía junto a CAMMESA, ATEERA y el Consejo Federal de la Energía Eléctrica, entre otros actores del sector.El vocero presidencial Manuel Adorni, al momento de la presentación del plan en mayo pasado, había remarcado que el 35% de las instalaciones actuales están al final de su vida útil y que la última obra de alta tensión nacional se realizó en 2017, mientras que en el AMBA la última data de 2006. Asimismo, subrayó que en los últimos seis años sólo se ejecutaron el 38% de las obras necesarias en transmisión eléctrica.“El estado actual del sistema eléctrico revela deficiencias estructurales que derivan en cuellos de botella, interrupciones del servicio y altos costos por generación forzada. La obra AMBA I, por ejemplo, reducirá la necesidad de generación ineficiente y mejorará la confiabilidad del sistema en uno de los principales centros de consumo del país, donde se concentra el 40% de la demanda de energía nacional“, señaló la Secretaría de Energía. A diferencia de los modelos anteriores, el nuevo esquema se basa en un régimen de concesión de obra, en el cual la totalidad de la inversión, construcción, operación y mantenimiento estará a cargo del sector privado, “sin comprometer recursos del Estado”.“Con esta iniciativa, el Gobierno impulsa una transformación estructural con más eficiencia, menor gasto público y mayor participación del sector privado en la modernización del sistema energético nacional”, indicaron fuentes oficiales.

Las obras estratégicas que se desarrollarán en distintas regiones del país son:AMBA I + STATCOM EzeizaLínea 500 kV Vivoratá - PlomerAMBA II + STATCOM RodríguezLínea 500 kV Plomer – O´HigginsLínea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía BlancaET Comodoro Rivadavia Oeste 500/132 kV – 450 MVAAlternativa ESTE Línea 500 kV Río Santa Cruz – Puerto Madryn / Alternativa OESTE Línea 500 kV CH Kirchner – Futaleufú – Piedra del ÁguilaLínea 500 kV Río Diamante – Charlone - O´HigginsLínea 500 kV Rodeo – Chaparro – La Rioja SurLínea 500 kV Malvinas – San Francisco – Santo ToméEt El Espinillo 500/132 kVLínea 500 kV Lavalle – ChumbichaLínea 500 kV Chaparro – Antofagasta de la Sierra – Punta – CobosLínea Interconexión Internacional 500 kV Yaguaca (Bolivia) – Salvador Mazza (Salta) – San Juancito (Jujuy)Línea Interconexión Internacional 500 kV Villa Hayes (Paraguay) – FormosaLínea Interconexión 500 kV Santa Cruz - Tierra del Fuego.

“El sistema de transporte de gas superó la situación de emergencia y las presiones en los gasoductos y estaciones de regulación y medición ya se encuentran normalizadas. Por este motivo, se definió el levantamiento de las restricciones a consumos firmes”, informó Energía en un comunicado.En este sentido, “el Comité de Emergencia (que fue convocado por las empresas transportistas y distribuidoras, liderado por ENARGAS y con participación de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, CAMMESA y ENARSA) dio por finalizada su tarea y se resolvió avanzar con la liberación de los cortes a estaciones de GNC e industrias con contratos firmes, manteniéndose únicamente las restricciones para consumos interrumpibles”.A su vez, energía afirmó que “en la ciudad de Mar del Plata, el servicio está prácticamente restablecido en su totalidad, según informó la empresa distribuidora Camuzzi”.“Las distribuidoras están avanzando en todo el país con la liberación progresiva del consumo firme, y en las próximas horas, las empresas transportistas continuarán evaluando la evolución del sistema para reactivar también los servicios interrumpibles, tanto para la demanda local como para las exportaciones”, señaló el parte oficial. NA.

Challio explicó "estamos en tarifa 3 que es la que corresponde a grandes consumidores, lo que significa que estamos pagando un costo elevado por el servicio". Acotó que "CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.) es la distribuidora nacional que le cobra lo mismo a Entre Ríos y Corrientes, provincias que cultivan arroz, con la diferencia de que en Entre Ríos los impuestos son mayores, lo cual elevan considerablemente los costos. Impuestos que supuestamente son para la línea y el funcionamiento correcto de todo lo que es riego". Challio señaló que en la reunión con la Secretaría de Energía se planteó que "en la cuenca arrocera sufrimos un temporal que dejó en evidencia las falencias de los postes y el cableado del tendido eléctrico. Muchos postes (260) caídos y entre 4 y 5 días sin energía para alimentar los motores eléctricos en pleno riego que es intensivo a esta altura del año.

Para nosotros parar un día es un montón, teniendo en cuenta que en los 100 días de riego no se puede detener el mismo. Y este parate de 4/5 días seguramente se va a notar la diferencia de kilos. Quedó claro que Enersa no estuvo a la altura de las circunstancias y que las líneas que nos proveen de energía están en una situación deplorable".

Dijo que le plantearon a Zapata que "estamos a mitad de campaña y que los cambios de energía no van a ser tan importantes, pero para el 2025 con esta infraestructura que tenemos va a ser inviable producir porque el sistema eléctrico está colapsado. Día por medio cortan un ratito y nos vuelven a dar potencia. Es así que plantemos a futuro, para el 2025, si quieren mantener la superficie que venimos teniendo con arroz y aumentar la misma, hay que hacer un trabajo de fondo a los fines de revertir esta situación".

Señaló que lo que "nos cobran de costo fijo, tenemos tres meses de riego, el mantenimiento de las líneas en los restantes meses (9), valores con los cuales se podría realizar una línea nueva en tres años que reemplazarían a las actuales que tienen 20 años y que claramente han quedado obsoletas con postes que se pudren y se caen en un claro ejemplo de falta de mantenimiento".

Reconoció "el trabajo de la poca gente que anda en el campo de Enersa y los subcontratados que están a disposición a la hora que sea; pero no alcanza".