El Gobierno avanzó este martes en el proceso de privatización de Transener con la apertura de las ofertas económicas para la venta de su participación accionaria en la compañía. El consorcio integrado por Genneia y Grupo Edison resultó ganador al presentar una propuesta de US$356 millones, la más alta entre las tres empresas que compitieron en la licitación.

La operación implica la venta del 100% de la participación estatal en CITELEC S.A., sociedad que controla Transener. De este modo, el proceso de privatización de activos de Energía Argentina S.A. (ENARSA) ingresa en su etapa final, con la adjudicación prevista para mayo.

Las otras ofertas fueron presentadas por Central Puerto, que propuso US$301 millones, y Edenor, con US$230 millones. En conjunto, las tres compañías ofertaron más de US$887 millones, superando ampliamente el precio base fijado en el pliego, de US$206,2 millones.

La apertura de sobres estuvo atravesada por inconvenientes técnicos en la plataforma oficial Contratar, que inicialmente no mostró la propuesta del consorcio ganador. Recién más tarde se confirmó que la oferta de Genneia y Grupo Edison era la más elevada.

El grupo adjudicatario reúne a actores de peso en el sector energético y financiero. Entre ellos se destacan el empresario Jorge Brito, accionista de Genneia, junto a los hermanos Neuss y otros inversores vinculados al fondo Inverlat y a compañías como Newsan. En los últimos años, este conglomerado avanzó con la adquisición de diversas empresas del sector eléctrico en el país.

Desde el Ejecutivo señalaron que el nivel de las ofertas refleja el interés del sector privado en invertir en infraestructura energética. La operación permitirá, además, retirar completamente al Estado de la participación accionaria en la transportista, en línea con el esquema previsto en el marco regulatorio eléctrico, que asigna la prestación del servicio al sector privado bajo supervisión estatal.

Transener ocupa un rol central en el sistema energético argentino. Administra más de 12.600 kilómetros de líneas de alta tensión en 500 kV que atraviesan el país de norte a sur, y opera instalaciones clave del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Se trata de una red troncal estratégica para el transporte de electricidad, con ingresos regulados y carácter monopólico.

La operación en curso implica la transferencia del paquete accionario que posee ENARSA en Citelec, equivalente a una participación indirecta cercana al 26% en Transener. Por su parte, Pampa Energía mantendrá su participación en la sociedad controlante.

El proceso marca el cierre de una etapa iniciada cuando el Estado asumió un rol activo en la transmisión eléctrica, y consolida el regreso a un esquema donde la infraestructura queda en manos privadas. La adjudicación definitiva, prevista para las próximas semanas, será un paso clave dentro del programa de privatizaciones impulsado por el Gobierno.

Con información de la agencia NA

El Gobierno confirmó la precalificación técnica de las tres empresas que pugnan por comprar el total del paquete accionario que el Estado posee en CITELEC S.A., sociedad controlante de Transener, el principal operador de transmisión eléctrica en alta tensión del país. .

La aprobación de los oferentes se formalizó mediante la Resolución 540/2026, publicada este lunes en el Boletín Oficial, y se confirmó que este martes se abrirán los sobres económicos para definir quién se queda con el 50% de las acciones de CITELEC.

La operación que involucra a la principal empresa de transporte de energía eléctrica en alta tensión del país se inscribe dentro del proceso de privatización de activos y actividades de Energía Argentina S.A. (ENARSA).

Las firmas que consiguieron el aval de la Comisión Evaluadora al cumplir los requisitos del pliego en la apertura del “Sobre N° 1” realizada el pasado 14 de abril a través de la plataforma CONTRAT.AR, son Genneia y Grupo Edison en forma conjunta, Central Puerto SA y Edenor.

La propuesta presentada como sociedad tiene detrás a Jorge Brito, que además de ser dueño del Banco Macro es presidente y accionista de Genneia, y a una serie de empresarios de peso que conforman el Grupo Edison.

El consorcio energético está conformado por los hermanos Patricio y Juan Neuss, cercanos al asesor presidencial Santiago Caputo; socios del fondo Inverlat, Carlos Giovanelli, Damián Pozzoli, Guillermo Stanley y Federico Salvai, propietario de Havanna y Aspro; y los empresarios Rubén Cherñajovsky y Luis Galli, dueños de Newsan.

El grupo viene pisando fuerte en el mercado energético últimamente, ya que adquirió el control de varias compañías del sector en el país, como la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET), la Empresa Jujeña de Energía (EJESA), Líneas de Transmisión del Litoral (LITSA) y la generadora hidroeléctrica CEMPSA en Mendoza.

Por otro lado, también se aprobó el plan de compra de Edenor, la distribuidora eléctrica del norte de la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano, que pertenece a los empresarios José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti.

Mientras que la tercera alternativa confirmada es Central Puerto, la principal compañía privada de generación eléctrica de Argentina, cuyos accionistas están liderados por Guillermo Reca.

En la normativa, se informó que la Agencia de Transformación de Empresas Públicas supervisó el proceso, descartando impugnaciones y validando la solvencia de los interesados para pasar a la etapa definitoria.

CITELEC posee el 52,65% del capital accionario de Transener, detentando todas las acciones clase A, que otorgan el control. Al manejar Transener, el comprador también pasará a gestionar Transener Internacional Ltda. (con operaciones en Brasil) y TRANSBA SA.

Con la precalificación técnica ya aprobada, el cronograma entra en su fase final. La resolución, analizada por la Agencia Noticias Argentinas, fijó para este martes 28 de abril, a las 10:00 horas, la apertura del Sobre N° 2.

En ese momento se conocerán las ofertas económicas. El mercado espera con expectativa los números, ya que el valor de la red de alta tensión es una de las variables críticas para el esquema tarifario y la infraestructura energética de la próxima década. 

El precio base de la compulsa fue fijado originalmente en 206 millones de dólares. El resultado se publicará automáticamente en el sistema CONTRAT.AR y en el portal del Banco Mundial.

Con información de NA.

Ahora que la inflación se estabiliza alrededor del 3% mensual y daña aún más los ingresos, vuelve a cobrar sentido preguntarse quiénes ganan mientras otros pierden. Una manera de medirlo, pero no la única, radica en observar quiénes pudieron remarcar más los precios de sus bienes y servicios en estos casi dos años y medio de gobierno de Javier Milei. La que suele calcular estas variables, siempre a partir de los datos del Instituo de Estadística (Indec) es la consultora Eco Go, de Marina Dal Poggetto. Y los ganadores son -como dirían en los Oscar- los valores de la electricidad, el gas y otros combustibles, el transporte público y el alquiler. Claro que la actual crisis de los colectivos demuestra que, por más que aumente el boleto, no siempre se cubren los costos en ascenso.

El rubro electricidad, gas y otros combustibles aumentó desde diciembre de 2023 hasta febrero pasado -el dato de marzo se conocerá el martes- un 110% en términos reales (es decir, limpiando el efecto de la inflación). Los tarifazos después de un gobierno anterior que retrasó las tarifas explican el incremento, para felicidad de las empresas proveedoras, desde las generadoras eléctricas y las petroleras hasta las transportistas y distribuidoras de luz y gas.

Celebran las YPF, Pan American Energy (PAE, que controlan la británica BP y los Bulgheroni), Pampa Energía (de Marcelo Mindlin), Edenor (de José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti), Tecpetrol (del grupo Techint, de Paolo Rocca), Transportadora Gas del Sur (TGS, de Pampa y los Sielecki), la estatal eléctrica cordobesa EPEC, Edesur (de la italiana ENEL) y Central Puerto (el grupo generador de Guillermo Reca, Carlos Miguens Bemberg y Eduardo Escasany), entre otros.

En cambio, los que más perdieron subsidios han sido las clases media y baja, ya que la alta en general ya se había quedado sin subvenciones, más allá de algunos casos polémicos que dejo sin resolver la gestión anterior y debió solucionar la actual.

El transporte público, que incluye colectivos, trenes -aún en manos estatales- y subte -concesionado a Emova, del grupo Roggio-, se encareció 76% en los primeros dos años y tres meses de administración libertaria. Entre las principales empresas de un negocio atomizado como el de ómnibus figuran La Nueva Metropol, Sargento Cabral, DOTA, ERSA, Moqsa, Grupo Autobuses Buenos Aires, Nudo, Unión Platense, Rosario Bus y La Perlita, entre entras. En este caso los tarifazos surtieron efecto, para desgracia de los usuarios, que en general se sitúan de la mitad para abajo de la pirámide social.

Un 67% subieron los alquileres, un sector que se desreguló el primer mes de gobierno de Milei y que fue exhibido por su elenco de gestión, incluido el ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger, como ejemplo. Quitar toda norma para regular la relación entre propietarios e inquilinos terminó inclinando la balanza hacia los primeros, según queda demostrado en el alza del valor. La anterior ley había resultado perjudicial en parte porque, al permitir sólo un aumento por año en un país con 12% de inflación mensual, muchos propietarios retiraron sus inmuebles del mercado. La desregulación los impulsó a volver a ofrecerlos, pero la mayor oferta no se tradujo en menores precios, como supone la teoría capitalista. Sucedió todo lo contrario, dado el poder que tienen los dueños para fijar no sólo los precios sino también los plazos y los mecanismos de actualización.

La asignación universal por hijo (AUH) aumentó 88% real, aunque en paralelo se eliminaron o licuaron otras ayudas sociales. La tarifa de agua subió 47% -el Gobierno planea privatizar AySA-; los servicios en general, 33%; las prepagas, 28% -para felicidad de OSDE, Swiss Medical, Galeno y otras compañías de menor tamaño, como Hominis, donde antes se desempeñaba el ministro de Salud, Mario Lugones-; los servicios de telefonía e Internet, 27% -nada mal a pesar de la pelea por la que el Gobierno analiza obligar a Telecom, propiedad de Héctor Magnetto, los Noble Herrera y demás dueños del Grupo Clarín, a desinvertir en parte de lo que le ha comprado a Telefónica-; los combustibles, el 20% -bien por YPF, Axion, de PAE, y Raízen, de Shell; la educación, el 16%; los aceites, grasas y mantecas, 15%; los restaurantes, 10% y las carnes, otro 10% -no por nada la bobina está en el menor nivel de consumo en dos décadas-.

Por el contrario, se abarataron un 9% los salarios registrados privados; las bebidas el 10%, es uno de los rubros en los que la población recorta con más rapidez; los medicamentos, el 10%; los autos, el 10% -es uno de los ítems en los que impacta la apertura importadora tras años de extrema cerrazón-; los servicios recreativos, el 10%; los bienes en general, el 11%; la mano de obra de la construcción, el 13%; lo mismo que el pan y los cereales; el tabaco, el 15%; la jubilación mínima con bono, el 15% -los de de haberes medios y altos, que no cobraban este extra están empatados con la inflación-; los salarios estatales, el 22%; las frutas y verduras, el 24%; el azúcar y las golosinas, el 26%; los materiales de la construcción, el 29%; la ropa, el 35%; el dólar oficial, el 41%; el paralelo (Eco Go mide el contado con liqui, que es legal, no el blue), el 58% y los electrodomésticos, el 52%.

“Argentina atravesó una reconfiguración en sus precios relativos: mientras que los servicios lideraron las subas, los bienes durables fueron los que se abarataron en términos reales”, analiza Fiorella Scalise, economista de Eco Go. “Los rubros que más aumentaron son los servicios públicos y esto se explica básicamente porque el Gobierno redujo los subsidios y eso se trasladó directamente al usuario.”

En la otra punta, la ropa ahora cuesta un tercio que antes y los electrodomésticos, la mitad. “En parte se explica por la apertura de las importaciones, que generó una competencia que antes no había y obligó a las marcas locales a bajar sus precios para poder vender. Y además hay una caída del consumo que obligó a los comercios a absorber costos para no perder clientes”, cuenta Scalise.

AR/MC

El director ejecutivo de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), Fatih Birol, se muestra “muy pesimista” respecto a la crisis energética actual, que es peor que las de 1973, 1979 y 2022 juntas, y teme un abril “negro” si no reabre durante este mes el estrecho de Ormuz.

En una entrevista publicada este martes en el diario francés Le Figaro, Birol insiste en que aunque la AIE trabaja en diferentes líneas, como medidas para ahorrar petróleo y gas y podría decidir sacar al mercado una parte más importante de sus reservas estratégicas, “la única, verdadera solución” es “la reapertura del estrecho de Ormuz”.

“Mientras siga cerrado, la economía mundial se seguirá enfrentando a muy grandes dificultades”, añade.

Sobre la situación actual, “el mundo no ha vivido nunca una perturbación del aprovisionamiento energético de tal magnitud. Si se observan las tres grandes crisis petrolíferas y gasísticas pasadas, la crisis actual es más grave que las de 1973, 1979 y 2022 juntas. Nos enfrentamos a un gran choque energético que combina choque petrolero, choque gasístico y choque alimentario”, aseguró.

Da por hecho que “la economía mundial va a sufrir” y que los países en desarrollo “serán los más afectados por los precios elevados del petróleo, del gas, de la alimentación y por la aceleración de la inflación”. Por eso se muestra “muy pesimista”.

Preguntado por la decisión tomada por los miembros de la AIE de sacar al mercado 400 millones de barriles de sus reservas estratégicas para tratar de estabilizar los mercados, señala que se está llevando a cabo “progresivamente” y que va a continuar “en las próximas semanas”.

Birol recuerda que es la mayor liberación de reservas de la historia de la organización (que se creó tras la crisis de 1973), que supone un 20 % de las que disponen los países y que el resto se utilizará “si es necesario, pero espero que no lo sea”.

El director de la AIE explica que con la guerra en Oriente Medio han resultado dañadas por los ataques 75 infraestructuras energéticas y “más de un tercio” están “gravemente o muy gravemente afectadas” y volverlas a poner en marcha costará “mucho tiempo”.

Ante esas circunstancias, anticipa que “la arquitectura del sistema energético mundial va a cambiar”, algo que costará “años” pero al final “la geopolítica de la energía se transformará profundamente”.

De esa transformación, destaca que las renovables, la solar y la eólica que permiten una rápida instalación, van a progresar de forma mucho más acelerada, “en una escala de unos meses”, un fenómeno que ya se dio con la invasión rusa de Ucrania.

Además, “la vida de las centrales nucleares existentes se prolongará; de ahí sacaremos capacidades adicionales”.

Y también prevé que, como en los años 1970, la industria automovilística se va a transformar, con un desarrollo mucho más rápido de los coches eléctricos, en particular en Asia, donde la demanda de petróleo es más fuerte.

Su recomendación para los países es, en primer lugar, “utilizar la energía de la forma más prudente posible, ahorrando y mejorando su eficacia. Luego, hay que seguir apoyando el crecimiento de las renovables y desarrollar importaciones de diferentes socios comerciales”.

EFE

El cierre de la única fábrica del país que producía aisladores eléctricos dejó sin trabajo a sus operarios y obligó al Gobierno a modificar las reglas del mercado para evitar que falten esos insumos básicos. Se trata de la Fábrica Argentina de Porcelanas Armanino (FAPA), una planta ubicada en Monte Grande que abastecía gran parte del sistema eléctrico nacional.

Los aisladores eléctricos son piezas que se usan en postes, líneas y transformadores para evitar fugas de energía y garantizar que la electricidad circule de forma segura. Sin esos componentes, la red eléctrica puede fallar o volverse inestable, lo que explica la reacción inmediata del Estado tras el cierre.

FAPA era la única empresa del país dedicada a fabricar estos productos y cubría cerca del 70% del consumo local. Su salida del mercado implicó que la Argentina pasara a depender completamente de importaciones para un insumo estratégico.

La empresa no solo cerró: también liquidó su planta y remató su maquinaria. Eso significa que no quedó capacidad instalada para retomar la producción en el corto plazo, lo que profundiza el impacto sobre los trabajadores y sobre toda la cadena industrial vinculada.

FAPA no era una firma menor ni reciente. Según la información institucional de la compañía, había sido fundada en 1938 en Monte Grande y durante décadas participó en obras clave del sistema energético argentino, produciendo componentes para líneas de alta tensión y estaciones transformadoras. Su desarrollo estuvo ligado a la expansión del sistema eléctrico nacional y a una industria local que buscaba reemplazar importaciones.

Tras el cierre, el Gobierno decidió suspender por seis meses los aranceles antidumping que regían desde 2015 para proteger la producción nacional. La medida se formalizó a través de la Resolución 345/2026 del Ministerio de Economía. El objetivo fue permitir el ingreso inmediato de aisladores desde el exterior y evitar problemas en el suministro eléctrico.

La decisión respondió también a pedidos de la propia industria, que advirtió que sin esos insumos podían demorarse obras energéticas o producirse fallas en la red. La Comisión Nacional de Comercio Exterior recomendó levantar los aranceles al considerar que, sin producción local, mantenerlos podía perjudicar el servicio eléctrico.

A partir de ahora, las empresas podrán importar aisladores —especialmente desde China, Brasil y Colombia— sin pagar esos recargos. El mercado quedó completamente abierto a proveedores externos, sin competencia nacional.

Para los trabajadores, el impacto fue inmediato. El cierre no solo implicó la pérdida de los puestos en la planta, sino también la desaparición de una actividad industrial específica que requería técnicos, operarios calificados y conocimiento acumulado durante décadas. La pérdida no es solo de empleo, sino de un saber productivo que no tiene reemplazo inmediato.

El caso se dio en un contexto más amplio de dificultades en la industria electromecánica. Datos del sector citados por InfoGremiales señalaron caídas en la producción durante 2025 y un escenario de cautela para 2026, con empresas enfocadas en sostener actividad y empleo. El cierre de FAPA se inscribió en ese proceso de retracción industrial.

La respuesta estatal priorizó garantizar que no falten insumos para la red eléctrica, pero no incluyó medidas para sostener la producción local ni preservar los puestos de trabajo. El resultado inmediato fue una transición desde la fabricación nacional hacia la importación, sin un esquema anunciado de reconversión laboral para los trabajadores afectados.

JJD

Con diciembre vuelven los aumentos. El último mes del año replica la lógica de todo el 2025: subas sistemáticas que erosionan el poder adquisitivo de los trabajadores. Esta vez, el combo incluye transporte, servicios públicos y prepagas. Y lo más fuerte no es lo que sube ahora, sino lo que se viene en enero, con la quita total de subsidios a los hogares de ingresos medios y altos.

En el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), el colectivo urbano de Ciudad de Buenos Aires sube un 4,4% y el de provincia, un 14,8%, lo que lleva el pasaje mínimo a $594 en promedio en CABA y $598 en el conurbano. El subte también se ajusta: alcanza los $1.207 por viaje, como parte del mecanismo de revisión tarifaria vigente.

Las cuotas de medicina prepaga aumentan entre 2,1% y 2,5%, según la empresa y el plan. Galeno, Swiss Medical, Avalian, Hospital Alemán, Sociedad Italiana y Sancor aplican ajustes del 2,3%. Un plan individual que costaba $65.000 en noviembre pasa a $66.300, mientras que uno familiar que rondaba los $150.000 se ubica en torno a los $153.300.

En cuanto a los servicios públicos, aunque no se anunciaron nuevas subas en las tarifas base, las boletas de diciembre reflejan aumentos previos. El componente de distribución —que remunera a las empresas— subió en noviembre y se traslada a las facturas del mes siguiente: Edesur aumentó 3,53%, Edenor 3,6% y Metrogas 3,8%.

Pero el cambio estructural llegará en enero, con la implementación del nuevo esquema de subsidios energéticos. El Gobierno eliminó la segmentación por niveles y redujo el universo de beneficiarios. Solo podrán acceder los hogares con ingresos inferiores a tres Canastas Básicas Totales, es decir, $3.641.397 mensuales, y que no posean embarcaciones ni propiedades adicionales.

Quienes queden fuera pagarán el costo pleno de la energía. En luz, se quitará el subsidio del 50% sobre los primeros 300 kWh mensuales en verano e invierno; en gas, se eliminará el descuento del 50% vigente entre abril y septiembre. En las boletas de febrero, ya sin asistencia estatal, el impacto será mucho mayor para millones de usuarios.

Mientras tanto, el ajuste de diciembre se suma al deterioro acumulado. En alquileres, los contratos que se actualizan cada tres meses suben 6,43%, los cuatrimestrales 8,46% y los semestrales 14,1%. Los que se renuevan de forma anual tendrán un aumento del 39,2%.

Con una inflación que, aunque desciende desde que Javier Milei llegó al poder, hace dos años, aún persiste y no perfora el piso del 1,5% mensual, la caída del salario real sigue siendo el telón de fondo. Las subas en salud, transporte y servicios impactan especialmente en los hogares trabajadores, que destinan una porción creciente de sus ingresos a sostener el acceso a bienes esenciales. El 2026 no empezará con alivio, sino con tarifazos.

JJD

Noviembre comienza con un doble golpe al bolsillo para los usuarios de Edesur y Edenor: el Gobierno oficializó un nuevo aumento en las tarifas de electricidad y, al mismo tiempo, aprobó un cambio total en la forma de medir el consumo y facturar.

El aumento en las tarifas

A través de las resoluciones 744/2025 y 745/2025 publicadas en el Boletín Oficial, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) dispuso los nuevos cuadros tarifarios que rigen desde el 1 de noviembre:

Las subas impactan en todos los usuarios residenciales, sin importar el nivel de segmentación (N1 -altos ingresos-, N2 -bajos ingresos- y N3 -ingresos medios-).

Adiós a la lectura bimestral: el nuevo modo de facturación

El cambio más profundo viene de la mano de la Resolución 730/2025. El ENRE autorizó a Edesur y Edenor a modificar el período de facturación para todos los usuarios residenciales (Tarifa 1).

Cómo será la transición y qué deben saber los usuarios

El proceso de migración al nuevo sistema implicará un “Período de Transición”, durante el cual se podrán generar ajustes o superposiciones en la facturación. Para proteger a los usuarios, el ENRE estableció una serie de condiciones obligatorias para las distribuidoras:

Asimismo, el Ente rechazó el pedido de las distribuidoras para ser eximidas de multas por “Facturación Estimada” durante la transición, instándolas a cumplir con las obligaciones de lectura de medidores.

Suben gas y combustibles

La secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, dictó el pasado viernes las normas que rigen los aumentos y de acuerdo a lo expuesto las facturas de gas tendrán un alza de 3,8%.

Los aumentos previstos están por encima de la inflación proyectada de octubre que es de 2,5%. Además superan en promedio los ajustes salariales ya que la mayoría de los convenios vienen con paritarias por debajo de la inflación.

A esto se suma el ajuste en los combustibles, dado que se dispuso un alza parcial del impuesto que tienen incluido. Resta determinar qué decisión tomarán las petroleras para definir el alza.

Cabe recordar que el gobierno les quitó la obligación de comunicar mes a mes los porcentajes de ajuste.

De esta manera se licúa su efecto en la composición de costos que los registran a lo largo del tiempo y no se incluyen previamente en presupuestos o precios finales.

Aumentos en transporte

Noviembre llega con un nuevo aumento en las tarifas de los colectivos y subtes del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), junto a los peajes de acceso a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA).

El incremento del 4,1% impactará en las 29 líneas del primer grupo que circulan únicamente en el distrito porteño, al igual que aquellas que prestan servicios en el Conurbano bonaerense. Mismo escenario se reiterará para el premetro, conforme al guarismo resultante del valor del Índice de Precios al Consumidor (IPC) de septiembre medido por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC) más un 2% en relación a la tarifa anterior.

¿Cuáles son las líneas de colectivos de CABA que aumentarán el valor de sus boletos desde el 1° de noviembre?

Las siguientes 29 líneas de colectivos que circulan en CABA aumentarán el valor de sus boletos:

¿Cuánto saldrá el boleto de colectivo desde el 1° de noviembre en CABA?

La tarifa mínima plena en las 29 líneas de colectivos de CABA pasarán de $ 546,54 a $ 568,82.

Aumento del boleto de colectivos de la provincia de Buenos Aires

El Ministerio de Transporte de la provincia de Buenos Aires oficializó el aumento de 4,1% de las tarifas de colectivos que circulan en el Conurbano bonaerense, por lo que desde el 1° de noviembre el boleto mínimo pasará de $ 550,30 a $ 573,09 para los usuarios con tarjeta SUBE registrada.

¿Cuánto saldrá el boleto de colectivo desde el 1° de noviembre en el Conurbano bonaerense?

La Secretaría de Transporte de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires dio a conocer los valores actualizados del boleto de subte y premetro que regirá desde el 1° de noviembre.

Tarifa de subte y premetro con beneficios sociales:

El Cuadro Tarifario Único de los peajes en la Ciudad de Buenos Aires de noviembre 2025 quedaron establecidos de la siguiente manera:

Motos

Vehículos Livianos

2 ejes

3 ejes – con remolque

Vehículos Pesados

2 ejes

3 ejes

4 ejes

5 ejes o más

Llegar y enchufar. Esa sería la traducción no literal de lo que el gobierno espera que puedan hacer las empresas de data centers cuando se instalen en el país. “Plug and play” son las palabras en inglés que usó la entonces ministra de Ciencia, Tecnología, Conocimiento e Innovación, Aisén Etcheverry, en una entrevista con La Tercera. Para eso, el gobierno diseñó un plan. Incluirá guías de trámites y un mapa de inversiones en que se les dice a las empresas qué terrenos pueden comprar para que tengan acceso a la energía que requieren, buena calidad de fibra óptica y autorización para construir. Y, en paralelo y silenciosamente, se les abrió la posibilidad de construir sin necesidad de pasar por el molesto trámite de la evaluación ambiental, que además de ser burocrático, los exponía a tener que responder preguntas difíciles de la ciudadanía sobre cuánta energía o agua van a consumir o cuánta mano de obra local van a contratar.

La alfombra roja regulatoria con que se está recibiendo a los inversionistas tecnológicos se ha visto pocas veces en Chile. Es un proceso que se arrastra desde gobiernos anteriores, pero que se aceleró en la administración Boric, en línea con la competencia de los países de la región por cosechar los prometidos beneficios del auge de la inteligencia artificial. En esa carrera, el que ha llegado más lejos es Brasil, que agregó beneficios tributarios al menú de la oferta, según ha podido comprobar La Mano Invisible de las Big Tech, una investigación transfronteriza de Agencia Pública y el Centro Latinoamericano de Investigación Periodística, CLIP, junto con LaBot y otros 16 medios de comunicación.

En Chile, desde el año 2011 se han aprobado 23 data centers a través del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), donde en la actualidad hay un proyecto en trámite. Algunas de las empresas dueñas son bastante desconocidas para la ciudadanía, como Ascenty, Equinix, Odata o Scala, pero también están presentes las principales “Big Tech”, como Amazon, Microsoft o Google, que son las que han generado más rechazo de los vecinos. En realidad, muchos de los data centers más anónimos también alojan a estas y otras empresas trasnacionales, como Huawei. Utilizan un sistema denominado “colocation”, en que una compañía instala sus servidores al interior de un data center que no es suyo En esta modalidad es el dueño del data center el que requiere las autorizaciones burocráticas y aparece públicamente, sin que se conozca quiénes operan desde sus instalaciones.

 Dos iniciativas de alta visibilidad pública y protagonismo gubernamental han sido anunciadas en los últimos meses, aunque se fraguaron durante varios años. En mayo, Amazon anunció que invertirá US$4.000 millones en una “región” de data centers y en junio Microsoft echó andar la suya, con tres data centers interconectados. Al primer evento asistió el entonces ministro de Hacienda, Mario Marcel, mientras que al segundo fue nada menos que el presidente Gabriel Boric junto a Marcel y las ministras de Ciencia y Bienes Nacionales. “Muchas gracias, Microsoft por esta tremenda inversión”, dijo Boric en un discurso celebratorio.

Aún antes de que el actual gobierno desplegara sus esfuerzos para atraer a los data centers, las empresas tecnológicas ya veían con interés a Chile y a lo largo de la última década han venido poniendo sus fichas en el país. Para poder llevar a cabo sus planes de inversión necesitan infraestructura digital en el Cono Sur y, en comparación con sus vecinos, Chile parece más estable, tiene la matriz energética más “limpia” de la región y posee buena cobertura de fibra óptica.

Para potenciar esas características, el gobierno lanzó en diciembre de 2024 un Plan Nacional de Data Centers (PData), que tiene como primer objetivo “promover el crecimiento de la industria”, además de que esto se haga de manera descentralizada y sustentable, y que fortalezca las capacidades de investigación en el país, por ejemplo, entrenando modelos propios con IA. Pocos días antes de que se anunciara el plan había nacido la Asociación Chilena de Data Centers (Chile Data Centers), creada por las empresas de la industria para tener un interlocutor común ante el gobierno.

La relación entre ambas partes se ve alineada en los actos públicos que comparten y en la sintonía de sus discursos. Por eso se sintió un contraste en la presentación sobre los data centers del principal asesor de la entonces ministra Etcheverry, Sebastián Díaz Howard-Allmand, en un foro organizado por el Colegio de Arquitectos de Madrid, al que asistió por videollamada en junio pasado. Ahí describió de manera bastante descarnada el impacto de los data centers en Chile. En un ambiente en que los otros expositores tenían una mirada crítica a la industria, Díaz contó que cuando empezaron a recibir información de las empresas para poder armar el PData, de pronto se encendió una alarma:

—Y la alarma es que de ninguna forma la Región Metropolitana puede aguantar un crecimiento como este teniendo el nivel de consumo energético que tienen. Y no solo el nivel de consumo energético, sino que el impacto que estas infraestructuras tienen en el territorio. Estas son infraestructuras que no se comunican con el entorno en lo absoluto. Son cárceles, son bunkers de cemento con cables y fierros y nadie sabe lo que ocurre ahí adentro. Hasta un cierto punto tiene sentido porque muchas de estas infraestructuras conservan datos que son muy críticos, pero al mismo tiempo demuestran un desafío enorme.

Ese desafío, continuó, es que “no solo están consumiendo mucha energía y mucha agua, sino que tampoco hablan con el entorno, no hablan con las comunidades y no se siente que existe un beneficio real a la hora de instalar estas infraestructuras aquí. Pero esa es la realidad que tiene Chile. Y esa misma realidad es la que nos justifica a nosotros como gobierno para poder generar un plan”. Esa lógica explica que una de las prioridades del plan del gobierno sea pavimentar el camino para que los data centers se instalen en regiones. Según dijo Díaz, se están preparando “visores territoriales” que permitan georreferenciar la forma en que debiera crecer la industria. Fuera de Santiago, el itinerario del gobierno es Antofagasta, Valparaíso y Magallanes. Luego, el gobierno añadiría Atacama.

Tras el lanzamiento en diciembre de los lineamientos del plan, comenzaron a correr plazos para la ejecución de los distintos anuncios. Se creó un comité “multiactor” —gobierno, empresas y sociedad civil—, en cuya primera reunión, que se llevó a cabo en mayo, se comunicaron los avances el plan. Por ejemplo, respecto a la elaboración de una “herramienta digital para el crecimiento orgánico” se identificaron 71 variables territoriales y en el corto plazo el trabajo de concentrará en la Región de Antofagasta, donde también se espera construir un “campus de IA” operado por una empresa pública.

Tania Rodríguez, dirigente del Movimiento Ambiental y Comunitario por el Agua y el Territorio (Mosacat), fue la única representante de la sociedad civil que asistió a esa la primera (y hasta ahora única) reunión del comité multiactor del PData, junto a funcionarios de gobierno y ejecutivos de empresas, donde se dieron detalles del proyecto de Antofagasta. Su impresión fue que “todos los ministerios estaban trabajando para ellos” (es decir, para las empresas) y que ya les tenían preparados los terrenos donde instalar los data centers, mientras a las empresas lo que les preocupaba era que no les fueran a subir los precios. “Fue absolutamente decepcionante y doloroso el saber que el Estado está trabajando para el empresariado”, se lamenta Rodríguez.

Desde entonces el gobierno ha adelantado a algunos actores el mapa o visor que fomentará la instalación de un hub tecnológico en la región de Antofagasta, donde los nuevos centros de datos se “enchufen” a fuentes de energía solar en terrenos con permisos preaprobados. En la reunión del comité multiactor se informó que se iniciará un estudio de prefactibilidad para la instalación de este “campus” de IA en Antofagasta, en conjunto con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la empresa pública Desarrollo País, la misma que creó una sociedad con Google para construir el cable submarino de Humboldt que unirá Sudamérica con Oceanía.

El 9 de septiembre pasado el Ministerio de Ciencia firmó un acuerdo con Desarrollo País para el proyecto de Antofagasta en el marco de un acto en que se lanzó una “Guía de Inversión para data centers en Chile”. Dicho evento fue cerrado a la prensa —desde el Ministerio se informó que no estaban permitidos los periodistas— y tampoco se adelantó a la guía al Comité Multiactor, que se se reúne desde mayo. Tania Rodríguez dice que su organización ni siquiera fue invitada al evento y según una persona que sí recibió la invitación, los asistentes parecían ser todos ligados al mundo empresarial.

El mayor detalle entregado hasta ahora sobre el proyecto de Antofagasta fue dado a conocer a fines de junio por el suplemento “Chile Tecnológico” de El Mercurio, donde se le definió como un parque de data centers. La gerente de Infraestructura Digital de Desarrollo País, Natalia López, dijo que se habían identificado terrenos públicos, los que serán urbanizados para que se puedan instalar los data centers, ya sea arrendando o comprando los sitios. “Cada empresa interesada construirá su centro de datos; nosotros daremos las facilidades de inversión, justo en un momento en que Chile necesita esa inversión (…). El beneficio es tener un lugar que cuente con certezas de que todos los permisos se obtendrán, además de contar con energía barata y las menores barreras posibles”, agregó el gerente general de la empresa pública, Patricio Rey.

El proyecto genera duda entre los activistas, pues no se conocen los impactos ambientales de instalar data centers en el desierto, especialmente si se requerirá de desalar agua para enfriarlos.

Fast track

Desde el primer momento, la principal demanda de la nueva asociación gremial de data centers ha sido disminuir o facilitar los trámites que se deben llevar a cabo para instalar un data center en Chile. Y entre esos trámites el más largo y complejo es la Declaración de Impacto Ambiental (DIA). ¿Qué tan largo? Un análisis de esta alianza de los 16 proyectos aprobados desde 2020 da cuenta de que en promedio un proyecto tarda 8,7 meses en recibir su resolución de calificación ambiental (RCA), pero varía entre 5 y 17 meses.

El compromiso original del gobierno en el PData era estandarizar los criterios de la evaluación ambiental para dar más “certeza” a las empresas. El punto llama la atención, porque hasta ahora no hay proyectos que hayan sido rechazados durante la evaluación ambiental. Sí hay varios que se han desistido durante la tramitación y uno, el de Google en Cerrillos, que fue revocado parcialmente en 2024 por un tribunal ambiental luego de haber recibido una calificación favorable.

En mayo, cuando tuvo lugar la primera reunión multiactor del PData, el Ejecutivo mostró el estado de avance de una “guía con criterios técnicos” para la evaluación ambiental y el 5 de junio Sebastián Díaz, el principal asesor de la entonces ministra de Ciencia sobre data centers, desmintió en su presentación en el Colegio de Arquitectos de Madrid que el gobierno pretendiera desregular a la industria.

Sin embargo, eso fue exactamente lo que sucedió al día siguiente, cuando una reunión del Consejo de Ministros para la Sustentabilidad y el Cambio Climático aprobó varias modificaciones al reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) que en la práctica permitirá que los data centers se construyan sin ser evaluados ambientalmente. Aunque internacionalmente los data centers despiertan críticas por su alto consumo energético y de agua, en Chile se los evalúa ambientalmente porque almacenan combustible para sus generadores de emergencia. El cambio reglamentario aumenta de 80 toneladas a 1.000 toneladas de combustible el umbral para exigirles evaluación ambiental, poniéndolo sobre el volumen que utiliza la gran mayoría de la industria de los data centers.

De 17 proyectos evaluados desde 2020, sólo dos incluían volúmenes superiores de diésel. Uno, menos de un 10% superior, y el otro porque incluía tres data centers que se implementarían en dos fases. En el futuro se ajustarán al nuevo umbral o avanzarán por fase y no serán evaluados ambientalmente, adelanta Cristián Rivera, de Giza Ingeniería, la consultora que ha preparado más declaraciones de impacto ambiental para grandes data centers, incluyendo el de más alto almacenamiento de combustible.

Pese a la relevancia del cambio, las palabras “data center” no se mencionaron en la reunión del Consejo de Ministros. Tampoco se incluyeron en el comunicado de prensa en que se informó de la reforma. No fue hasta el 16 de junio, cuando LaBot lo reveló en su newsletter, que se hizo pública la modificación que beneficiaría a los data centers (vea aquí ese boletín). La nota incluía la explicación del Ministerio de Medio Ambiente, donde se informó que la decisión se tomó considerando las implicancias para los data centers y que el tema se había conversado con sus pares de Ciencia. Dijeron que, si bien sabían que sería razonable evaluar a los centros de datos que consumieran agua, eso hubiera significado un cambio legal.

La modificación reglamentaria facilita el camino a las empresas y las libera de cualquier cuestionamiento ambiental (en el proceso se evalúa el proyecto en su conjunto, no sólo el almacenamiento de combustible). También pone un manto de opacidad sobre la instalación de data centers, pues en los procesos normales de evaluación de impacto ambiental, el SEIA incluye una página web de acceso público donde se puede conocer el proyecto y hacerle seguimiento. Además, permite a la ciudadanía organizada participar en ciertas circunstancias. De hecho, en el encuentro en España en que participó Díaz, tanto el activista de Quilicura Rodrigo Vallejos como el periodista de El País Pablo Jiménez habían destacado el proceso de evaluación ambiental chileno por la transparencia de su plataforma. No sabían que probablemente llegaba a su fin para los data centers.

Como era esperable, el cambio causó preocupación y enojo entre los actores de la sociedad civil que participan de las conversaciones con el gobierno. Al pedir explicaciones, desde el gobierno les dijeron que la ministra de Ciencia estaba contra el cambio justamente porque liberaba a los data centers de evaluación ambiental y no había asistido al consejo donde se aprobó. De ser así, no se sabe por qué no acudió a votar en contra —Ciencia fue el único ministerio sin representantes en el consejo— ni ha dicho públicamente nada sobre el cambio. Etcheverry, quien fue ministra hasta el 22 de julio pasado, declinó una solicitud de entrevista para este reportaje. También lo hizo su sucesor, Aldo Valle.

“Nosotros somos activistas que nos movemos por la información dura que está ahí (en la plataforma del SEIA). Estamos viendo y tenemos acceso a la información para poder reclamar. Entonces, sin esto nunca hubiéramos sabido que hay data centers en Quilicura”, recalca el activista Rodrigo Vallejos.

Junto a otros dirigentes, se está asesorando con abogados para iniciar acciones legales una vez que la modificación al reglamento se publique en el Diario Oficial —al momento de cerrar esta nota el gobierno aún no lo enviaba a Contraloría para toma de razón—, pues cree que vulnera los acuerdos de Escazú que firmó este mismo gobierno y que exigen acceso a la información ambiental. “Este es un presidente que, en su programa, prometía un gobierno ecologista, y ahora se entrega totalmente a un discurso de permisología”, cuestiona Vallejos, en referencia a las demandas del empresariado por reducir los permisos.

Desde la academia, la arquitecta Linda Schilling, quien estudia el rol de la participación ciudadana en los conflictos ambientales como parte de su tesis doctoral, reafirma el retroceso que significa el cambio regulatorio. “El sistema de evaluación de impacto ambiental es el mejor archivo de cambios territoriales que existe en Chile”, dice Schilling, quien fue una de las curadoras del pabellón chileno en la bienal de arquitectura de Venecia sobre data centers, que está construido en gran parte a partir de los datos del SEIA.

“Mi equipo considera que los data centers deben ser evaluados ambientalmente porque son edificios con huellas tremendas. Claro, están en parques industriales, pero nos cuesta creer desde la arquitectura que no haya un impacto ambiental para edificios de esa magnitud. Si bien puede que no tengan un gran impacto en el consumo hídrico, sí pueden contribuir a fenómenos como islas de calor y eso puede afectar cualquier tipo de ecologías que estén en el sector”, dice la experta. Para la bienal hicieron maquetas de todos los data centers autorizados hasta ahora y pudieron ver cómo la magnitud de los edificios ha ido aumentando en los últimos años.

Incluso el country manager de Amazon Web Services (AWS), Felipe Ramírez, considera que es importante que estos proyectos sean evaluados ambientalmente: “cuando tú haces inversiones de este tipo, que tienen un consumo de energía relevante, que en algunos casos incluso hay un consumo de agua importante, nosotros creemos que debiesen pasar al menos por una revisión que permita garantizar que en el lugar donde estos (data centers) vayan a operar, si es que generan algún tipo de impacto, ese impacto esté controlado o se compense con algo. Podemos discutir si la cantidad de permisos, si la rigurosidad de los permisos hoy día está bien o está mal, eso es más discutible, pero yo creo que una inversión de esta característica sí tiene que pasar por algún proceso”.

Los verdaderos impactos

El agua suele ser la principal preocupación cuando se habla de construcción de data centers. En todo el mundo se han hecho investigaciones sobre el gran consumo que está generando el auge de la inteligencia artificial y se cuestiona la opacidad de las empresas para dar a conocer cuánto utilizan en su operación. Hasta incluir “por favor” cuando se le pide información a ChatGPT consumiría agua, en palabras del gerente de la empresa que lo produce, Sam Altman.

La explicación para el alto consumo de agua es que los data centers son edificios llenos de racks con servidores que funcionan permanentemente, lo que genera calor. Para bajar la temperatura se requiere tener sistemas de enfriamiento de manera constante. El agua es por lejos la alternativa más costo-eficiente para enfriar los data centers, pero también la que genera un impacto más inmediato en el medio ambiente.

Sin embargo, la situación del agua en Chile puede ser menos apocalíptica de lo que parece. No siempre fue así. Cuando Google instaló su primer data center en Quilicura en 2013 —que no pasó inicialmente por una evaluación ambiental, aunque sí debió evaluar su ampliación— despertó una gran oposición de los vecinos porque extrae agua de las napas y hay un humedal en la zona.

Luego, en 2019, comenzó con los trámites para construir un segundo data center en Cerrillos, donde nuevamente se encontró con un fuerte rechazo porque contemplaba la extracción de agua subterránea de la zona. Pese a la oposición de los vecinos y del municipio, el proyecto de Google fue aprobado ambientalmente en 2020. Los opositores recurrieron entonces a la justicia ambiental.

Fue por esa causa que nació Mosacat, el Movimiento Ambiental y Comunitario por el Agua y el Territorio. Luego de infructuosas gestiones con Google en Chile, lograron iniciar negociaciones directas con la empresa en Estados Unidos, hasta llegar a un acuerdo para cambiar el sistema de enfriamiento por uno que no utilizara agua. La dirigente de Mosacat Tania Rodríguez recuerda que “fueron un par de años que tuvimos conversaciones y ahí ellos detuvieron el proyecto y ese compromiso fue escrito, fue enviado al SEA (Servicio de Evaluación Ambiental)”. Éste organismo estimó que no era necesario hacer cambios al proyecto para modificar el sistema de enfriamiento (ver expediente). De todos modos, 13 de los demandantes y la municipalidad retiraron su acción legal, salvo una vecina que insistió en tribunales.

Para sorpresa de muchos, en septiembre de 2024 el juicio que había llevado a cabo esa vecina terminó en un fallo del Segundo Tribunal Ambiental, que consideró que al no incluirse el cambio de sistema de enfriamiento en la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) el proyecto no se hacía cargo de su impacto en el cambio climático, por lo que revocó parcialmente el permiso. Ante este escenario, Google retiró el proyecto y presentaría uno nuevo, sin consumo de agua.

La pelea de los vecinos de Cerrillos contra el gigante tecnológico estadounidense fue una de David contra Goliat que le valió a Tania Rodríguez ser considerada por la revista Time como una de las 100 personas más influyentes del mundo en inteligencia artificial el año pasado, una lista que lidera justamente el CEO de Google, Sundar Pichai (ver nota).

En Quilicura, en cambio, Google construyó mucho antes y no ofreció un cambio de tecnología que no usara agua, sino que ideó un sistema de compensaciones voluntarias, como la implementación de un “bosque urbano”. Se trata de un terreno ubicado justo al frente del cementerio de Quilicura y que seis años después de su inauguración permanece con obras a medio construir y cerrado al público. Se ha transformado en un ícono de la falta de consideración de las empresas de tecnología por las comunidades a las que impactan. Aunque Google sólo se había comprometido a mantener el recinto por cinco años, su nombre sigue ahí, en el “bosque” abandonado.

De esta forma, Google ha encabezado dos proyectos que han enfrentado rechazo de las comunidades y que fueron diseñados con un consumo de grandes cantidades de agua. Además, el suyo fue el primer gran data center en construirse en Quilicura, una comuna considerada de “sacrificio” por la alta saturación de industrias y el impacto ambiental que generan. De a poco se transformó en la comuna con más data centers en Chile, pues a Google le siguieron Ascenty (tres proyectos), Cirion y Microsoft, que se levantan entre bodegas industriales y calles llenas de hoyos por los camiones de carga que circulan sin cesar.

En la memoria colectiva, las peleas de los vecinos de Quilicura y Cerrillos contra Google quedan fijadas como una lucha ambiental ante el gran consumo de agua de los data centers. Para la industria, en cambio, el caso de Google parece ser uno de una empresa que no se adecuó a tiempo a la realidad en que se encontraba.

“Siempre supimos que (Google en Cerrillos) estaba presentando ese proyecto con un sistema de refrigeración por agua y que no iba a ser aprobado porque en Chile no existen grandes data centers que tengan sistemas de refrigeración por agua. Todos los sistemas son refrigeración por aire, porque no hay agua suficiente, la sequía es algo que nos está golpeando en Santiago hace 10 años por lo menos”, dice Carlos Leiva, cuya empresa CLK presta servicios de ingeniería en la construcción y mantención de data centers.

De hecho, ninguna de las declaraciones de impacto ambiental que ingresaron después de la de Google usa agua como sistema de enfriamiento. Aunque las tecnologías propuestas por cada empresa no son idénticas, en general se trata de “chillers”, unas máquinas parecidas a aires acondicionados gigantes. Hay algunas compañías que declaran simplemente no usar agua, sólo refrigerantes que se vuelven gaseosos. Otras admiten usar cantidades limitadas de agua potable, que recircula dentro de un circuito cerrado y sólo debe ser recargada en contadas ocasiones.

También hay sistemas de refrigeración como los que usan Amazon y Microsoft, que pese a declarar el uso de tecnología de bajo consumo de agua, admiten que en los días de más calor requerirán sumar enfriadores que usan la evaporación de agua para complementar. En el caso de Microsoft, el cálculo es que este sistema de respaldo operará el 7% del año (600 horas), que es el tiempo que se prevé que la temperatura exceda los 29,4°C. Amazon, en cambio, cree que el sistema a vapor deberá activarse sólo el 3% del año y, para que quede claro que es poca agua, dice que utilizará entre 788 m3 y 5.554 m3 al año, equivalente al consumo anual de 2 y 16 casas chilenas, respectivamente.

El plan de Amazon es, para el 2030, devolver al medio ambiente más agua de lo que consume o ser water positive, como se dice en inglés. En Chile tienen un contrato con una empresa que ayuda a los agricultores del río Maipo a hacer más eficientes sus sistemas de riego. “Esa es la forma de compensar. De hecho, si miras el consumo que vamos a tener de agua en Chile y todo ese ahorro que se genera, vamos a ser súper water positive”, augura el country manager de Amazon.

Para el arquitecto Nicolás Díaz Bejarano, investigador del núcleo Futures of Artificial Intelligence Research (FAIR) y cocurador del pabellón chileno en la bienal de arquitectura de Venecia sobre data centers, las declaraciones de impacto ambiental de las empresas utilizan un “juego retórico” que mantiene la opacidad sobre el verdadero consumo de agua: “En el informe te dicen que es un sistema cerrado de agua que va a tener un primer llenado y va a ir recirculando. Y en algunos momentos van a rellenar esta recirculación. Ya, pero dígame cuánto consume”.

A nivel internacional se usa el término Water Usage Effectiveness (WUE) o efectividad del uso del agua, pero no existe un índice público que permita comparar la eficiencia de los distintos proyectos. Más allá de las dudas y vaguedades sobre estos nuevos sistemas de enfriamiento, la decisión de no ocupar agua aumenta los costos de operación porque utiliza enormes cantidades de energía para funcionar y que se suma al gran consumo que de por sí tienen los servidores, lo que genera un nuevo flanco.

Mega consumo

Los data centers suelen utilizar como métrica principal su consumo eléctrico (megavatios). Esta forma de medir el tamaño de los data centers da cuenta de la centralidad de la energía en su funcionamiento.

Los data centers con grandes capacidades de procesamiento como los que se han construido en los últimos años para trabajar con inteligencia artificial, llamados de hiperescala, en general consumen entre 20 MW y 40 MW, el equivalente al consumo de todo un pueblo.

En el ya mencionado foro en España, Sebastián Díaz dijo que actualmente la capacidad instalada de grandes data centers en la Región Metropolitana y Valparaíso es de 300 MW y que se espera que ese número se quintuplique en los próximos años, es decir, que llegue hasta los 1.500 MW. El problema es que el consumo eléctrico tiene limitaciones físicas, tanto de generación como de transmisión y distribución de energía. El funcionario dijo que el gobierno quería evitar la experiencia de ciudades como Amsterdam o Dublín, que vieron saturados sus sistemas eléctricos por la instalación de data centers sin la planificación adecuada.

Ante la enorme necesidad de energía, en otros países las propias grandes empresas tecnológicas han comenzado a invertir en generación para poder cubrir su demanda. El caso más llamativo es el de Google, que llegó a invertir en energía nuclear.

En Chile hace ya varios meses que se comenta que empresas de data centers invertirán en generación, incluso instalando paneles solares junto a sus plantas, sin que hasta ahora se haya concretado algún anuncio en particular. Sobre este tema, Felipe Ramírez, el country manager de AWS, no niega que esa empresa esté preparando o vaya a invertir en el futuro enproyectos energéticos: “Puede ser. No es algo que descarte y no es algo que tampoco te pueda decir que no lo estemos haciendo hoy día. Nosotros, como AWS, no manejamos todo el detalle, toda la información de eso. Eso se maneja de forma centralizada”.

Encontrar terrenos con buen acceso a energía y fibra óptica, que además permitan la instalación de empresas catalogadas como industria molesta (una calificación que el gremio pide eliminar) es lo que explica que se hayan ubicado en lugares como Quilicura, Colina o Pudahuel.

Esta demanda ha hecho surgir un área especializada del corretaje de propiedades, que se dedica a buscar terrenos factibles para las empresas extranjeras que quieren instalar data centers en Chile. Colliers y GPS Property han creado unidades especializadas, publican reportes sobre el sector e incluso se unieron al gremio Chile Data Centers.

“El terreno es un 5% del total de inversión, entonces no les importa el valor, lo compran caro, por decirlo de una forma, y tienen requerimientos de terreno cada vez más grandes. Un data center tiene que tener acceso a mucha energía porque al final es una maquinita que tiene que correr siempre para que nosotros podamos usar los datos y, además, eso tiene que estar conectado a la red de fibra óptica, pero no cualquier fibra óptica, sino una que puede transportar grandes cantidades de datos”, explica Rebecca Emmons, quien al momento de esta entrevista era subgerenta de data centers en Colliers.

Emmons dice que, por ejemplo en Quilicura, que fue la locación favorita de la industria hasta ahora, ya no hay capacidad para conectar más data centers con la infraestructura existente, por lo que cada vez se mira hacia más al norte de la ciudad en busca de nuevos sitios que les permitan instalarse.

Los requerimientos de los data centers son distintos a los de otras industrias. En la eléctrica Enel aún recuerdan cuando a fines de la década pasada se acercó una empresa de nombre Luna que llegó con mucho secretismo y requerimientos muy específicos: pedían una calidad especial y proyectaban un consumo de 40 MW, equivalente a un pueblo pequeño. Luego se enteraron de que era Google, que en este rubro en Chile opera con la sociedad Data Luna, que no quería que se supiera que estaban haciendo un data center.

Para poder operar estas instalaciones requieren tener la máxima seguridad de suministro y por lo tanto se conectan con una línea dedicada —exclusiva — hasta una subestación, que permite convertir la electricidad de alta tensión a la media tensión con la que operan. Por estas razones, en general son las empresas de data centers las que financian la infraestructura eléctrica que utilizan.

En algunos países, la expansión de los data centers ha generado un aumento de precios en las cuentas de luz para los ciudadanos comunes. En Chile, como gran parte de la infraestructura nueva la pagan los data centers, eso no se influye en el cálculo de tarifa, aunque si la distribuidora debe invertir en una subestación que luego sirve a otros clientes, entonces sí podría afectar los precios. En cualquier caso, los expertos consultados creen que un eventual impacto en el precio de la energía sería marginal.

Otro impacto no deseado del alto consumo de esta industria en otros países ha sido que para suplir la demanda de energía se ha recurrido a combustibles fósiles para la generación eléctrica, revirtiendo la tendencia a utilizar cada vez más energía renovable que no contamine o impacte en el calentamiento global. En Chile hay una fuerte presión para que esto no suceda y no sólo desde el gobierno, sino que las empresas utilizan el factor “sustentable” como una importante carta de márketing. Por su consumo, son clientes libres, es decir, que tienen contratos directos con las generadoras y no pagan la tarifa regulada. Eso les permite comprarles, por ejemplo, a una central solar y decir que se abastecen de energía limpia, aunque lo cierto es que una vez que la energía entra al sistema interconectado ya no es posible saber de dónde se está consumiendo. La empresa contratada podría incluso no estar inyectando energía al sistema en ese minuto.

Actualmente cerca del 40% de la matriz energética chilena es renovable, una cifra alta a nivel mundial, y el plan del gobierno es que crezca significativamente. El problema en este momento es que existe un superávit de energía en el Norte Grande, específicamente en la región de Antofagasta, con dos limitaciones técnicas que por ahora impiden aprovecharla: capacidad de almacenamiento y de transmisión hacia los centros de consumo.

El gobierno está trabajando en facilitar que los nuevos data centers se construyan en el norte, donde está la energía solar. Sin embargo, no han dado más detalles, ni información específica sobre cómo piensan lograrlo, por lo que abundan las preguntas. Primero está el tema del plazo, ¿para cuándo es realista pensarlo? Porque los data centers necesitan flujos estables de energía 24/7, con garantías de suministro, y aún no parece haber baterías que den esa certeza para las plantas solares. Tampoco existe la infraestructura de fibra óptica adecuada para transmitir los datos hacia el sur.

Luego está el tema de la temperatura. ¿Dónde específicamente esperan instalarlos? ¿Se calentarán más en el desierto que en Santiago? Si es así, será necesario usar agua, que no hay en esa zona, y por lo tanto recurrir a desaladoras, que usan aún más energía. Un círculo vicioso.

Las promesas

El entusiasmo del gobierno ante los recientes anuncios de inversiones de data centers de Microsoft y Amazon se explica por los grandes montos de inversión anunciados. Mientras la primera proyecta US$3.300 en tres años, la segunda prevé invertir US$4.000 en 15 años.

Cómo esas inversiones impactan en el país tiene mucho que ver con la cantidad y el tipo de empleo que generen, pero es una industria poco intensiva en mano de obra. En la primera etapa, durante la construcción, el empleo es mayor. Pero aun así, hay que tomar en cuenta que, en palabras del representante de AWS en Chile, es un tipo de obra que “no tiene mucha ciencia”. Las constructoras locales deben seguir especificaciones técnicas de AWS y luego la instalación de los equipos es la que requiere de cierta especialización, pero como es algo que se hace una vez, hay personal que viaja por el mundo haciendo ese trabajo: “vienen, hacen la instalación y se van a instalar otra en Nueva Zelanda”, resume Ramírez.

Carlos Leiva, de CLK, dice que las empresas como la suya, que hacen proyectos de ingeniería para data centers, no han podido aprovechar el boom de los mega proyectos para inteligencia artificial. “Traen a sus propios expertos y vienen con un modelo ya hecho, no encargan proyectos de arquitectura, han desarrollado ingeniería espectacular en alguna parte del planeta y tienen 20 o 30 modelos que se adaptan a distintos requerimientos”, dice Leiva. Acá necesitan a un ingeniero y un arquitecto que firmen los documentos legales y que ajusten los modelos a las variables sísmicas, pero el grueso del proceso viene de fuera.

Una vez construidos, durante la operación, las necesidades de trabajadores son aún menores. Claudio Rivera, experto en declaraciones de impacto ambiental para data centers, cuenta que en los procesos de participación ciudadana se nota que la gente cree que estas empresas tienen un impacto laboral como el de las grandes mineras, cuando lo cierto es que generan una mínima cantidad de empleos. De acuerdo a lo que informan las propias empresas en las declaraciones, terminada la construcción en general contratan entre 25 y 50 personas, con un máximo de 100 empleados en contados casos.

En el marco de PData, el instituto profesional Inacap (un centro de estudios no universitario) inauguró un “data center” didáctico para capacitar personal para la nueva infraestructura. El tema se tocó en la primera reunión multiactor de PData, en la que se anunció la preparación de cinco perfiles laborales para data centers: operador/a de infraestructura crítica, especialista en redes y comunicaciones, soporte TI y hardware, consultor/a de diseño y comisionamiento, y analista de sostenibilidad y eficiencia.

Según Tania Rodríguez, la única asistente de la sociedad civil, se habló de extender las capacitaciones a otros centros de formación técnica. Ella, que ha visto las cifras de mano de obra que requerirán los data centers, cuestionó la idea. “Dije que me parece una irresponsabilidad de parte del Estado; van a salir un montón de chiquillos, porque van a cambiar las mallas curriculares, y no van a tener trabajo porque esto (los data centers) no da puestos de empleo.”, cuenta Rodríguez.

Sin embargo, cuando se habla del impacto de los data centers se mencionan enormes cifras de empleo que incluyen el uso de la tecnología de la nube, pero no se detalla cómo se generarán. Quizás el caso más llamativo es el de Microsoft, que al lanzar su región de data centers hizo una gran campaña comunicacional que subrayaba los miles de empleos que crearía y su propaganda fue simplemente repetida por las autoridades de gobierno.

En su discurso en ese evento, el presidente Boric mencionó los supuestos 17 mil empleos directos que se crearían en ciencia, tecnología, conocimiento e innovación, además de 80 mil en el ecosistema de data centers. Los datos figuran también en un comunicado del gobierno que entre los “beneficios de contar con el data center de Microsoft en Chile”, menciona “más de 17 mil nuevos empleos calificados”.

LaBot pidió a Microsaroft el estudio en el cual se basan esos datos, que fue realizado por la consultora IDC por encargo de la empresa. El informe de una página detalla que los 17.278 empleos serán generados por “Microsoft, su ecosistema y los departamentos de TI de las empresas clientes”, mientras que otros 81.041 provendrán de puestos directos creados por Microsoft, sus socios y clientes. No dan más detalles, pero sí un desglose de las cifras por sector:El documento entregado por Microsoft (ver aquí) no explica cómo se llega a esas cifras y la empresa no respondió los requerimientos de mayores detalles y rechazó una solicitud de entrevista.

En general estos anuncios se basan en cálculos sobre el uso de la “nube”, pero no especifican cómo se hacen ni qué pasaría si los data centers estuvieran en Mendoza o en Tacna y Chile accediera de la misma manera a los servicios de la empresa 

Reflexión crítica en Venecia

Curiosamente, entre los académicos que en los últimos años han estudiado y cuestionado el auge de los data centers en Chile destacan arquitectos y diseñadores. Eso explica que este año el pabellón de Chile en la bienal de arquitectura de Venecia tuviera como tema principal la construcción de data centers, con la paradoja de que, mientras a través del Ministerio de Ciencia el gobierno impulsaba un plan para facilitar su instalación en el país, el Ministerio de las Culturas financiaba un pabellón que cuestionaba las políticas del Estado en esta materia.

Haciendo caso omiso al tecno-optimismo que irradiaba el tema general de la bienal, “Inteligencia natural. Artificial, Colectiva”, el pabellón chileno lleva el nombre “Inteligencias Reflexivas” y pone el foco en la falta de consideración sobre las comunidades, a partir de las evaluaciones de impacto ambiental de 25 proyectos de data centers.

A través una larga mesa, que en realidad es una pantalla que transmitía un video, se ven avanzar los distintos proyectos e incluso el Plan Nacional de Data Centers del Gobierno. “La premisa de este proyecto es clara y contundente: si se pretende construir un futuro tecnológico justo, equitativo y sostenible, lo primero que tenemos que hacer es rediseñar las estructuras y procesos de toma de decisiones que lo hacen posible”, escribieron los curadores en una columna en el diario El País.

La mesa digital es una metáfora que no cuestiona la necesidad de construir data centers, sino la forma en que se hace: “Para imaginar otro futuro, debemos entonces recuperar la mesa, no sólo como metáfora y símbolo, sino como una exigencia de deliberación, participación, responsabilidad y justicia. Donde la realidad de la inteligencia artificial, cargada de minerales, agua y energía, sea confrontada y no ocultada”. Pero mientras esta reflexión tenía lugar en Venecia, en Santiago el gobierno se movía en sentido contrario: eliminando las instancias de participación y deliberación sobre estos proyectos de infraestructura digital, así como la información pública que permitió montar la muestra.

La Mano Invisible de las Big Tech es una investigación periodística transfronteriza y colaborativa liderada por el medio brasileño Agência Pública y el Centro Latinoamericano de Investigación Periodística (CLIP) junto a Crikey (Australia), Cuestión Pública (Colombia), Daily Maverick (Sudáfrica), El Diario AR (Argentina), El Surti (Paraguay), Factum (El Salvador), ICL (Brasil), Investigative Journalism Foundation - IJF (Canadá), LaBot (Chile), LightHouse Reports (Internacional), N+Focus (México), Núcleo (Brasil), Primicias (Ecuador), Tech Policy Press (USA), Tempo (Indonesia). Con el apoyo de Reporteros Sin Fronteras y del equipo legal El Veinte y el diseño de la identidad visual de La Fábrica Memética.

AR

Google, subsidiaria de la tecnológica Alphabet, invirtió más de US$3.000 millones en el mayor acuerdo hidroeléctrico de Estados Unidos con la compañía Brookfield Asset Management. Según un comunicado, Google modernizó dos plantas hidroeléctricas en Pensilvania, propiedad de esa empresa, como parte de unos acuerdos iniciales de compra de energía a 20 años, que le proporcionaron hasta 3.000 megavatios de esta energía renovable.

La creciente demanda energética de la inteligencia artificial y los centros de datos puso presión sobre las grandes tecnológicas para garantizar un suministro confiable, estable y sustentable. Empresas como Google, Microsoft y Amazon están acelerando sus inversiones en energías renovables para acompañar el auge del cómputo intensivo, clave para el desarrollo de modelos de inteligencia artificial y servicios en la nube, que consumen una cantidad de electricidad cada vez mayor.

Brookfield Asset Management es una de las gestoras de activos más grandes del mundo y tiene una presencia destacada en el sector energético, especialmente en energías limpias. La compañía controla más de 25.000 megavatios de capacidad renovable instalada a nivel global y fue uno de los socios estratégicos de empresas tecnológicas interesadas en reducir su huella de carbono mediante acuerdos de compra de energía (PPA, por sus siglas enelDiario inglés) a largo plazo.

Brookfield y Google se centraron inicialmente en los mercados eléctricos del Atlántico medio (PMJ) y del continente medio (MISO) de Estados Unidos, en estados como Wisconsin, Michigan o Indiana, con flexibilidad para expandirse a otras regiones del país.

La jefa de Energía para Centros de Datos de Google, Amanda Peterson Corio, dijo en la nota que la colaboración “aseguró un suministro de energía limpia en la región PMJ” y consideró que contribuirá a una red eléctrica “más sólida” para el país.

La PJM es la red eléctrica más grande del país y abarca trece estados del Atlántico Medio y partes del Medio Oeste y el Sur, que incluye a Nueva Jersey o Maryland, así como el mercado de centros de datos más grande del mundo, localizado en el norte de Virginia.

El objetivo de este acuerdo fue satisfacer la creciente demanda de energía de los centros de datos y la inteligencia artificial en la región, según el comunicado.

“Será necesario suministrar energía a escala y de diversas fuentes para satisfacer las crecientes demandas de electricidad derivadas de la digitalización y la inteligencia artificial”, aseguró el presidente de Brookfield Asset Management, Connor Teskey, en el comunicado.

JJD, con información de EFE.

El presidente Javier Milei firmó los decretos 450 y 452/2025 que reforman el régimen normativo de la energía eléctrica y crean un nuevo ente regulador que unificará las competencias de ENARGAS y ENRE, en línea con las facultades conferidas por la Ley 27.742.

La normativa introduce cambios a las leyes 15.336 y 24.065, con el objetivo de fortalecer la competencia, liberalizar la contratación entre privados, asegurar inversiones y garantizar la libre elección de proveedor por parte de los usuarios. Además, establece la obligación de los distribuidores de contratar en el mercado a término y transparentar tarifas en función de los costos reales.

En paralelo, el Decreto 452 crea el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, que en un plazo máximo de 180 días asumirá las funciones de ENARGAS y ENRE. El nuevo organismo tendrá autarquía, independencia funcional y presupuestaria, y estará a cargo de fiscalizar el cumplimiento normativo, asesorar al Ejecutivo, formular presupuestos y aplicar sanciones. Su directorio estará compuesto por cinco miembros designados por el Poder Ejecutivo con aval parlamentario no vinculante.

La Secretaría de Energía conducirá la transición, garantizando la continuidad operativa de los entes actuales y el traslado del personal y patrimonio al nuevo ente regulador. El Ejecutivo destacó que la medida responde a criterios de simplificación administrativa, atracción de inversiones y alineamiento con estándares internacionales para mejorar la inserción del país en el comercio global.

Objetivos del Consejo Federal de la Energía Eléctrica

Emitir opinión técnicamente fundada, no vinculante, en relación con los planes de desarrollo de los sistemas eléctricos del país y recomendar modificaciones o mejoras a los respectivos poderes jurisdiccionales;

Actuar como consejo asesor y consultor del PODER EJECUTIVO NACIONAL cuando este lo requiera en todo lo concerniente a la industria eléctrica y a los servicios públicos de electricidad; a las prioridades en la ejecución de estudios y obras y a las concesiones y autorizaciones.

Establecer los índices repartidores del Fondo Subsidiario para Compensaciones Regionales de Tarifas a Usuarios Finales y del Fondo Especial de Desarrollo Eléctrico del Interior, que integran el Fondo Nacional de la Energía Eléctrica. d. e.

Mantener informada a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, con la periodicidad que esta determine, sobre el cumplimiento de los principios tarifarios determinados en la Ley Nº 24.065 por parte de las jurisdicciones locales en el marco de la adhesión a la que se hace referencia en el inciso a) del artículo 31 de la presente ley; y sobre cualquier circunstancia que pudiera implicar un incumplimiento por parte de las respectivas jurisdicciones y, en particular, de las distribuidoras de la respectiva jurisdicción, del marco regulatorio eléctrico federal y de sus normas complementarias.

Proponer las disposiciones que considere necesarias para la mejor aplicación de la presente ley y de su reglamentación.“

El Consejo Federal de la Energía Eléctrica estará constituido por: el Secretario de Energía, que lo presidirá, o el Subsecretario de Energía Eléctrica, quien lo hará en su reemplazo; un representante de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA que será designado por el PODER EJECUTIVO NACIONAL; un representante y un suplente por la CIUDAD AUTÓNOMA DE BUENOS AIRES y por cada provincia, designados por el PODER EJECUTIVO NACIONAL, a propuesta de los respectivos gobiernos locales; el Poder Legislativo Nacional podrá designar de entre sus miembros TRES (3) representantes por la Cámara de Senadores y TRES (3) por la Cámara de Diputados, que podrán participar en las reuniones del Consejo.

Disposiciones comunes a transportistas y distribuidores

El Gobierno Nacional impulsa un fuerte cambio en el rol del Estado en la economía, lo que se refleja en la decisión de no realizar más obras públicas, bajo la premisa de que un privado puede hacerlas en menor tiempo y a un menor costo.

En materia de transporte de gas, esto produjo la paralización o incluso cancelación de varios proyectos planificados o en marcha. La excepción, en parte, es la reversión del Gasoducto Norte, una obra fundamental para llevar el gas de Vaca Muerta al norte del país, al que ya no podía abastecer Bolivia por el declino de su producción.

Tanto el primer secretario de Energía del Gobierno libertario, Eduardo Rodríguez Chirillo, como las autoridades de Enarsa de entonces -luego despedidas- debieron avanzar con el proyecto por la presión de las empresas del sector, de los gobernadores del norte y porque además el financiamiento de 540 millones de dólares era provisto por la CAF.

Las obras de reversión consiste en un gasoducto de 122,800 kilómetros entre La Carlota y Tío Pujio con un caño de 36″, además de dos loops entre Tío Pujio y Ferreyra de 51,5 y 10,5 Kilómetros en tubos de 30″en Córdoba, obras que fueron terminadas y ya transportan gas pero no se finalizó el cambio de sentido de flujo de cuatro plantas compresoras (dos en Córdoba y las restantes en Santiago del Estero y Salta) por problemas en los pagos y por la impericia de la empresa Esuco, que ganó la licitación de ese renglón.

Con la reversión terminada se podrían haber inyectado unos 5 millones de metros cúbicos adicionales para el Norte, lo que hubiera evitado trastornos para el GNC e industrias.

El ex gasoducto Kirchner paralizado

De la misma manera, las autoridades de la Secretaría de Energía, resolvieron hace más de un año dar de baja la segunda etapa del ex Gasoducto Néstor Kirchner, al que le cambiaron el nombre, como parte de la llamada batalla cultural.

La gestión anterior de Enarsa había iniciado la licitación de este proyecto, al que el constructor debía aportar el financiamiento. Se trata de un gasoducto de casi 600 km de extensión y 36 pulgadas de diámetro que uniría Salliqueló, en el sudoeste de Buenos Aires, con San Jerónimo, en el centro de Santa Fe, lo que duplicaría la actual capacidad del ex GPNK de 21 millones de metros cúbicos a casi 40 millones.

En su lugar, el Gobierno decidió avanzar con una iniciativa privada de TGS para ampliar el actual Perito Moreno en 14 millones de metros cúbicos día con la instalación de 5 plantas compresoras, para lo cual se llamó a una licitación de la que el lunes que viene se conocerán los interesados, pero la transportista de la que es accionista Marcelo Mindlin corre con ventaja por ser quien presentó la propuesta, como parte del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

Si bien en público nadie lo admite, esta alternativa, que recién estaría para el invierno de 2027 es incompatible con la propuesta original y no resuelve el abastecimiento de Santa Fe, Córdoba y el Norte Argentino.

Gasoducto de la Costa y Cordillerano

La grave situación de Mar del Plata, con cortes de gas a hogares, algo inédito, que la empresa Camuzzi atribuyó a la baja presión, podría haber sido diferente en caso de que se hubieran terminado las obras de ampliación del Gasoducto de la Costa.

La parte fundamental, que debería estar concluida, es la planta compresora de Las Armas de 2.400 HP de potencia, con 2 motocompresores, que permitiría la conexión de 85 mil usuarios de la Costa Atlántica, pero al igual que ocurre con la reversión, la mala gestión de la contratista PEITEL -que tendría fluidos vínculos- acumula demoras inexplicables e incluso habría abandonado la obra con un 75 por ciento de avance.

Por último, se encuentra paralizada la construcción de las plantas Río Senger y Gobernador Costa, en Chubut, a pesar de que el año pasado la Secretaría de Energía firmó el traspaso con los gobernadores de Chubut, Río Negro y Neuquén e incluso Enarsa trasladó los turbocompresores de Rosario a la cordillera chubutense. Sin esas plantas, no se pueden realizar nuevas conexiones domiciliarias en Bariloche y otras ciudades de la región.

Nota publicada originalmente en El Post Energético

La ola polar no da tregua y el sistema energético argentino atraviesa su semana más crítica en años. Con temperaturas bajo cero en casi todo el país, este jueves se mantuvieron los cortes de gas a la industria y a las estaciones de GNC, mientras el Gobierno decidió liberar los precios de las garrafas justo cuando el gas envasado se convirtió en la única alternativa para millones de hogares.

El Comité Ejecutivo de Emergencia, convocado por la Secretaría de Energía, extendió hasta este viernes las restricciones al GNC y a grandes usuarios industriales, con el fin de preservar el suministro para hospitales, escuelas y residencias. El servicio sigue cortado en provincias como Mendoza y regiones enteras del Centro y Cuyo. Las estaciones de servicio no pueden cargar GNC desde hace días, situación que afecta la movilidad urbana y el transporte de carga.

En paralelo, el Área Metropolitana de Buenos Aires sufrió nuevos cortes de luz que afectaron a unos 10.000 usuarios en barrios como Recoleta y partidos del conurbano bonaerense como Quilmes, Ezeiza, La Matanza y Merlo. El frío extremo provocó escarchas en calles y autos congelados en varias localidades del Gran Buenos Aires, y obligó a los alumnos y trabajadores a salir a la calle con hasta tres camperas.

En este contexto, el Gobierno eliminó los precios de referencia para las garrafas de GLP y desreguló por completo el mercado con el Decreto 446/2025. La medida, anunciada por el ministro Federico Sturzenegger, permite precios “libres”, habilita importaciones y elimina autorizaciones previas para operar como fraccionador o distribuidor.

Los valores que hasta ahora orientaban el mercado —$10.500 para garrafas de 10 kg, $12.600 para las de 12 kg y $15.750 para las de 15 kg— quedaron sin efecto en medio de una demanda récord del producto. Según la Cámara de Empresas Argentinas de Gas Licuado (CEGLA), el consumo de garrafas creció hasta un 30% interanual y muchas zonas del país están al borde del desabastecimiento.

El 46,3% de los hogares argentinos depende del gas envasado para cocinar y calefaccionarse. El GLP se volvió esencial en las zonas sin gasoducto, donde la ola de frío paralizó industrias, congeló cañerías y dejó sin alternativas a miles de familias. Las empresas del sector trabajan al máximo de su capacidad, coordinando con municipios y provincias para distribuir garrafas en los puntos más críticos.

La emergencia energética estalló esta semana cuando una serie de eventos simultáneos desestabilizó el sistema:

La red se quedó sin presión suficiente y hubo que interrumpir el servicio incluso a industrias con contratos “firmes”, algo inédito en los últimos 15 años. En Mar del Plata, más de 1.000 hogares, escuelas y hospitales tuvieron que ser reconectados manualmente por técnicos de Camuzzi, debido al apagado automático de reguladores por baja presión.

La electricidad también colapsó. El martes, el país alcanzó un récord histórico de demanda de 28.119 MW, según Cammesa, lo que obligó a cortes preventivos. En zonas como el AMBA, la situación se agravó por la saturación del sistema en plena ola polar.

El Servicio Meteorológico Nacional anticipó que las bajas temperaturas seguirán: para este viernes se esperan mínimas de 5 grados y máximas de 13; el sábado habrá neblinas y cielo nublado con registros similares, y el domingo persistirá el frío con mínima de 9 y máxima de 13 grados.

Frente a este escenario, el Gobierno priorizó el ajuste fiscal: demoró el reemplazo del gas por combustibles líquidos en las centrales térmicas —una decisión más costosa pero necesaria— y optó por cortar el servicio antes que aumentar la importación de GNL.

JJD

“Vivimos a 80km de la represa hidroeléctrica de Yacyretá y no tenemos disponibilidad de energía”, dice el ingeniero Gerardo Grippo, presidente del Movimiento Industrial Misionero.

Y agrega: “Yacyretá genera 1.500 megavatios, lo que representa entre el 18 y el 25% de la matriz energética nacional, y hasta el mismo pueblo que si sitúa en la base de la represa, que se llama Ituzaingó, no tiene energía eléctrica”.

Misiones no es la única “paradoja energética” que se manifiesta en Argentina. La provincia de Chubut, por ejemplo, que produce más de diez veces la energía que consume, tiene más del 80% de su territorio por fuera del Sistema Interconectado Nacional y depende de sistemas aislados de energía, como generadores a nafta. Dos ejemplos puntuales: las poblaciones cercanas a la represa hidroeléctrica Futaleufú (cerca de las ciudades de Trevelin y Esquel) tienen problemas de abastecimiento energético; Comodoro Rivadavia, “Capital Nacional del Petróleo”, tiene al día de hoy muchos de sus barrios sin redes de gas natural y sus habitantes se calefaccionan en el rudo invierno patagónico con leña o garrafa.

Vivimos a 80km de la represa hidroeléctrica de Yacyretá y no tenemos disponibilidad de energía

En este caso, elDiarioAR entrevistó al ingeniero Gerardo Grippo, presidente del MIM (Movimiento Industrial Misionero), fundado formalmente en el año 2018, para ahondar en los problemas económicos generados por este tipo de “paradojas” en sectores como la industria. De los informes elaborados por dicha organización se desprenden cuatro conclusiones generales: 1) “Las industrias emblemáticas de Misiones —yerba mate, té, madera y tabaco— están fuertemente condicionadas por la ausencia de gas natural”. 2) “La dependencia del GLP (Gas Licuado de Petróleo) y de sistemas térmicos con leña genera sobrecostos mensuales de entre $800.000 y $1.300.000 por establecimiento”. 3) “Esta situación reduce la competitividad nacional e internacional, afecta la inversión productiva y encarece productos destinados a mercados de exportación”. 4) “La incorporación de Misiones al sistema nacional de distribución de gas permitiría ahorros anuales por empresa de entre $9,6 millones y $15,6 millones, impulsando empleo y mayor valor agregado”.

—¿Cómo está compuesta la industria en Misiones?

—Los principales componentes de la matriz productiva de la provincia son la yerba, el tabaco, la madera y el té. El 90% de la producción tealera se exporta. La madera también se exporta o se exportaba, además de atender el consumo interno de las fábricas de muebles de Buenos Aires, Santa Fe, Entre Ríos. En el caso del tabaco se trata de grandes cooperativas, porque la matriz funcional de gran parte del interior del país se organiza en cooperativas para mejorar las condiciones de comercialización. Son tres o cuatro tabacaleras y gran parte del consumo es interno, una pequeña proporción se exporta. Cuando el mercado interno se mueve, estas industrias funcionan. Por otro lado tenemos la industria metalmecánica, que está totalmente relacionada con la generación de máquinas, herramientas e infraestructura como galpones. Toda la apoyatura de la industria y su capacidad productiva está relacionada con la metalmecánica. Nuevamente, cuando se mueve el mercado interno, esto genera demanda. Si produzco té o yerba mate, necesito de las cintas transportadoras, los silos, máquinas pesadas, etc.

—¿Por qué sostienen que están ante un “cuello de botella energético”?

—Misiones es la única provincia argentina que no cuenta con gas natural por redes. El problema de no estar conectados a esa red nacional es que tenemos que utilizar leña o el gas natural licuado, la garrafa. Acá toda la población, ya sea para el consumo o la industria, está con leña, garrafa. Esto trae muchos impedimentos, es muy difícil hacer andar una industria con estas formas de energía. Se han producido a partir de los desechos de la madera otras formas de energía, pero no son generalizadas. Históricamente se usa el gas y la leña para producir yerba mate o para secar el tabaco, y esto trae varios impedimentos, en primer lugar el encarecimiento de los insumos que necesita para producir. Las garrafas, por ejemplo, tienen un costo que incluye la logística. Pero además hay problemas con la calidad del producto: está comprobado que secar por leña un producto conlleva una serie de impurezas que se generan por los humos, y que conlleva un descrédito del producto final y le baja el precio. Pero a este “cuello de botella energético” se suman otras carencias estructurales que sufre la provincia: la postergada construcción de la Autopista Mesopotámica, la desconexión del sistema ferroviario nacional, las deficiencias de calado y señalización en el tramo norte de la Hidrovía Paraná-Paraguay, y una conectividad aérea escasa y concentrada en Buenos Aires. Pero el problema energético es el más urgente y el más transversal: sin energía competitiva no hay industria posible. Además en estas provincias el combustible, la nafta convencional, son más caros, un 3%, 4%, hasta 6%. Para llegar a los centros de consumo tenemos entre un 15 y 25% de costo adicional por transporte, lo que nos saca absolutamente de competencia.

Para llegar a los centros de consumo tenemos entre un 15 y 25% de costo adicional por transporte, lo que nos saca absolutamente de competencia.

—¿Cómo afectó en el caso de la yerba la desaparición Instituto Nacional de la Yerba Mate?

—Las industrias tenían un precio sostén. Ha pegado muchísimo la desaparición del INYB (Instituto Nacional de la Yerba Mate). Lo que generaba el instituto era la reunión de industriales, productores asociados y el Estado. Se ponía un precio que permitía al productor un precio de subsistencia y aseguraba para el industrial un precio que no fuera excesivo. Al desaparecer el INYB desapareció el precio sostén, además de otro tipo de prestaciones sociales y de salud que ahora cubre la provincia. Es una novedad de las últimas horas la posibilidad de la creación de un Instituto Provincial de Yerba Mate, en la legislatura existen tres proyectos. De todas formas esto no es lo central, la posibilidad de energía más barata nos va permitir radicar industrias y comercios, nos va a permitir generar empleo, distribuir riqueza, mejorar la calidad de vida, no puede ser que las provincias se distingan entre provincias ricas y pobres. Tenemos que pasar del asistencialismo y la pobreza a la producción y el desarrollo, para eso necesitamos que el país nos tenga en cuenta, porque con la coparticipación no nos alcanza, Misiones tiene más población que Corrientes y el NOA, porque ha crecido muchísimo, y esto no se refleja en los fondos de coparticipación ni en la energía disponible.

—¿Por qué están reclamando por ser incluídos al sistema de gasoductos si tienen tan cerca la represa hidroeléctrica de Yacyretá?

—El gas, además del consumo domiciliario diario, es utilizado para producir energía eléctrica, existen muchas usinas combinadas entre gas y fuel oil para producir energía eléctrica. La población muchas veces desconoce esto. Prácticamente la mitad de la matriz energética eléctrica es producida por una combinación de gas natural. Acceder al gas nos permitiría reducir los costos de la industria. Pero respondiendo a tu pregunta, si bien ahora ya estamos interconectados al sistema eléctrico nacional, además de conexión a las redes de gas necesitamos obras de una magnitud de distribución de energía que excede la capacidad de inversión de la provincia, por ejemplo nodos, campos de transformación, redes de alta tensión. No hay que olvidar que la administración de la energía y su potencia depende de CAMMESA, que tiene una administración y dirección nacional. Son decisiones de política económica y productiva. El país permite que la zona industrial de el Grán Córdoba sea industrial, el Gran Rosario es industrial, y ¿A quién se le ocurriría no darle energía a los más de 30 de puertos que componen la industria granaria? Gran parte de esa energía parte de acá. Hay que sumar que en el caso de Misiones, que la Constitución de Misiones es de 1853, pero Misiones es provincia desde 1953, antes era territorio nacional. Evidentemente esto lleva que muchas de las vías de comunicación para promocionar la producción, vías de conexiones eléctricas, caminos, etc, vengan con cierto “retraso histórico”. Los gasoductos se han diseñado con el objetivo de llegar hasta acá, pero hasta el día de hoy nadie llegó. La idea era exportar gas a Brasil y por eso hacían una proyección hasta Corrientes, concretamente hasta Paso de los Libres, para de ahí pasar a territorio brasilero y poder exportar. Son 300 km desde Misiones hasta Paso de los Libres, no es una distancia demasiado importante como para no poder llegar.

no hay energía al pie de la represa que produce entre el 18 y el 25% de toda la energía del país

—Existe otro ejemplo de provincia con actividad industrial como Tierra del Fuego y el actual gobierno nacional sugirió que podían hacer ahí “un parque de diversiones”o. En el imaginario nacional Misiones es sinónimo de Cataratas del Iguazú y de turismo, ¿Es posible que Misiones ya esté “encasillada” como provincia turística?

—El turismo también es otra industria, está muy bien que vengan a visitar la maravilla del mundo que son las Cataratas del Iguazú, pero hay que conocer la producción de Misiones. Cada vez que un argentino toma un mate, directa o indirectamente está conectando con la industria misionera, porque gran parte de la producción de yerba mate está en Misiones, aunque algunas industrias estén ubicadas en Corrientes, las más grandes están en la frontera con Misiones. Además hay otros elementos interesantes en nuestra posición geográfica: Misiones tiene el 90% de sus fronteras con otros países. En un radio de 1000 km, a partir de la capital Posadas, tenemos una población de 35 millones de habitantes, entre Asunción (Paraguay), Porto Alegre, Sao Pablo (Brasil). Estamos en el corazón de lo que en su momento fue el Mercosur, que ahora no tiene tanta vigencia. Puesta a producir e intercambiar, Misiones sería una plataforma muy utilizada estratégicamente. Los brasileros ya tienen diseñada su conexión con el Pacífico, pasan por Paraguay, para tratar de ver cómo pueden comerciar con el mercado asiático, provocando un menor costo logístico, dejando de pasar por la Hidrovía.

—¿Este “cuello de botella energético” es un problema político?

—Parte de la concepción económica que hoy está vigente tiene a la industria pasando por una gran depresión, es un momento complicadísimo, la demanda de consumo cae, no en el caso de la yerba, pero en general la industria está impactada. Queremos pertenecer, ser parte de la planificación, aunque esa palabra no está muy en boga a nivel nacional. Que se nos provea de los elementos necesarios para tener equidad, y eso tiene que ver con la distribución de recursos, porque sabemos que la coparticipación no va a poder ser discutida de un día para otro, pero vía directa o indirecta tiene que haber una compensación para que podamos mantener cierta equidad con el resto del país, esto tiene que producirse, porque somos parte del país. Tiene que haber una distribución de energía a un precio razonable. En las boletas de energía eléctrica históricamente se pagaba un 6x1000 para brindar energía al sur del país. Estos fondos se juntaron durante mucho tiempo, todos los usuarios de energía pagamos esa tasa para compensar las obras que iban a llevar energía al sur, no estamos pidiendo exactamente lo mismo, pero pedimos completar la conexión con la red gasoductos y que se nos permita disponer de energía eléctrica como disponen otras provincias. Porque para poner cualquier taller tiene que bajar una conexión trifásica y ahí comienza la historia, no hay disponibilidad energética. En Ituzaingó, el pueblo en la base de Yacyretá, a las tres de la tarde con 40° de calor no tienen energía eléctrica. No hay energía al pie de la represa que produce entre el 18 y el 25% de toda la energía del país.

DTC

Irán lanzó un nuevo ataque masivo con misiles balísticos y drones sobre el norte Israel como respuesta a los ataques de este sábado del Estado judío contra la infraestructura energética del país, entre la que se incluye la mayor planta de extracción y refinamiento de gas natural. Algunos de los misiles disparados por el Ejército iraní habrían alcanzado al menos la ciudad de Haifa, dejando varios heridos.

La Fuerza Aérea de Irán confirmó el lanzamiento de un “ataque combinado” contra Israel que incluye tanto misiles balísticos como drones no tripulados. Varios de los misiles balísticos iraníes sobrevolaron el espacio aéreo de Jordania y muchos de ellos habrían sido interceptados por los sistemas antiaéreos de la monarquía jordana. Según informan los servicios de Emergencias de Israel, se han recibido varios avisos en “los distritos costeros y del norte” del territorio por “daños en edificios” y en áreas abiertas.

Las alarmas sonaron en Israel a las 23:12 hora local (20:12 GMT) ante un nuevo ataque de Irán, que constituye la quinta oleada de misiles lanzados en respuesta a los ataques israelíes en territorio iraní. Imágenes tomadas en localidades cercanas a Haifa muestran al menos dos impactos en la localidad costera y los servicios de emergencias confirmaron que hay al menos una mujer fallecida y 13 heridos tras el impacto de un misil en un edificio de dos alturas en la localidad de Tamra, al norte de Haifa. Haifa está considerada un importante núcleo económico y cuenta con centrales energéticas y una refinería de petróleo.

El Ejército de Israel a su vez asegura que lanzó un ataque sobre objetivos militares en Teherán mientras trabaja para interceptar la oleada de misiles lanzada por la república islámica sobre su territorio, según han anunciado las fuerzas armadas en un comunicado. “Mientras el Ejército opera para interceptar los misiles lanzados desde Irán, las Fuerzas del Aire están atacando objetivos militares en Teherán”, afirman. Irán ha confirmado un ataque por parte de Israel sobre el depósito de petróleo de Shahrán, situado al noroeste de Teherán. Algunas imágenes publicadas en redes sociales muestran lo que parecen depósitos de combustible en llamas en los alrededores de la capital iraní.

El ministro de Defensa israelí, Israel Katz, había advertido este sábado al líder supremo de Irán, el ayatolá Ali Jamenei, que si el ejército iraní continuaba disparando misiles contra territorio israelí, “Teherán arderá”. “El dictador iraní está convirtiendo a los ciudadanos de Irán en rehenes y demostrando que ellos, y en particular los residentes de Teherán, pagarán un alto precio por los daños criminales causados a los ciudadanos de Israel. Si Jamenei continúa disparando misiles contra el frente interno israelí, Teherán arderá”, ha amenazado Katz en un comunicado.

Además, según informa el diario israelí Haaretz, bombarderos de Israel han realizado un ataque sobre Yemen con el objetivo de asesinar a Mohamed Abdul Karim al-Ghamari, Jefe del Estado Mayor de las Fuerzas Armadas del gobierno de los hutíes. Por el momento los portavoces militares de Israel no han confirmado si el ataque ha sido “exitoso”.

Irán responde a los ataques a su infraestructura energética

En sus ataques de este sábado, Israel dañó objetivos energéticos sin relación con la industria nuclear iraní, entre ellos un yacimiento de gas natural en el Golfo Pérsico que explota Irán de manera conjunta con Qatar y sobre el que existe una de las mayores refinerías de gas de Oriente Medio, la de South Pars, que procesa más de 125 millones de metros cúbicos de este combustible a diario y cuya producción ha tenido que parar. La agencia iraní Tasnim informó asimismo de otro ataque contra la refinería Fajr Jam, también situada en la provincia sureña de Bushehr. Poco después del ataque, el Ministerio de Petróleo de Irán aseguró que el fuego estaba controlado.

En otro de los bombardeos de la tarde del sábado han fallecido al menos 31 personas, 30 efectivos militares y un miembro de la Media Luna Roja, y 55 más resultaron heridas en la provincia iraní de Azerbaiyán Oriental, según ha informado el diario Tehran Times. Según la CNN, el Ministerio de Petróleo iraní confirmó otros dos ataques contra refinerías de petróleo.

De madrugada, uno de estos ataques israelíes ha ido dirigido contra un edificio residencial de Teherán, vinculado al Ministerio de Defensa iraní, causando al menos 60 muertos, 20 de ellos niños, según ha informado la televisión local. Al menos un misil ha impactado durante la noche contra el complejo de pisos Shahid Chamran, que ha quedado parcialmente derrumbado en el noreste de la capital.

Ataques de Israel contra instalaciones nucleares

Por el momento, el ataque aéreo efectuado por Israel contra el centro de enriquecimiento de uranio de Fordow, en el centro-oeste de Irán, parece no haber dejado daños de consideración ni tampoco hay constancia de contaminación radiactiva, según ha asegurado este sábado la Organización para la Energía Atómica, la agencia nuclear de la república islámica. El portavoz de la organización, Behrouz Kamalvandi, ha explicado a la agencia semioficial ISNA que el bombardeo israelí ha causado “daños limitados”.

“La parte dañada de Natanz se encuentra sobre todo en la superficie”, ha explicado el portavoz en respuesta a una declaración del Ejército israelí que anunciaba también daños en la sala subterránea de centrifugadoras de uranio. “En Natanz ocurrió una pequeña fuga interna pero no se propagó al exterior, así que no hay problema alguno. Los daños en Fordow no han sido tan graves”, ha indicado el portavoz.

Un portavoz del ejército israelí ha contradicho a los iranís al describir “daños significativos” tanto en las plantas de enriquecimiento de uranio de Natanz como de Ishafán. El Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) ha confirmado este sábado que la planta nuclear de Isfahán sufrió daños en los bombardeos israelíes y que una de las infraestructuras afectadas es la de procesamiento de uranio.

El organismo de la ONU liderado por el italiano Raffaele Grossi señaló que, según la información de que dispone, cuatro importantes edificios en Isfahán resultaron dañados en los ataques de ayer, entre ellos la planta en la que el mineral de uranio es transformado en el gas que luego se enriquece para fabricar combustible nuclear. Los bombardeos de Israel también dañaron una planta de fabricación de combustible ubicada en el complejo de Isfahán.

Al igual que en Natanz, la instalación donde el gas se centrifuga para obtener uranio enriquecido, el OIEA mantiene que no se espera en Isfahán un aumento de la radiactividad en el exterior, según un mensaje subido a la red social X. En Natanz sí existe constancia de contaminación química y radiológica, según informó el propio Grossi en la noche del viernes durante el encuentro extraordinario del Consejo de Seguridad de Naciones Unidas.

Poco después de asumir el cargo en 2023, el presidente Javier Milei anunció una iniciativa para atraer grandes inversiones al país. Dirigida a empresas nacionales o extranjeras dispuestas a invertir más de US$200 millones en el país, los beneficios que ofrece el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) incluyen exenciones fiscales y ventajas cambiarias y aduaneras.

El RIGI, aprobado por el Congreso en julio de 2024 y en vigencia desde octubre, ya cuenta con 11 proyectos de inversión presentados por empresas nacionales y extranjeras por un total de US$15.500 millones en promesas de inversión, según fuentes del Ministerio de Economía. De esos proyectos, cuatro ya fueron aprobados por el gobierno y los demás esperan respuesta. La mayor parte se centran en energía y minería.

La expectativa del gobierno es que las ventajas cambiarias, aduaneras y fiscales del RIGI propicien un boom de las exportaciones energéticas y mineras para expandir la economía. Sin embargo, especialistas consultados por Dialogue Earth para este artículo advierten que el RIGI no ha atraído tantas propuestas de inversión nuevas como podría parecer, y que podría suponer un riesgo de desindustrialización interna al fomentar la importación de determinados equipos necesarios para estos proyectos. Además, sostienen que el RIGI no contempla la protección del ambiente en sus artículos e incluso se prioriza el acceso de parte de las empresas a recursos estratégicos, como el agua.

“Pareciera que, por debajo de los incentivos económicos, se consagra el derecho a destruir los recursos naturales de modo discrecional y anárquico cuando, en verdad, tenemos la necesidad imperiosa de preservarlos”, sostiene la ONG argentina Fundación Ambiente y Recursos Naturales (FARN), en un análisis del RIGI.

Beneficios del RIGI

El RIGI apunta a captar inversiones en los sectores forestal, turismo, infraestructura, minería, tecnología, siderurgia, energía, petróleo y gas.

Los proyectos cuentan con 30 años de estabilidad normativa en materia tributaria, aduanera, cambiaria y regulatoria y ante cualquier controversia que surgiera con el Estado, las empresas pueden recurrir a tribunales internacionales, como el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias (CIADI). Además, las autoridades provinciales y municipales de Argentina pueden ofrecer sus propios beneficios a los posibles inversores, además de los ya garantizados a nivel nacional.

Máximos referentes de los sectores beneficiados por el RIGI manifiestan un fuerte apoyo a la política. Por ejemplo, Alejandro Bulgheroni, presidente de Pan American Energy Group (PAE) y la tercera persona más rica de Argentina, manifestó recientemente que Milei “está trabajando fuerte para generar las inversiones necesarias para el desarrollo de nuestros recursos energéticos, así como de las obras de infraestructura relacionadas a ello”.

En cambio, representantes de la industria manufacturera nacional advirtieron sobre el impacto negativo del RIGI. La Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina (ADIMRA) sostuvo en un comunicado que la política “atenta directamente contra la producción nacional de los bienes destinados a estos proyectos, al otorgar un trato preferencial a los bienes importados que compiten con los productos nacionales”. Esto se debe a que las empresas pueden importar bienes de capital e insumos sin aranceles en el marco del RIGI.

Infraestructura energética

Hasta ahora, hay solo cuatro proyectos aprobados de los 11 presentados en el marco del RIGI.

El primero es el liderado por la empresa petrolera estatal argentina YPF junto a Empresa Mendocina de Energía (EMESA) para desarrollar el parque solar El Quemado, en Mendoza, de 305 MW de potencia, con una inversión de US$211 millones según fuentes gubernamentales.

El segundo es la construcción del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur por un total de US$2.486 millones para el transporte de petróleo extraído del yacimiento no convencional de Vaca Muerta, en la provincia patagónica de Neuquén, y la exportación en una futura terminal marítima en la zona de Punta Colorada en Río Negro. El proyecto, que podría estar operativo en el cuarto trimestre de 2026, es llevado adelante por YPF en alianza con las petroleras Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol y Shell Argentina. Horacio Marín, CEO de YPF, calificó a Vaca Muerta Oil Sur como “un antes y un después para la industria”.

“El sector hidrocarburífero experimenta una pujanza que se diferencia del resto de la economía, basada en el fomento a la exportación por parte del tanto del gobierno como de YPF”, explica Juan José Carbajales, experto del sector de petróleo y gas y director de la consultora Paspartú.

Otro proyecto que permitiría expandir a la industria de los combustibles fósiles, también aprobado, es la construcción de la infraestructura necesaria para amarrar en la costa de la provincia de Río Negro dos buques de licuefacción de gas. Ello permitiría exportar Gas Natural Licuado (GNL) a partir del recurso extraído de Vaca Muerta.

Inversiones mineras

Otro foco de inversiones del RIGI es en el sector minero. De los 11 presentados, seis pertenecen a este rubro y solo uno fue aprobado: la inversión de Río Tinto, por US$2.724 millones, para ampliar su proyecto Rincón de Litio en Salta, provincia del norte argentino.

También en Salta, la empresa minera surcoreana Posco ha propuesto una inversión de US$633 millones para ampliar su proyecto de litio Sal de Oro. El tercero en esta provincia es una propuesta de US$273 millones de la china Ganfeng Lithium para construir la planta de litio Pozuelos-Pastos Grandes, que actualmente se encuentra en fase de ingeniería.

Otro proyecto presentado en el sector del litio es el de la empresa australiana Galán Lithium, que implicaría una ampliación de la explotación de Hombre Muerto Oeste en la provincia de Catamarca, por US$217 millones.

En tanto, en minería de oro aparece el proyecto de la empresa Minas Argentinas en San Juan, en el centro-oeste del país, que implicaría una inversión de US$1.000 millones, Incluiría, además de la mina de oro, producción industrial de cal y un parque solar. También en San Juan, está la propuesta de la mina de cobre Los Azules, una colaboración de las empresas McEwen Cooper, la automotriz Stellantis y Rio Tinto, a partir de una inversión de US$227 millones.

En el caso de la minería, los beneficios del RIGI se complementan con un régimen promocional específico que fue aprobado por ley en la década de 1990 y que contempla facilidades similares a las ahora extendidas hacia otros sectores de la economía.

Consultado sobre la necesidad de esta doble promoción minera, Martín de los Ríos, ministro de Producción y Desarrollo Sustentable de Salta, consideró que el RIGI representa un “sobreseguro” para las empresas: cuanto más haga el gobierno para persuadir a los inversores internacionales de que elijan Argentina para sus proyectos, mejor. “Algunos dicen que el RIGI es incluso más de lo que las empresas piden, pero lo cierto es que este tipo de grandes inversiones están debatiendo destinos y entonces así aumenta el atractivo nacional”, agrega de los Ríos.

Guido Bambini, investigador del Centro de Economía Política Argentina (CEPA), sostiene que muchos de los proyectos presentados ya estaban en carpeta y, lógicamente, cuando apareció la posibilidad de RIGI, se frenaron y se inscribieron una vez que entraron en vigencia los beneficios. “Es decir, no ha traccionado proyectos nuevos”, agrega.

Desprotección del ambiente

En el texto de la ley de aprobación del RIGI, no hay ninguna mención respecto de la protección del ambiente. Tampoco en la reglamentación del régimen. Es decir, no se contempla la variable ambiental a la hora de ponderar los beneficios de un proyecto para el otorgamiento de los beneficios, así como tampoco se tiene en cuenta situaciones de vulneración del ambiente para definir el cese de los privilegios.

Los pasivos ambientales, que son un riesgo de los grandes proyectos extractivos, como la minería, no son mencionados. “El propio Código de Minería de los ’90 estableció un capítulo ambiental. En el RIGI no hay alusión al tema”, indica Andrés Nápoli, director ejecutivo de FARN.

Entre las críticas que realiza FARN está el artículo 193 del RIGI, que indica que los proyectos adheridos al régimen “no podrán ser afectados por restricciones regulatorias sobre el suministro, transporte y procesamiento de los insumos destinados a tales exportaciones […] en base a prioridades de abastecimiento interno u otras prioridades o derechos regulatorios en favor de otros sectores de la demanda”.

“En los proyectos de megaminería, el agua podría ser considerada un insumo por los inversores. Si el agua escasea en ese territorio, como muchas veces sucede, el abastecimiento de la población local se vería relegado”, explica Nápoli.

El interés de China

El gobierno se mostró especialmente interesado en promocionar el RIGI entre empresas chinas, considerando que China es el segundo socio comercial de Argentina. Por ello, el Secretario de Coordinación de Producción del Ministerio de Economía, Juan Pazo, lideró una visita al país asiático para mantener tratar de avanzar en acuerdos de inversión de parte de empresas chinas.

Sin embargo, de acuerdo al director del Consejo Argentino-Chino (CAC), Ernesto Fernández Taboada, “no se ha notado hasta el momento gran movimiento de parte de las empresas chinas respecto del RIGI”. Esto se encuadra en un contexto global que si bien registra un incremento de las inversiones chinas dentro de su estrategia global de la Iniciativa de la Franja y la Ruta, de la cual Argentina forma parte, la porción recibida por América Latina está en caída.

Para Norma Ramiro, directora de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Asia, el RIGI despierta mucha atención en inversores extranjeros por la seguridad jurídica que provee. “Empresas de China, pero también de Corea, Japón, India y Canadá son favorables a presentar proyectos. Sin embargo, hay aspectos que hacen que el proceso sea lento, como por ejemplo el hecho de que este año es electoral y también la presencia de las restricciones cambiarias”, agrega.

El régimen estará abierto para nuevas propuestas de inversión hasta agosto de 2026. Mientras tanto, se espera que el gobierno avance en los próximos meses en la aprobación de algunos de los proyectos ya presentados.

Este artículo fue originalmente publicado en Dialogue Earth.

En toda América Latina, el litio, el cobre y otros recursos fundamentales para las tecnologías de energías renovables despiertan el interés de gobiernos y empresas por igual. Pero detrás de los titulares sobre el progreso ecológico se esconde una historia más compleja, marcada por antiguas tensiones sobre la gobernanza de los recursos, los derechos territoriales y la soberanía económica.

Thea Riofrancos, politóloga del Providence College de Rhode Island y miembro del grupo de reflexión Climate + Community Institute, lleva más de una década investigando estas dinámicas en América y Europa. Su investigación se centra en la intersección de la extracción, la política climática y los movimientos sociales, con especial interés en cómo la transición energética está reconfigurando las relaciones de poder globales. En su próximo libro, Extraction: The Frontiers of Green Capitalism, explora los conflictos y contradicciones de la economía verde.

En una entrevista concedida a Dialogue Earth, Riofrancos habló de los dilemas a los que se enfrentan muchos gobiernos latinoamericanos a la hora de hacer frente a presiones contrapuestas: generar ingresos a partir de su riqueza mineral y responder al mismo tiempo a las demandas de la sociedad civil de protección medioambiental y social. Reflexionó sobre el resurgimiento del nacionalismo de los recursos en la región, la competencia mundial por el control de la cadena de suministro y la creciente influencia de los movimientos indígenas y de base que resisten a la expansión de las industrias extractivas.

Dialogue Earth: ¿Cómo empezó a interesarse por la investigación de la economía política y los conflictos sociales en torno a la extracción en América Latina?

Thea Riofrancos: En la universidad me interesé durante mucho tiempo por la política y los movimientos sociales latinoamericanos. Eran los primeros años de la “marea rosa” [el giro generalizado de la región hacia gobiernos de izquierda a principios de la década del 2000]. Seguía con gran interés lo que ocurría con los presidentes Morales en Bolivia, los Kirchner en Argentina y Chávez en Venezuela. Como progresista en Estados Unidos, era inspirador ver tantos gobiernos progresistas en el poder. Después de graduarme me mudé a Ecuador, y ya había estado en Argentina y Bolivia. Empecé a ver parte de la complejidad de estos recursos y lo importantes que eran para los programas de esos gobiernos: intentaban hacer algo diferente al neoliberalismo, pero también intentaban ampliar la inversión en esos sectores para luego financiar programas sociales e infraestructuras públicas. Esto dio lugar a un conflicto en el que, por un lado, había un amplio apoyo social a la utilización de los ingresos de la extracción para hacer frente a la deuda social y, por otro, existían movimientos territoriales de larga data que defendían sus territorios y sus medios de vida.

La pregunta que me animaba entonces era qué dilemas plantean los sectores extractivos a los gobiernos y sociedades del Sur Global. Más tarde, me interesé por cómo resurge esta cuestión en el contexto de las cadenas de suministro de tecnologías verdes. Por un lado, tenemos a la crisis climática y, por otro, a las tecnologías diseñadas para descarbonizar sectores de la economía y resulta que éstas requieren de minería. La situación puede parecer un conflicto entre abordar el cambio climático y agravar una crisis ecológica e hídrica a escala mundial. Por eso acabé considerando el litio como uno de los muchos minerales críticos.

¿Cuáles son algunos de los denominadores comunes que ha encontrado en sus investigaciones en la región, que entra ahora en una nueva fase extractiva de minerales críticos para la transición energética?

América Latina está desempeñando, y va a desempeñar aún más, un papel importante en el suministro a la economía mundial de minerales relevantes para la transición energética. También hay una renovación del nacionalismo de los recursos en la región, que es un concepto político cíclico en América Latina. Ahora, hay un interés en que el Estado participe más, ya sea a través de la negociación de contratos o de empresas estatales. La centralidad de la región en estos mercados le da influencia, e implicarse puede ser atractivo para el Estado. También vemos ambición por ascender en la cadena de suministro, ya sea a través de iniciativas estatales o del sector privado.

Los altos precios de estos minerales pueden incentivar a los gobiernos a buscar ingresos en beneficio de las sociedades. Pero hay otra cara de la moneda: ¿serán estos sectores volátiles de auge y caída los que lleven a la región a un patrón similar de inseguridad económica? Los países tienen poco poder sobre los precios. Se está promoviendo el sector, implicando al Estado, intentando convencer a la sociedad civil de que es una buena idea, pero hay incertidumbres. ¿Se beneficiarán las sociedades latinoamericanas? Esto entra en el juego de una larga historia de protestas en la región, ahora con una removilización de los movimientos dirigidos contra estos minerales.

Para su próximo libro, realizó trabajo de campo en Chile, Estados Unidos y Portugal sobre la extracción de litio. ¿Qué descubrió que comparten esos países?

Las cadenas de suministro han adquirido tal relevancia geopolítica que forman parte de esta nueva dinámica de guerra fría entre Estados Unidos, China y Europa. Todo el mundo quiere desarrollar cadenas de suministro, pero la pregunta es: ¿qué pasa con el Sur Global? Los países están atrapados en una competencia entre múltiples potencias que intentan quedarse con sus recursos, y podrían beneficiarse de esta competencia o acabar teniendo poca influencia o poder. Si eres un gobierno latinoamericano y una empresa china se te acerca con un acuerdo y Estados Unidos con otro, puede que sea mejor tener opciones e influencia. Vemos algunas pruebas de ello en Indonesia. Se está posicionando de una manera interesante en la cadena de suministro con la inversión china, pero también protegiendo la inversión occidental y mejorando su posición en la cadena de suministro.

Chile es donde empezó este libro y donde se inspiró. Pero luego visité otros lugares del mundo. Encontré muchos puntos en común, en formas que me sorprendieron, en las protestas y en la sociedad civil. Los pueblos indígenas de Estados Unidos y Canadá tienen demandas, quejas y tácticas de protesta similares a las de los pueblos indígenas de América Latina. Se sienten excluidos, protestan, a veces son reprimidos, piden agua limpia y quieren tener voz en el proceso de toma de decisiones. Es un movimiento global, transnacional, con coordinación directa o indirecta, que presenta argumentos similares y con una visión parecida sobre cómo sería una transición energética ecológicamente racional.

En un reciente artículo de opinión, destacó la importancia de contar con acuerdos internacionales sobre normas medioambientales y sociales para reducir la demanda de minerales. Colombia ha liderado las peticiones de un acuerdo sobre la trazabilidad de los minerales críticos, y la ONU creó un grupo de expertos para estudiar el tema. ¿Están cambiando las cosas?

No son suficientes, pero podrían ser un primer paso si se consolidan un poco más. La cooperación a escala internacional y regional es muy importante. Los países del Sur Global por sí solos no son muy poderosos en el sistema mundial, pero cuando pueden aliarse entre sí, tienen mucho más poder para evitar esa “carrera a la baja” en la regulación [para atraer inversiones]. Incluso más allá de la influencia económica, existe la necesidad de una cierta calibración de la gobernanza social y medioambiental. Ahora, la gobernanza en lugares como Argentina es extremadamente débil, y eso hace que el país y su población sean vulnerables a la conducta depredadora de las empresas.

En su libro de 2019 A Planet to Win, sostenía que todas las políticas son políticas climáticas y destacaba la necesidad de acciones climáticas urgentes, como el desmantelamiento de la industria de los combustibles fósiles. ¿Qué tan lejos estamos de que eso ocurra?

Podríamos argumentar que hubo avances. Hubo un momento entre 2019 y 2022 en el que la movilización de la sociedad civil llevó a los gobiernos a adoptar nuevas políticas climáticas. Incluso parecía que las petroleras empezaban a preocuparse. Ahora ese impulso se ha estancado y la geopolítica en torno a la energía ha reforzado el poder de la industria de los combustibles fósiles, con el consiguiente récord de beneficios.

Sin embargo, si nos fijamos en los indicadores puramente tecnológicos y económicos, hay avances. Hay un mayor despliegue de paneles solares y turbinas eólicas en el Sur Global. Por eso los académicos utilizan el término “adición de energía” en lugar de “transición energética”: es más de todo, que no es lo que la ciencia climática nos dice que debemos hacer. Está bien que los paneles solares sean baratos y que mucha gente pueda comprarlos, pero lo que no estamos viendo es una transición a gran escala para abandonar los combustibles fósiles.

Extraction: The Frontiers of Green Capitalism será publicado en septiembre de 2025 por la editorial W.W. Norton.

Fermín Koop /Dialogue Earth

El Gobierno eliminará los subsidios a las tarifas de energía a más de 15.500 usuarios de Puerto Madero y de barrios cerrados del AMBA. Así lo anunció el vocero presidencial, Manuel Adorni, y añadió que esto le permitirá al Estado ahorrar unos 3.000 millones de pesos al año.

“No más subsidios a quienes no los necesitan. Más de 15.500 usuarios que viven en Puerto Madero y en barrios cerrados del AMBA serán excluidos del régimen de subsidios energéticos”, dijo. Explicó que esta medida “implicará un ahorro de más de 3.000 millones de pesos al año, hecho que contribuye a consolidar aún más el orden fiscal del país”.

Los recortes alcanzarán a las tarifas de Edenor, Edesur, Metrogas y Gas Natural.

El vocero anunció que más de 15.500 usuarios de electricidad que viven en Puerto Madero y en barrios privados del AMBA van a ser excluidos del Régimen de Subsidios Energéticos mediante una recategorización automática.

Explicó que el 44% se había categorizado como de ingresos bajos y el 56% se consideraba de ingresos medios, pero a pesar de ese registro “gozaban de privilegios como piletas climatizadas”, mientras que “sus consumos mensuales se equiparaban con los de una pyme promedio”.

Esta iniciativa tiene como objetivo garantizar una distribución eficiente, justa y transparente de los recursos públicos, dijo Adorni. Sostruvo que “contribuye a consolidar aún más el orden fiscal y es un paso importante para sanear un esquema tarifario devastado por el despilfarro de 150 mil millones de dólares durante subsidios en los últimos 20 años. La energía cuesta, y quien puede pagarla, debe hacerlo”. 

Con información de la agencia NA

Los Gobiernos de Argentina y Paraguay firmaron este lunes en Buenos Aires un acuerdo que establece nuevas condiciones para el uso y los precios de la energía generada por la central hidroeléctrica Yacyretá, que comparten ambos países.

Según informó en un comunicado el Ministerio de Economía del Gobierno de Javier Milei, este acuerdo “permite dar previsibilidad en el uso de la energía generada por Yacyretá, fijar el mismo precio para ambos países, bajando el costo que venía pagando Argentina”.

Yacyretá, emplazada sobre el río Paraná y una de las mayores represas hidroeléctricas de Latinoamérica, genera energía para Argentina y Paraguay desde 1994.

A partir de este nuevo convenio, Paraguay se compromete a tomar una media de 425 megavatios por hora, sobre el total de 3.100 megavatios de capacidad instalada de generación de la central.

Esto le permitirá a Argentina acceder hasta un 85 % de la energía disponible, siempre que Paraguay no la necesite.

Según destacó el Ejecutivo de Milei, esta disponibilidad adicional de electricidad será clave para que Argentina reduzca sus costos por importación de energía durante el invierno.

Ambos países acordaron además pagar el mismo precio por la energía, fijado en 28 dólares por megavatios por hora.

Hasta ahora, Paraguay abonaba 22 dólares y Argentina, cerca de 50 dólares.

“Con este nuevo esquema se eliminaron las compensaciones cruzadas entre partes, lo que generará un ahorro concreto para el Tesoro argentino”, resaltó el Gobierno de Milei.

De acuerdo al comunicado, el convenio firmado este lunes también garantiza el flujo de fondos para que la Entidad Binacional Yacyretá (EBY, administradora de la central) pueda sostener sus gastos operativos y retomar inversiones con recursos propios, sin depender del Estado argentino.

Entre esas inversiones está la obra en el brazo Aña Cuá, que permitirá aumentar un 10 % la capacidad instalada de la central Yacyretá.

EFE

Se la veían venir. Javier Milei siempre fue un crítico del régimen promocional de la electrónica de Tierra del Fuego y su ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger, quiso darle muerte apenas empezó el Gobierno entre el mega DNU 70/23 y la ley Bases inicial, pero su par de Economía, Luis Caputo, por presión de su primo Nicolás Caputo, dueño de la fabricante Mirgor, retrasó cualquier reforma. Hasta ahora.

Esta semana en plena campaña electoral se anunció la inmediata liberación de importación de celulares y la futura de televisores y aires acondicionados para bajar los precios a los consumidores, a costa de poner en riesgo los empleos en la isla. Pero los dueños de las empresas fabricantes ya empezaron a diversificar sus negocios antes de la apertura.

Mirgor, que fabrica los celulares Samsung, había anunciado en diciembre pasado que construiría un hotel cinco estrellas en Ushuaia con la cadena española Meliá en una inversión de US$50 millones. Además, presentó en marzo un proyecto de terminal de cruceros en la capital fueguina. Antes tenía una idea de instalar un puerto en Río Grande, donde ensambla autopartes y electrónica, de modo tal de que allí lleguen los insumos y salgan los productos terminados, en lugar de que las piezas arriben a Buenos Aires, recorran en camión más de 3.000 kilómetros y después vuelvan por la misma vía hasta el punto donde hay más consumo.

La empresa de Nicky Caputo tiene además otras unidades de negocio, como agro, retail (comercio minorista), la gestión de las tiendas Samsung y las propias Diggit -con JBL como socio estratégico-. También cuenta con otra compañía de distribución y área de servicios y una llamada Global para el desarrollo de negocios en América latina, que ya le reporta uno de cada cuatro dólares de su facturación. Comercializa en Uruguay, Paraguay, República Dominicana, Panamá y Ecuador, entre otros países. Pero no lo que fabrica en Tierra del Fuego: ese es uno de los problemas de la isla, sus elevados costos le impiden exportar.

¿Mirgor pasará a importar en la Argentina lo que deje de producir en el Sur? “Todavía estamos esperando mayores definiciones”, responden en la compañía, pues aún el Gobierno no publicó la medida que anunció el vocero candidato, Manuel Adorni.

El otro gigante

El otro gigante fueguino, Newsan, de Rubén Cherñajovsky, compró en julio pasado la filial argentina de la firma de productos de higiene y cuidado Procter & Gamble. La fabricante local de Motorola comenzó a producir y/o comercializar toallitas Always, pañales Pampers, afeitadoras Gillette, shampoos Pantene y Head & Shoulders, y ahora lanzarás productos como perfumes Old Spice, cepillos Oral-B o depiladoras Braun. Bajaron precios y mejoraron 60% el volumen de ventas pese a la caída del consumo.

La unidad de consumo de Newsan aún representa el 4,5% del negocio total, pero anhelan facturar con ella US$1.000 millones. Por ahora, el 55% de sus ventas son la electrónica; el 27%, bicicletas, motos y componentes, y 13,5%, pesca, maní y miel. Tampoco responden si importarán o no celulares y demás bienes que arman en Ushuaia, pero admiten que se afectará el empleo.

Cherñajovsyky y el CEO de Newsan, Luis Galli, también compraron a título personal en marzo pasado un tercio del nuevo grupo Edison Energía, que controlan la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET), la Empresa Jujeña de Energía (EJESA), Líneas de Transmisión del Litoral (LITSA) y la generadora hidroeléctrica CEMPSA en Mendoza. Para ello se asociaron con la familia Neuss -amiga del asesor presidencial Santiago Caputo, sobrino de Luis y Nicolás, y dueña de la distribuidora rionegrina de luz Edersa, además de negocios inmobiliarios y agrícolas- e Inverlat Investments -la dueña de Havanna, integrada por Carlos Giovanelli, Damián Pozzoli, Guillermo Stanley y Federico Salvai-.

Tercer jugador

BGH, de las familias Teubal y Hojman, fabrica celulares Tecno Mobile en Río Grande, ciudad que no es turística como Ushuaia y que concentra a la mayoría de las plantas de electrónica. El grupo se diversificó hace mucho tiempo dentro del sector tecnológico, pero concentra el 80% de su facturación en el negocio original: en 2003 creó BGH Tech Partner, de transformación digital, y en 2018, en plena apertura del gobierno de Mauricio Macri, BGH Eco Smart, de eficiencia energética. El único negocio fuera de la tecnología es el proyecto de desarrollo de un hotel turistico en Ushuaia, pero que se realiza en el marco del Fondo para la Ampliación de la Matriz Productiva de Tierra del Fuego (FAMP), que se creó en el gobierno anterior con fondos de la electrónica. Con este fondo también se financiará el hotel de Mirgor.

Antes de la apertura anunciada esta semana, BGH ya importaba su gama alta de celulares Tecno, televisores de 65 pulgadas y aires para climatización profesional. Por ahora, para el resto de los productos, seguirá la producción nacional. Pero es un “por ahora”. Ya este gobierno liberó antes la importación de microondas y BGH pasó de fabricante local a importador. Es lo que sucede en general en esta y otras industrias, como la textil: los empresarios industriales, ante la perspectiva liberalizadora de Milei, se preparan para devenir importadores. Mientras, los que serán despedidos y deberán buscar otro trabajo -y quizás mudarse- serán los trabajadores.

AR/Mc

El gobierno de Javier Milei definirá un nuevo esquema de subsidios para las tarifas de electricidad y gas natural para antes de fin de año, luego de haber cerrado el nuevo acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI).

La idea de reducir los subsidios, principalmente para la clase media, es acelerar el recorte del gasto público y avanzar en la desregulación del sistema energético. La intención es reemplazar la actual segmentación por ingresos en tres niveles por una única asistencia, que sea destinada exclusivamente a hogares vulnerables.

El nuevo sistema excluirá alrededor de 3 millones de usuarios de clase media en la tarifa de luz. Estos mismos son los que empezarán a pagar más cara el precio de la luz.

El proceso de modificación del régimen será gradual. La Secretaría de Energía, a cargo de María Carmen Tettamanti, aplicó una reducción progresiva en los descuentos que reciben los usuarios residenciales sobre el precio de la energía en sus facturas.

Según el esquema vigente, los usuarios están agrupados en tres niveles: Nivel (ingresos altos), Nivel 2 (ingresos bajos) y Nivel 3 (ingresos medios).

Hasta diciembre había 9,5 millones de usuarios de electricidad con tarifa subsidiada (6,3 millones en el Nivel 2 y 3,2 millones en el Nivel 3), sobre un total de 16,2 millones. En el caso del gas, 5,3 millones de los 9,5 millones de usuarios residenciales recibían subvenciones (3,1 millones en el Nivel 2 y 2,2 millones en el Nivel 3), según datos del Registro de Acceso a los Subsisidios a la Energía (RASE).

Tettamanti estará a cargo del nuevo esquema. Según proyecciones del FMI, el gasto en subsidios energéticos pasará del 1,1% del PBI (en 2024) al 0,5% (en el 2025).

Desde la asunción de la administración libertaria, en diciembre del 2023, las tarifas de electricidad aumentaron un 264% y un 622% las de gas, según datos del Observatorio de Tarifas y Subsidios de la UBA-Conicet.

Otra de las metas impuestas en el acuerdo con el FMI es avanzar en la reforma del mercado mayorista de electricidad para noviembre de este año, con el objetivo de mejorar la competencia y aliviar la presión sobre la cadena de pagos del sector energético.

En ese sentido, La Secretaría de Energía dictó la Resolución 21/2025, que habilita a las empresas energéticas a celebrar contratos sin la intermediación de la compañía CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico), con la intención de recuperar un esquema de libre contratación.

MP con información de NA