Los gobernadores acordaron con Nación el cobro de un canon del 1% por el uso del agua de los ríos Limay y Neuquén para generación eléctrica, según el sitio ECONOJOURNAL. Con este acuerdo, ahora la Secretaría de Energía ultima los detalles para un inminente llamado a licitación para la venta del paquete accionario de las cinco represas del Comahue.
Energía09 de junio de 2025
Los gobernadores Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck acordaron con Nación el cobro de un canon del 1% por el uso del agua de los ríos Limay y Neuquén para generación eléctrica. Con este acuerdo, ahora la Secretaría de Energía ultima los detalles para un inminente llamado a licitación para la venta del paquete accionario de las cinco represas del Comahue.
La negociación final entre Nación y las gobernaciones de Neuquén y Río Negro para allanar el proceso de reprivatización de las cinco represas del Comahue, ubicadas en los ríos Limay y Neuquén, finalmente se destrabó con un acuerdo político que, entre otros puntos, permitirá que las dos provincias cobren un canon del 1% por el uso del agua.
La información fue asegurada a EconoJournal por fuentes privadas y cercanas al sector público ligadas al proceso de venta del paquete accionario del complejo Chocón-Arroyito, Alicurá, Piedra del Águila y Planicie Banderita, centrales encargadas de producir el 25% de la energía hidroeléctrica de Argentina. Se espera que Nación publique los pliegos licitatorios en los próximos días.
El lanzamiento de la licitación estaba prevista para fines de abril, pero se dilató en la búsqueda de que los gobernadores Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck y el Ministerio de Economía pudieran encontrar una posición común que evite que las provincias impugnen políticamente el proceso de reprivatización. Lo que resta ahora es que el gobierno salve aspectos administrativos finales para hacer pública la licitación.
Antecedentes
Amparadas en el Artículo 124 de la Constitución que fue incorporado en la reforma de 1994, que transfirió a las provincias la propiedad de sus recursos naturales, Neuquén y Río Negro reclamaban una participación en el paquete accionario de las represas. La falta de un acuerdo sobre el rol que debían ocupar al vencerse los contratos de concesiones de las empresas que operan las centrales, llevó a sucesivas prórrogas durante los últimos dos años.
En el medio de esta puja, las dos provincias aprobaron leyes propias que regulan el uso del agua de los ríos para generación eléctrica y establecen el cobro de un canon hídrico. En el caso de Neuquén, se determinó un valor de US$ 0,0050 por metro cúbico utilizado. Río Negro, en cambio, dictó en su ley que los concesionarios deberán retribuirle un 5% del monto facturado en sus ventas al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Ninguna de las dos normas fue reglamentada.
Por su parte, la postura de Nación hasta entonces fue la de sostener que el monto de regalías era suficiente para considerar que las provincias recibían una retribución por el uso del agua, aunque luego les dio la posibilidad de aplicar un esquema por medio del cual podrán cobrar en ‘especie’ las regalías hidroeléctricas, fijadas en un 12% de la venta de la energía.
Nuevo modelo
En agosto del año pasado, el presidente Javier Milei le puso la firma al Decreto 718/2024 que echó por tierra cualquier participación accionaria de las provincias y ordenó a la Secretaría de Energía llamar a concurso público para la venta del paquete accionario. Además, estableció la transferencia de las acciones correspondientes a las empresas estatales Energía Argentina (ENARSA) y NUCLEOLÉCTRICA Argentina (Nasa), en consonancia con la transformación de las empresas del Estado dispuesta en la Ley Bases.
La decisión de Nación reconocía a las dos provincias a cobrar un 12% de regalías, pero las dejaba afuera de los activos de las empresas, algo que tiene correlato inmediato con el modelo de libre mercado que promulga el gobierno y con la reforma del Estado que implicó su retiro de varias empresas, entre ellas algunas energéticas como las represas.
Precio diferencial
Otro de los aspectos salientes de la nueva licitación tuvo que ver con el establecimiento de un precio diferencial para la energía, un dato que fue revelado por EconoJournal en abril pasado. La decisión de Economía finalmente fue la de establecer como condición a las empresas que se adjudiquen las represas estarán obligadas a vender durante los primeros dos años, un 95% de la energía producida para abastecer la demanda prioritaria o residencial. La licitación contempla, a su vez, que esa energía tendrá un precio diferencial que estará fijado por la Secretaría de Energía y que oscilaría entre los US$ 15 y 20 por megawatt hora (MWh), es decir, por debajo de la mitad del costo monómico que cotiza cerca de los 68 dólares.
En cambio, el 5% restante podrá comercializarse a precio libre en el Mercado a Término (MAT), recién a partir del 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.
La razón por la que la gestión de Milei decidió avanzar en este modelo tiene que ver con evitar una disparada en los precio de la energía eléctrica que se plasme luego en las facturas de luz que reciben los hogares o que el Estado nacional deba desembolsar una masa más alta de subsidios energéticos.
Fuente: ECONOJOURNAL
/el-tesoro-podria-recibir-entre-us-400-y-700-millones-por-la-privatizacion-de-las
Ernesto López Anadón, presidente del IAPG afirmó que el país “está en carrera para lograr ese objetivo”, aunque será “una tarea compleja y extremadamente demandante”. "Todo lo que hoy se está haciendo solo se justifica como un proyecto puro de exportación". Y advirtió que para sostener este crecimiento será necesario perforar al menos 1.000 pozos por año.
El secretario de Energía de Nación, Daniel González, hizo el anuncio en la apertura del almuerzo por el Día del Petróleo y el Gas que organiza el IAPG. La medida apunta a generar previsibilidad, libre acceso a divisas y beneficios fiscales para nuevas perforaciones. La medida, que hasta ahora alcanzaba solo a proyectos de gas para exportación, había sido solicitada por el gobernador Figueroa.
El gobernador Figueroa se reunió con el ministro Luis Caputo y le solicitó la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El mandatario destacó que la propuesta permitiría contribuir significativamente al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal y fortalecer la integración energética.
El CEO de Tecpetrol Ricardo Markous, trazó proyecciones muy optimistas y proyectó que la industria llegará al millón y medio de barriles “a fin de la década”. Aunque advirtió que una mayor caída del precio del crudo podría modificar este escenario. “El escenario es complejo. Vamos a tener que trabajar para ser competitivos. Invito a todos los proveedores a trabajar en innovación”.
El ranking lo sigue encabezando Loma Campana, operada por YPF en sociedad con Chevron, con una producción que acumuló unos 86.400 barriles/día entre enero y octubre, el 18% del shale total del país. Le siguen La Amarga Chica con 69.600 barriles, Bajada del Palo con 63.900 barriles, y Bandurria Sur con 60.800 barriles. En el caso del shale gas, cuatro áreas concentran el 57%.
La compañía anunció junto al gobernador Figueroa la ampliación de programas en temáticas sociales críticas para la provincia, en el marco de la firma de un Convenio de Colaboración para “Aguada San Roque Activa 2025”. TotalEnergies participa junto a otras operadoras en la financiación de la pavimentación del bypass de Añelo y del programa de Becas Gregorio Álvarez.
