Daniel González anunció que en los próximos días estarán los pliegos para la concesión de las centrales El Chocón, Alicurá, Cerros Colorados y Piedra del Águila, que vencieron en 2023. “Aún resta que nos sentemos con Neuquén y Río Negro para explicarles el modelo de negocios”, dijo el funcionario.
Energía26 de marzo de 2025
Luego de varias postergaciones, el Gobierno Nacional confirmó que avanzará con la privatización de las primeras cuatro centrales del Comahue, El Chocón, Alicurá, Cerros Colorados y Piedra del Águila, que tienen contratos vencidos desde agosto de 2023.
El secretario coordinar de Energía y Minería, Daniel González, adelantó que los nuevos pliegos están “prácticamente listos” pero aún resta que “nos sentemos con las provincias de Neuquén y Río Negro para explicarles el modelo de negocios”.
El consenso con ambas provincias no es menor. Desde que vencieron las concesiones, tanto Neuquén como Río Negro vienen reclamando tener participación en el nuevo esquema, algo que en un momento se había acordado cuando Sergio Massa era ministro de Economía.
González, que participó en Neuquén del evento Vaca Muerta Insights, descartó que solo se entregue a privados la operación y mantenimiento y confirmó que se va a un esquema de concesión, que sería similar al de los últimos 30 años.
“Vamos a hacer con una lógica alineada con los lineamientos de la normalización del mercado eléctrico mayorista, que es que se empiece a contratar libremente en forma gradual”, explicó el funcionario pero remarcó que ese proceso será cauteloso porque “no queremos hacer un lío grande, ya que no nos sobra potencia”.
El gran problema es que la remuneración de las centrales del Comahue es de unos 15 dólares, unas de las más bajas del sistema por lo que para que sean rentables para un operador privado ese valor debería incrementarse lo que tendría consecuencias para el costo global del sistema, conocido como precio monómico.
Es por ello que González relativizó la posibilidad de que se los nuevos dueños de las centrales puedan vender la energía en el mercado, es decir “contractualizarla” y lo planteó como algo más gestual: “Queremos que el mercado lo sienta como un paso consistente con todas las cosas que vamos a hacer”.
En enero se registró una de las mejores marcas de la historia del fracking de Vaca Muerta. El 2025 cerró con SLB arrebatándole el primer lugar a Halliburton, pero la empresa de mamelucos rojos volvió al primer puesto en el primer mes del 2026 y se acerca a las mil etapas de fractura mensuales en la formación sale.
Diputados pedirán invalidar la Audiencia Pública convocada para analizar el estudio de Impacto Ambiental del proyecto La Angostura Norte II tras ser impedidos de participar. Manifestaron preocupación porque el proyecto demandará aproximadamente 6.500 millones de litros de agua del lago Mari Menuco, en un contexto de emergencia hídrica.
La petrolera impulsa un nuevo desarrollo shale en el bloque La Angostura Norte II, con la perforación de 56 pozos horizontales, casi 4.000 etapas de fractura y una fuerte expansión de infraestructura, en un área clave por su madurez productiva y concentración de proyectos activos. Por su parte, Diputados pedirán invalidar la Audiencia Pública tras ser impedidos de participar.
La compañía le confirmó al Gobernador Figueroa que no evalúa desprenderse de sus activos no convencionales en la cuenca neuquina. El presidente de Shell Argentina, Germán Burmeister aclaró que las versiones difundidas no responden a la estrategia actual de la compañía, que continúa analizando oportunidades de desarrollo dentro de Vaca Muerta.
En enero se completaron en total 2.401 fracturas, un crecimiento interanual del 36%. Las proyecciones marcan que este año se superarán las 28 mil punciones en Vaca Muerta. Es la segunda marca más alta en la historia del fracking, después de mayo del año pasado. YPF es la compañía que lidera la actividad en el no convencional.
La petrolera que preside Miguel Galuccio adquirió las participaciones en campos de shale oil de la noruega en la cuenca Neuquina. La operación, que se cerró en una cifra de US$ 712 millones, proyecta a la empresa como una productora de alrededor de 150.000 barriles diarios de crudo. Se trata del 30% de Bandurria Sur y un 50% de Bajo del Toro.
