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Cóndor Cliff y La Barrancosa: cómo sigue las represas de Santa Cruz

Autoridades nacionales y provinciales realizaron una recorrida por las represas Cóndor Cliff y La Barrancosa en medio del proceso de reorganización administrativa del proyecto hidroeléctrico y de las expectativas por la reactivación de la actividad laboral vinculada a las obras.

Las obras hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz volvieron a ocupar un lugar relevante dentro de la agenda de infraestructura energética nacional. Durante el domingo y el lunes, representantes del Gobierno provincial y funcionarios nacionales encabezaron inspecciones técnicas en el complejo hidroeléctrico, en el marco de la reactivación parcial de los trabajos y de los cambios administrativos definidos para el proyecto.

La actividad incluyó recorridos por distintos sectores de obra, visitas a campamentos y reuniones técnicas enfocadas en el estado actual del emprendimiento, considerado uno de los proyectos de generación eléctrica más importantes del país y con impacto directo en la economía de Santa Cruz.

Nueva estructura para las represas

La recorrida se llevó adelante luego de las modificaciones impulsadas por el Gobierno nacional en relación con la administración de las obras. A partir de la nueva disposición, las represas dejarán de depender de ENARSA y pasarán a estar bajo la órbita de la Subsecretaría de Recursos Hídricos del Ministerio de Economía de la Nación, que asumirá el rol de comitente.

En representación del Gobierno provincial participaron el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez; el secretario de Estado de Recursos Hídricos, Emilio Rivera; y el secretario de Estado de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, Gastón Farías.

La delegación nacional estuvo integrada por Vicente Heredia, director nacional de Obras Hídricas; Liliana Guerrero, directora nacional de Aprovechamiento Multipropósito; Magali Montedoro, directora de Políticas y Programación; Romina Zaniratto, asesora legal; Lucía Olivieri, gerente financiera; Valentina Guanca, asistente técnica; Daniel Coroli, asesor; representantes de ENARSA y de la Universidad Nacional de La Plata; además del diputado nacional Jairo Guzmán.

Empleo, financiamiento y continuidad del proyecto

Durante la recorrida, el ministro Jaime Álvarez se refirió a la necesidad de sostener la actividad vinculada a las represas y señaló la importancia de priorizar la contratación de trabajadores locales mediante la aplicación de la Ley 90/10.

“El crecimiento de la provincia debe estar acompañado por empleo genuino para los santacruceños”, expresó el funcionario al referirse a la posibilidad de recuperar puestos de trabajo asociados al proyecto hidroeléctrico.

Álvarez también indicó que la continuidad de las obras está vinculada al acuerdo de financiamiento entre el Estado nacional y la República Popular China. Además, mencionó las gestiones realizadas para avanzar en la resolución de las diferencias económicas existentes entre ENARSA y la UTE encargada del desarrollo de las represas.

Las represas del río Santa Cruz y su impacto energético

Desde el Gobierno provincial señalaron que la continuidad de Cóndor Cliff y La Barrancosa mantiene relevancia por el aporte proyectado a la matriz energética nacional y por el movimiento económico que podría generar en la provincia.

Además del incremento previsto en la generación de energía eléctrica, el proyecto hidroeléctrico es considerado una obra de impacto para distintos sectores de la actividad económica regional, incluyendo empleo, infraestructura y servicios vinculados al desarrollo productivo de Santa Cruz.

Transener: Genneia y Edison ganan la pulseada por la red eléctrica nacional

La privatización de Transener entró en su fase decisiva y terminó con un ganador claro. El consorcio integrado por Genneia y Edison Energía se impuso en la licitación para adquirir una participación accionaria estratégica en la principal transportista eléctrica del país, un activo central para el funcionamiento del sistema nacional.

La definición no pasó inadvertida en el mercado. Se trata de una operación sensible porque Transener administra buena parte de la red de alta tensión argentina y es considerada una pieza crítica para garantizar abastecimiento, estabilidad operativa y conexión entre generación y consumo en todo el territorio.

La Comisión Evaluadora había habilitado previamente a tres oferentes para competir en la instancia económica. Allí quedaron en carrera Genneia, Central Puerto y Edenor, tres jugadores de peso que buscaron quedarse con uno de los negocios más relevantes del sector energético.

Una disputa millonaria por un activo estratégico

La propuesta presentada por Genneia S.A., junto a Edison Transmisión, alcanzó los 356 millones de dólares, superando las ofertas de Central Puerto, que propuso 301 millones de dólares, y de Edenor, que ofertó 230 millones de dólares. La diferencia marcó una ventaja contundente.

El monto ofrecido expone además una lectura compartida por el sector privado: la transmisión eléctrica dejó de ser vista como un negocio secundario. Con tarifas pendientes de recomposición y necesidad de expansión de redes, el segmento vuelve a captar interés inversor.

No es casual. La infraestructura administrada por Transener incluye más de 12.600 kilómetros de líneas de 500 kV, además de una red troncal que une desde Jujuy hasta Santa Cruz, formando la columna vertebral del Sistema Argentino de Interconexión.

El retiro del Estado y un nuevo mapa energético

Con esta adjudicación, el Gobierno avanza en la salida total del Estado de la participación accionaria en la compañía. El proceso encaja dentro del plan oficial de desprendimiento de activos controlados por ENARSA, bajo la premisa de reducir presencia pública en empresas energéticas.

La decisión abre interrogantes políticos y regulatorios. Aunque la operación se presenta como una modernización del esquema eléctrico, también implica transferir un activo estratégico a manos privadas en un contexto donde persisten cuellos de botella e inversiones pendientes.

Desde el Ejecutivo sostienen que el servicio continuará bajo regulación estatal. Sin embargo, en el mercado energético persiste una vieja discusión: hasta qué punto alcanza la regulación cuando el control operativo queda concentrado en grandes grupos privados.

Genneia y Edison se asocian con Pampa Energía

Tras la compra, Genneia y Edison Energía asumirán el co-control de la operación a través de Citelec, junto con Pampa Energía, actor ya instalado en la estructura accionaria de la transportista.

Para Genneia, líder en renovables, el movimiento implica diversificación y acceso directo a un segmento clave para evacuar futura generación eólica y solar. Para Edison, en tanto, significa fortalecer presencia en generación, distribución y ahora transmisión.

La adjudicación prevista para mayo cerrará formalmente una de las operaciones más relevantes del año. Pero más allá del resultado económico, deja una señal contundente: el negocio de la infraestructura eléctrica volvió al centro de la escena argentina.

GNL: Naturgy y Trafigura compiten con precios ajustados para abastecer el invierno

La Secretaría de Energía dio a conocer los resultados del desempate en la licitación para la provisión de GNL para garantizar el abastecimiento durante el invierno.

En este marco, la empresa Naturgy presentó una oferta de US$4.50 USD/MMBTU, mientras que Trafigura propuso US$4.57 USD/MMBTU. La diferencia de precios será ahora evaluada por las autoridades antes de avanzar con la adjudicación definitiva del contrato.

La licitación tiene como objetivo que el sector privado asuma la compra del Gas Natural Licuado, necesario para cubrir el incremento de la demanda en los meses más fríos. Se estima que este invierno la Argentina deberá importar alrededor de 25 buques de GNL, una cifra en línea con años anteriores.

Un cambio estructural

El proceso licitatorio forma parte de una transformación más amplia del esquema energético, impulsada por el Gobierno nacional. La intención es que empresas privadas gestionen la importación y comercialización del GNL, una tarea que hasta ahora estaba en manos de ENARSA.

A pesar del crecimiento de la producción en Vaca Muerta, el país aún enfrenta limitaciones en su infraestructura de transporte. Esto obliga a importar entre 20 y 25 cargamentos de GNL cada invierno para sostener el consumo residencial, comercial e industrial en los picos de demanda.

En ese marco, la licitación busca designar un “agente comercializador–agregador”, una figura que concentrará la importación del combustible y su posterior venta en el mercado interno. Este cambio apunta a mejorar la eficiencia operativa y reducir la carga sobre las finanzas públicas.

Detalles del proceso y próximos pasos

El procedimiento se encuentra en su etapa final. La adjudicación del contrato está prevista para los próximos días y será determinante para asegurar el suministro energético durante el invierno. La decisión deberá considerar no solo el precio ofertado, sino también aspectos técnicos y operativos vinculados a la logística del GNL.

Este esquema se inscribe dentro de las reformas impulsadas por el Gobierno bajo la Ley Bases, que habilita la privatización de distintas actividades del sector energético. El objetivo central es reducir la participación estatal en operaciones comerciales que pueden ser ejecutadas por el sector privado.

El impacto en el mercado

Desde el Gobierno nacional sostienen que esta política permitirá mejorar la eficiencia en la gestión del GNL y optimizar los costos asociados a la importación de energía. La participación de empresas internacionales con experiencia en trading energético es vista como un factor clave en este proceso.

Sin embargo, el cambio también abre interrogantes sobre la evolución de los precios y la capacidad del mercado para garantizar el abastecimiento en condiciones competitivas. La transición hacia un modelo más privatizado será seguida de cerca por los distintos actores del sector energético.

Se presentaron dos ofertas para la importación de GNL

Dos empresas presentaron sus propuestas técnicas en el marco de la licitación pública nacional e internacional para privatizar la importación y comercialización de Gas Natural Licuado (GNL). El proceso concluirá el lunes próximo con la apertura del Sobre 2, que incluirá las propuestas económicas.

Pese a la producción proveniente de Vaca Muerta, la Argentina debe importar cerca de 20 buques de GNL cada invierno debido a la falta de infraestructura interna para transportar el gas producido en el país.

La licitación es gestionada por Energía Argentina (ENARSA) y busca delegar en el sector privado la gestión del combustible que ingresa por la terminal de regasificación de Escobar durante los meses de mayor demanda.

El objetivo es seleccionar a un “agente comercializador–agregador” encargado de la importación de GNL y de su comercialización como gas regasificado en el mercado interno. Esta figura reemplazará la operatoria estatal que tradicionalmente desempeñaba ENARSA, transfiriendo la responsabilidad del abastecimiento a un operador privado.

Transmisión en vivo

La información fue confirmada por el Ministerio de Economía y ENARSA. Según el cronograma oficial, el lunes 13 de abril a las 9 se realizará la apertura del Sobre 2 mediante transmisión por streaming en el canal de YouTube de la empresa. La adjudicación del contrato está prevista para el martes 21 de abril.

Esta licitación se enmarca en las reformas promovidas por el Gobierno Nacional bajo la Ley Bases, que habilita la privatización de activos y actividades de ENARSA y la desinversión de operatorias que pueden ser ejecutadas por el sector privado.

El Poder Ejecutivo sostiene que esta política permitirá retirar al Estado de operatorias comerciales que podrían gestionarse con mayor eficiencia desde el ámbito privado.

La privatización del GNL

En paralelo, el Gobierno avanza con otras iniciativas similares. El martes 14 de abril se abrirán las ofertas técnicas para la venta del paquete accionario estatal en CITELEC, la firma que controla a TRANSENER. El objetivo es reemplazar la intermediación estatal por un esquema de competencia y reglas claras en toda la cadena energética.

El proceso también ocurre en medio de cambios regulatorios: modernización del sistema de información del GLP, reasignación del sistema de transporte de gas y adecuación de la norma de calidad de naftas para reducir el impacto del precio del crudo en surtidor.

Con la privatización de la operatoria del GNL en Escobar, las autoridades buscan reducir la carga administrativa estatal y transferir el riesgo comercial a privados, manteniendo la infraestructura de regasificación bajo un esquema tercerizado durante el invierno.

La guerra en Medio Oriente encarece el gas y presiona las tarifas

El abastecimiento de GNL para la generación eléctrica en el invierno argentino enfrenta un escenario más complejo de lo previsto. La escalada del conflicto en Medio Oriente impulsó los precios internacionales del gas licuado y alteró las previsiones oficiales, lo que terminará impactando en las tarifas durante los meses de mayor consumo.

El cambio de contexto encuentra al Gobierno nacional en pleno proceso de redefinición del esquema de importaciones. A diferencia de años anteriores, cuando la compra de cargamentos era realizada por ENARSA con financiamiento estatal, ahora la estrategia apunta a que una empresa privada asuma el costo inicial y luego comercialice el gas en el mercado interno.

Este esquema había sido diseñado en un escenario internacional más estable. Sin embargo, pese al fuerte aumento de precios, la administración decidió sostener el plan original, al menos en esta primera etapa del proceso licitatorio.

La dependencia de importaciones sigue siendo un factor clave. A pesar del crecimiento de la producción en Vaca Muerta, las limitaciones en la infraestructura de transporte impiden cubrir toda la demanda invernal. Por ese motivo, el país deberá recurrir nuevamente a la compra de cargamentos de GNL.

Según estimaciones del sector, durante el invierno serán necesarios más de 20 barcos para garantizar el abastecimiento energético. Ese volumen permitirá compensar el déficit entre la producción local y el consumo en los picos de demanda.

El cronograma oficial prevé que ENARSA reciba las ofertas el próximo 6 de abril y adjudique la operación el 21 del mismo mes. La empresa que resulte ganadora deberá asegurar la provisión de los cargamentos y asumir el riesgo de precio, con la posibilidad de trasladarlo posteriormente a los usuarios.

En el contexto actual, el encarecimiento del GNL implicaría un costo adicional cercano a los US$ 500 millones. Desde el punto de vista macroeconómico, ese impacto se vería parcialmente compensado por mayores ingresos derivados de la suba del precio internacional del petróleo.

No obstante, ese equilibrio en las cuentas públicas no evita el efecto directo sobre los consumidores. El incremento en los costos del gas se reflejará en las facturas de energía, en un contexto en el que también incide el encarecimiento del crudo.

En este marco, la Secretaría de Energía introdujo modificaciones en los períodos tarifarios. A través de una resolución reciente, estableció que el período invernal se extenderá del 1 de mayo al 30 de septiembre, lo que permitirá trasladar el mayor costo del gas a las tarifas durante los meses de mayor consumo.

Transporte de gas: Nación reorganiza contratos para adaptarlos al peso de Vaca Muerta

El Gobierno nacional dispuso modificaciones en el sistema de transporte de gas natural a través de la Resolución 66/2026, con el objetivo de adecuar los contratos y rutas a la actual distribución de la producción en el país.

El esquema vigente había sido diseñado en un contexto en el que las cuencas Norte y Austral concentraban una parte significativa de la oferta de gas. Sin embargo, la declinación estructural de esas regiones derivó en contratos y rutas firmes asociados a volúmenes que actualmente no están disponibles.

Esta situación generó, según se explicó en la normativa, casos de capacidad contratada que no podía utilizarse y trayectos técnicamente inactivos dentro del sistema. También se registraron mayores costos de abastecimiento para algunas regiones, particularmente en el Litoral y el centro del país, además de dificultades en la asignación eficiente de la capacidad de transporte.

En paralelo, la producción de gas natural en Argentina se ha concentrado en los últimos años en la Cuenca Neuquina, impulsada principalmente por el desarrollo de recursos no convencionales en Vaca Muerta. En ese contexto, la reorganización busca alinear el sistema de transporte con la actual localización de la oferta.

El nuevo esquema ajusta los contratos para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca. De acuerdo con lo establecido, las distribuidoras contarán con rutas de transporte asociadas a cuencas con producción vigente —en la mayoría de los casos, la Cuenca Neuquina— con el objetivo de asegurar el abastecimiento de la demanda prioritaria y, posteriormente, del resto de la demanda ininterrumpible.

La normativa también aclara que los contratos de los cargadores directos con las empresas transportistas no serán modificados dentro de este proceso de reorganización.

En paralelo, la resolución establece que Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) suspendan los contratos de transporte firme asociados al esquema anterior. El objetivo es optimizar el uso de la capacidad existente dentro del sistema, especialmente en el Gasoducto Perito Moreno.

Como parte del proceso de adecuación regulatoria, el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) convocará además a una consulta pública para evaluar la implementación de los cambios y avanzar en la aprobación de los nuevos cuadros tarifarios vinculados al sistema.

De acuerdo con el planteo oficial, la reorganización busca mejorar el funcionamiento del sistema de transporte de gas mediante la eliminación de rutas que actualmente no pueden utilizarse y la corrección de desajustes derivados del esquema anterior.

La medida se inscribe en un proceso más amplio de actualización del sistema gasífero, con el objetivo de adaptarlo a la actual estructura productiva del sector y a la evolución de la oferta de gas natural en Argentina.

Tras años de parálisis, se reactivan las represas hidroeléctricas de Santa Cruz

En el marco de la reunión de Directorio realizada este jueves, Energía Argentina S.A. (ENARSA), acordó la resolución de controversias históricas con los contratistas a fin de destrabar el proyecto y comprometer a la reanudación de las obras de las represas hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz.

El entendimiento alcanzado busca ordenar un conflicto que se arrastraba desde hace años y que había frenado el avance del proyecto. En particular, la represa Jorge Cepernic, la de menor tamaño dentro del complejo, es la que presenta el mayor grado de ejecución y alcanza actualmente un 46% de avance, por lo que su reactivación es prioritaria para acelerar resultados concretos y recuperar el ritmo de obra.

Las represas fueron licitadas en 2013 y debían estar listas en 2023. Sin embargo, las represas de Santa Cruz se originaron en decisiones adoptadas durante administraciones anteriores y su ejecución quedó atravesada por incumplimientos contractuales, falta de actualizaciones de precios frente al aumento de costos y una acumulación de reclamos que derivaron en la ralentización y posterior virtual detención del proyecto. En ese marco, desde 2016 no se había cumplido el contrato, ni se habían efectuado redeterminaciones de precio.

Como consecuencia, la contratista acumuló reclamos por más de USD 700 millones, mientras que entre ambas represas sólo se ejecutaron aproximadamente USD 1.800 millones. Para completar las dos obras, se estima que aún se requieren USD 5.000 millones de inversión.

Con esta decisión, ENARSA avanza en la regularización de condiciones y el encauzamiento de disputas heredadas para asegurar que se retome la construcción con un cronograma verificable, comenzando por los frentes asociados a la represa Jorge Cepernic. En este marco, se prevé que la represa Jorge Cepernic podría finalizarse en 2030, aportando 1860 GWH al Sistema Argentino Interconectado (SADI) y con una potencia instalada de 360 MW.

La medida se enmarca en el proceso de normalización del sector y en la decisión del Gobierno Nacional de ordenar contratos y resolver controversias pendientes, respetando los compromisos asumidos por el país.

tgs inicia la ampliación del Gasoducto Perito Moreno

Transportadora de Gas del Sur (tgs) anunció hoy el inicio formal de las obras de ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM) y de sus sistemas troncales regulados. El proyecto busca dar respuesta al crecimiento de la producción en Vaca Muerta, permitiendo inyectar un volumen adicional de 14 MMm³/día al sistema nacional.

Tras haber resultado adjudicataria en la licitación de ENARSA en octubre de 2025, tgs puso en marcha un plan de obras que se estima estará operativo para el invierno de 2027. Los trabajos principales incluyen:

  • Nuevas Plantas Compresoras: Se construirán tres plantas en la provincia de La Pampa (Casa de Piedra, Doblas y Chacharamendi).
  • Refuerzo en Tratayén: Se sumará un equipo compresor en la planta existente en Neuquén, alcanzando un total de 90.000 HP de potencia instalada.
  • Ampliación del Sistema Regulado: Para asegurar que el gas llegue al Gran Buenos Aires y al Norte del país, se instalarán 20 km de cañería paralela y 15.000 HP adicionales en el Gasoducto Neuba III, que además será adecuado para operar a mayor presión.

Convocatoria a contratar la nueva capacidad de transporte

Coincidiendo con el inicio de las obras, tgs lanzó hoy los Concursos Abiertos para adjudicar la capacidad incremental de transporte. Esta convocatoria está dirigida a productores y usuarios interesados en contratar servicios en firme bajo dos tramos:

  • Tramo GPM: 14 MMm³/día desde Tratayén hasta Salliqueló.
  • Tramo Sistema Regulado: 12 MMm³/día desde Salliqueló hasta el área del Gran Buenos Aires.

“Esta expansión es vital para evacuar el potencial de Vaca Muerta y garantizar el abastecimiento interno en los centros de mayor consumo y el norte argentino”, destacaron desde la compañía.

Los interesados pueden consultar las bases y condiciones en el sitio oficial: www.tgs.com.ar/transporte

Con foco en el invierno, el Gobierno habilita la competencia privada en el GNL

El Gobierno Nacional dio un nuevo paso en la reorganización del sistema energético al convocar a una licitación pública nacional e internacional para la importación y comercialización privada de gas natural licuado (GNL). La medida apunta a seleccionar un operador que utilice la capacidad disponible de la terminal de Escobar y entregue el gas regasificado en Los Cardales.

La iniciativa fue instrumentada mediante la Resolución 33/2026 de la Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía, y establece los lineamientos técnicos, económicos y operativos que regirán el proceso. El objetivo central es que el abastecimiento se defina mediante competencia, con reglas claras, trazabilidad y mayor previsibilidad para el sistema.

Según lo dispuesto, la licitación contará con una etapa de precalificación destinada a evaluar antecedentes técnicos, experiencia y solvencia financiera de los interesados. Solo quienes superen esa instancia podrán presentar ofertas económicas, que serán comparadas en función del menor adicional en dólares por millón de BTU sobre el marcador internacional TTF.

El criterio de adjudicación se basará en la propuesta que ofrezca el menor diferencial respecto del índice Title Transfer Facility, publicado por Intercontinental Exchange. Ese adicional deberá cubrir todos los costos logísticos y operativos, incluyendo flete marítimo, regasificación, almacenamiento, comercialización y transporte por gasoducto hasta el punto de entrega.

El esquema prevé la designación de un único operador privado que actuará como comercializador-agregador, concentrando la coordinación de buques, la administración de inventarios y la utilización de la unidad flotante de almacenamiento y regasificación. De esta manera, se busca evitar superposiciones y conflictos en una infraestructura que requiere gestión unificada.

La instalación del proyecto de GNL fue un dilema para el país.

La búsqueda de garantizar eficiencia operativa en el GNL

Desde la Secretaría de Energía explicaron que las características técnicas de la terminal de Escobar imponen la necesidad de una administración coordinada. Los informes oficiales advierten que una operatoria fragmentada podría generar problemas en la asignación de ventanas de arribo de buques y en la gestión de los tanques de almacenamiento.

La resolución establece que el adjudicatario deberá celebrar un contrato de servicios y acceso con el titular o cesionario de la capacidad de la terminal. Dicho contrato tendrá una duración de un año calendario desde su firma, con asignación total de capacidad durante el período invernal comprendido entre el 1 de abril y el 30 de septiembre de 2026.

Fuera de ese período, las partes podrán acordar el uso de la capacidad disponible con el objetivo de optimizar la infraestructura en beneficio del sistema. Esta flexibilidad busca maximizar el aprovechamiento de la terminal y reducir costos estructurales en los meses de menor demanda.

El marco regulatorio también fija un precio máximo para la venta del gas regasificado en el mercado interno. Ese valor no podrá superar el marcador TTF más el adicional adjudicado, garantizando que los usuarios finales accedan a un suministro competitivo y alineado con referencias internacionales.

Para las distribuidoras, la medida prevé criterios que permitan contar con precios ciertos al momento de contratar, facilitando su traslado a tarifas conforme a la normativa vigente. En el caso de la industria y de los generadores eléctricos, se aplicarán mecanismos específicos que otorguen mayor flexibilidad comercial.

YPF busca explotar los recursos de Vaca Muerta con el GNL.

Plazos, rol de ENARSA y objetivos de mediano plazo

El cronograma oficial establece que el proceso licitatorio deberá concluir en un plazo aproximado de 40 días desde la publicación de la resolución. Una vez adjudicado, el contrato con la terminal deberá firmarse dentro de los cinco días posteriores, con el objetivo de anticiparse al pico de demanda invernal.

La convocatoria y ejecución operativa quedarán a cargo de Energía Argentina Sociedad Anónima, conforme a las instrucciones y bases que apruebe la autoridad de aplicación. ENARSA continuará cumpliendo un rol central en la transición hacia un esquema con mayor participación privada.

El texto oficial también contempla la posibilidad de declarar desierta la licitación si las ofertas no resultan convenientes o no cumplen con los requisitos establecidos. En ese escenario, la Secretaría podrá instruir la continuidad del mecanismo actual para asegurar el abastecimiento durante 2026.

Asimismo, se reconoce el derecho del adjudicatario a igualar la mejor oferta en una eventual licitación para el invierno de 2027, siempre que ese proceso se concrete. Esta cláusula apunta a fomentar la continuidad operativa y a reducir riesgos para los inversores.

Nación habilitó la importación privada de GNL

El Gobierno Nacional puso en marcha un nuevo esquema para asegurar el abastecimiento durante los meses de mayor demanda, por el cual la importación y la comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) pasarán a ser realizadas por el sector privado mediante competencia.

La medida responde a que no existe actualmente capacidad suficiente de transporte para que todo el gas disponible en cuenca llegue en volumen necesario a los principales centros de consumo, especialmente en el AMBA y el Litoral. Por eso, en invierno es necesario complementar con GNL.

Este cambio se inscribe en la decisión de avanzar con la privatización de activos y actividades de ENARSA y de retirar al Estado del rol de empresario e intermediario en el mercado energético, para concentrarse en su función propia: establecer reglas, garantizar transparencia y asegurar el abastecimiento. En línea con ese objetivo, ENARSA deja de importar y comercializar GNL y el proceso pasa a estar a cargo de operadores privados, bajo un mecanismo competitivo.

Hasta ahora, el Estado compraba GNL a valores internacionales —del orden de 15 a 17 USD por MMBTU— y luego lo vendía a valores equivalentes al precio del Plan Gas, alrededor de 2,7 USD por MMBTU, cubriendo esa diferencia con subsidios pagados con recursos de todos los argentinos. El nuevo esquema elimina esa intermediación estatal y traslada la responsabilidad comercial y operativa al sector privado, con reglas claras.

A partir de esta medida, se asignará por licitación el acceso a la capacidad de regasificación disponible en la terminal de Escobar y quien resulte adjudicado se hará cargo de traer el GNL, regasificarlo e inyectarlo al sistema para abastecer a distribuidoras y generadores eléctricos. La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación definirá las condiciones del proceso y los criterios operativos para asegurar previsibilidad. Si el procedimiento no lograra un resultado, ENARSA podrá intervenir de forma transitoria para evitar cualquier riesgo de faltantes.

Para evitar distorsiones en un contexto donde la terminal operativa es única y se vuelve un punto crítico del abastecimiento, el esquema incorpora un precio máximo para el gas regasificado durante el próximo invierno. Ese tope se fijará en función de un marcador internacional y un adicional que cubrirá los costos logísticos y operativos —flete, regasificación, almacenaje, comercialización y traslado por gasoducto hasta el punto de entrega en Cardales. Además, ese adicional se determinará mediante un procedimiento competitivo entre empresas, de modo de reflejar eficiencia y asegurar la mejor oferta disponible.

El objetivo es garantizar el suministro cuando más se necesita, ordenar la formación de precios a través de competencia y avanzar en un mercado más transparente, donde el Estado deje de actuar como operador y se enfoque en asegurar reglas y control para el funcionamiento del sistema.