El pliego licitatorio para reprivatizar las cinco centrales contempla que durante los primeros dos años, un 95% de la energía generada se utilizará para cubrir la demanda prioritaria residencial. Los nuevos concesionarios recibirán por esa energía un precio diferencial cercano a los 15/20 dólares por MWh. El porcentaje restante, se podrá vender a precio libre.
Energía16 de abril de 2025
Según un análisis del medio especializado Econojournal, el gobierno nacional licitará el 100% del paquete accionario, con un ticket de entrada a los activos que no será alto y según se conoció, el pliego va a permitir que cada empresa se adjudique dos centrales. Con una inversión relativamente baja una empresa podría quedarse con más de 2.000 MW de potencia.
Se va a reprivatizar el complejo hidroeléctrico del Comahue, que está integrado por cinco represas ubicadas en la cuenca de los ríos Limay y Neuquén. Se trata de Piedra del Águila, El Chocón y Arroyito (que conforman un tándem), Alicurá, y Planicie Banderitas. En conjunto, las centrales aportan 4.107 megawatt (MW) de potencia, un 13% del parque de generación total de la Argentina.
El lanzamiento oficial del proceso licitatorio —que iba a presentarse la semana pasada— se dilató hasta fines de abril en parte porque las gobernaciones de las dos provincias patagónicas solicitaron un poco más de tiempo para interiorizarse de los pormenores del concurso, según indicaron a EconoJournal fuentes al tanto de la iniciativa. Si bien las provincias reclamaban desde hace al menos dos años su derecho histórico para conservar parte del negocio hidroeléctrico del Comahue, el Estado nacional licitará el 100% del paquete accionario de las centrales.
El trazo grueso de la compulsa ya está definido. Se avanzará con un esquema de re-concesión en manos privadas por un plazo de 30 años, aunque el modelo de negocios que se diseñó posee rasgos particulares que obedecen a las necesidades contextuales del gobierno y también se explican por las condiciones de posibilidad que ofrece el funcionamiento actual del mercado eléctrico argentino.
¿Cuáles son los aspectos más salientes del esquema de negocios elegido? En primer lugar, el pliego establecerá que las empresas que se adjudiquen la titularidad de las centrales hidroeléctricas estarán obligadas a vender, durante los primeros dos años, la gran mayoría de la energía generada a distribuidoras que se encarguen de cubrir la demanda prioritaria (residencial) de electricidad.
Según las fuentes consultadas por Econojournal, se estipulará que, durante los primeros dos años de la nueva concesión, que se extenderá hasta 2055, los privados tendrán que comercializar cerca de un 95% de la energía producida en las represas con el mercado regulado domiciliario. La licitación contempla, a su vez, que esa energía tendrá un precio diferencial que estará fijado por la Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti. Oscilaría entre los 15 y 20 dólares por MW por hora (MWh), es decir, por debajo de la mitad del costo real —monómico, en la jerga eléctrica— del sistema de generación, que en el primer trimestre de 2025 se ubicó en los 68 dólares.
El 5% restante que no esté obligatoriamente direccionado hacia las distribuidoras podrá comercializarse a precio libre en el Mercado a Término (MAT), aunque la creación y puesta en marcha de ese mercado recién está prevista para el último cuatrimestre del año. El pliego prevé que el porcentaje que los nuevos concesionarios puedan contractualizar libremente en el MAT aumentará en el tiempo: la cuota de ‘libre comercialización’ podría ampliarse un 10% adicional cada 12 o 24 meses.
Cuál es el precio establecido
La elección de un valor de 15/20 US$/MWh no es antojadiza: es la remuneración que en promedio recibieron las generadoras que despachan esas centrales a lo largo de 2024. El dinero que reciben está calculado bajo el paraguas de un esquema de costo-plus desde 2013: el Estado monitorea los costos de operación y mantenimiento (O&M) de las compañías y les autorizada una rentabilidad moderada.
La pregunta que se desprende, en función de eso, es: ¿por qué el gobierno eligió reprivatizar las represas del Comahue fijando un precio de la energía muy inferior que el del mercado, atentando, de ese modo, contra el nivel de las propuestas económicas de los privados para quedarse con los activos? La respuesta tiene una naturaleza pragmática: estableciendo un precio bajo para la energía producido en las represas, el gobierno busca evitar un encarecimiento del costo medio de la electricidad que lo pondría frente a la disyuntiva de a) aumentar las tarifas residenciales de energía para cubrir esos costos crecientes o, en caso de no querer hacerlo, b) solventar una masa más alta de subsidios al sector eléctrico.
“Permitir que los nuevos concesionarios puedan vender la energía a un precio de mercado (por caso, a 68 US$/MWh y no a 15 dólares) hubiese implicado que el costo monómico del sistema se encarezca cerca de un 30/35%, obligando al gobierno a aumentar más las tarifas o a ceder en las metas fiscales”, aceptó un alto directivo del sector.
Licitación competitiva
¿Qué consecuencia directa tiene haber optado por reprivatizar con un modelo de negocios que evita una escalada del costo de la energía en la Argentina? En primer lugar, que el Estado recaudará menos fondos de lo que podría haber recibido por parte de los privados si permitía una libre comercialización de la energía.
Múltiples fuentes privadas consultadas por EconoJournal indicaron que por la privatización de las cinco represas del Comahue que el Tesoro podría recibir ofertas que en total sumen entre 400 y 700 millones de dólares. La Agencia de Transformación de Empresas Públicas, que dirige Diego Chaher, que reporta políticamente al asesor presidencial Santiago Caputo, contrató a una consultora que para valuar económicamente el negocio que se licitará en las próximas semanas. Los resultados —que fijarán el precio de referencia de los activos que se incluirá en el pliego— se conocerán en los próximos días.
“Por la incertidumbre que existe a cómo funcionará la reforma del mercado eléctrico, es muy complejo estimar los ingresos futuros que podrá tener cada central. Es clave saber a qué precio se va a poder comercializar el porcentaje de la energía que no vaya para la demanda prioritaria de electricidad. Pero aún no sabemos cómo se va a determinar ese número. Sabemos que los primeros años, el negocio será de precios bajos, pero a medida que pase el tiempo puede convertirse en en un negocio interesante», indicó el gerente general de una empresa generadora que se apresta a participar de la iniciativa.
Se espera una licitación competitiva porque, como resultado del modelo de negocios que diseñó el gobierno, el ticket de entrada a los activos no será alto. Se descuenta que los actuales concesionarios —Central Puerto (Piedra del Águila), Alicurá (AES), Chocón-Arroyito (Enel) y Planicia Banderitas (Aconcagua Energía Generación)— participarán del proceso. A esa lista podrían sumársele otros jugadores del mercado eléctrico como Pampa, Genneia, MSU Energy e YPF Luz, entre otros, y no habría que descartar que alguna compañía petrolera que apuntale su estrategia de negocios en la transición energética —como por ejemplo la francesa TotalEnergies— evalúe participar de la compulsa.
«El pliego va a permitir que cada empresa se adjudique dos centrales. Con una inversión relativamente baja una empresa podría quedarse con más de 2000 MW de potencia», concluyó otro alto directivo que ambiciona con quedarse con uno de los activos hidroeléctricos.
Senadores piden que el 50% sea de las provincias
Mientras las provincias se encuentran estudiando el pliego de licitación de las hidroeléctricas que envió Nación, los senadores Oscar Parrilli, Silvia Sapag, Silvia García Larraburu y Martín Doñate promueven una modificación al decreto nacional -que aún es un borrador- para que solo se ponga a la venta el 50% del paquete accionario de las represas, y que el otro 50% quede reservado para Neuquén y Río Negro.
Los senadores neuquinos y rionegrinos de Unión por la Patria, también pidieron que las concesiones tengan un plazo máximo de 10 años, que los activos vuelvan al Estado tras su vencimiento y que las empresas adjudicatarias reinviertan al menos el 50% de sus utilidades en mantenimiento y mejoras.
Fuente: ECONOJOURNAL
La iniciativa busca cubrir la demanda de técnicos especializados que requerirá el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar la competitividad global del shale. El IVM va a ofrecer formación técnica especializada en Upstream y contará con un pozo escuela, que estará ubicado en Río Neuquén. La creación del proyecto fue impulsada por Fundación YPF.
Con más de 250 empresas durante el 2025, se incremento 43% la nómina de Proveedores Neuquinos Certificados (PNC), respecto de 2024. La validación la alcanzaron a través del Centro PyME-ADENEU, autoridad de aplicación de la Ley de Fortalecimiento y Desarrollo de la Cadena de Valor Neuquina (N°3338).
La segunda petrolera privada de Argentina se asoció con el mayor productor no convencional de EE.UU para la transferencia del 20% de participación en cuatro bloques: Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa, en Neuquén, junto con el bloque Loma Guadalosa, en Río Negro. PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques.
Tras la reciente actualización impositiva, que comenzó a regir desde el 1 de enero, los valores en los surtidores de Neuquén capital quedaron como los más altos de la región: la nafta Súper se vende a $1.509 por litro, mientras que la INFINIA alcanza los $1.754. En el caso del gasoil, el INFINIA Diesel se ubica en $1.968.
Las compañías realizaron 23.784 etapas en la roca madre, lo que significa casi 6 mil punciones más que en 2024, un incremento del 34%. El mes de diciembre cerró el registro con 1.791 fracturas. YPF fue la principal operadora en el shale, con 778 punciones, lo que significa el 43% de las operaciones en Vaca Muerta.
Los datos de noviembre del 2025 contra igual periodo del año pasado indican una caída del 5,35 por ciento. En Rio Negro, la baja fue un poco menor, 2,96 por ciento. A nivel país, los despachos se desplomaron un 6,51 por ciento. Los combustibles Premium se mantuvieron estables pero el diesel Grado 2 tuvo una caída del 18,63 por ciento.
