La importación tardía de GNL impactará de lleno en las tarifas

El conflicto en Medio Oriente volvió a poner a la energía en el centro de debate económico argentino. Con la llegada del invierno, el escenario se pone desafiante para Argentina debido a los costos crecientes, importaciones tardías de GNL y decisiones fiscales que definirán la magnitud del impacto sobre consumidores e industrias.

En este sentido, el consultor Daniel Gerold explicó que los ajustes pendientes en energía eléctrica y gas natural son estructurales y responden tanto al precio internacional como a la necesidad de importar insumos más costosos para cubrir el pico de demanda invernal. El especialista remarcó que esta situación podría tensionar el equilibrio entre tarifas, subsidios y abastecimiento.

Asimismo, Gerold subrayó que la clave pasará por la velocidad y profundidad con que el Gobierno avance en la quita de subsidios, algo que ya afecta a una parte significativa de los usuarios. “Queda una corrección relevante por delante”, sostuvo, al analizar el impacto de las importaciones de GNL y gasoil en los costos del sistema.

Las importaciones tardías de GNL

En diálogo con Ahora Play, el consultor destacó que mientras el gas local promedia entre 3,5 y 3,6 dólares por millón de BTU, el GNL importado podría alcanzar los 22 dólares. El gasoil, utilizado para generación eléctrica, trepa incluso más: entre 35 y 37 dólares.

“El gas natural licuado, si hoy se importara para el próximo invierno, ya estamos un mes y pico tarde en la compra, va a valer 22 dólares el millón de BTU. En aquella crisis de 2022 valía 30. El gasoil vale 35 o 37 dólares el millón de BTU para generar energía eléctrica”, consideró Gerold.

Además, el especialista advirtió que estos valores volverán más costoso el funcionamiento del sistema eléctrico, obligando al Gobierno a decidir si absorbe una parte del incremento para contener tarifas o si prioriza el objetivo de mantener el superávit fiscal.

Las tarifas vuelven al centro de la escena.

Subsidios, tarifas y el riesgo para la industria

Gerold explicó que, aun cuando el Gobierno opte por un esquema mixto, habrá aumentos. “Algo van a aumentar, pero algo lo van a absorber”, señaló. Sin embargo, recordó que cerca del 50% de los consumidores ya no reciben subsidios y serán los primeros afectados por los mayores costos de importación.

El especialista destacó que algunos usuarios industriales podrían no convalidar los nuevos precios del gas, especialmente aquellos que dependen de un suministro continuo para sostener su actividad.

El caso de los combustibles

Consultado sobre la situación del mercado de combustibles, Gerold explicó que YPF decidió absorber temporalmente el mayor costo del petróleo y los combustibles, apostando a una futura baja de precios internacionales. Esa estrategia, según el consultor, funciona como un mecanismo de “autoestabilización”.

“En combustibles hay otro escenario, porque YPF decidió absorber durante un tiempo este mayor costo del petróleo y los combustibles. Cuando baje, si baja, va a recuperar lo que debió haber subido ahora. Es un esquema de autoestabilización”, subrayó.

Asimismo, Gerold aseguró que el panorama energético es “complejo, dinámico y con variables dislocadas”, una combinación que, a su juicio, pocas veces se vio en la historia energética mundial.

Pampa Energía cerró 2025 con crecimiento en generación eléctrica y mayores reservas en Vaca Muerta

Pampa Energía presentó ante inversores los resultados del último trimestre de 2025, un período marcado por un sólido desempeño en su negocio de generación eléctrica. El EBITDA del segmento alcanzó los US$111 millones, un 28% superior al mismo período de 2024, impulsado por la optimización operativa y el autoabastecimiento de gas en centrales térmicas Loma de la Lata y Genelba.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “La implementación de los nuevos lineamientos en generación representa un paso importante en la normalización del mercado eléctrico. Contar con reglas más claras mejora la previsibilidad del sector y crea un marco más adecuado para impulsar inversiones”.

En petróleo y gas, la producción total creció 32% respecto del mismo período de 2024 y las reservas probadas alcanzaron 296 millones de barriles equivalentes, un 28% más que al cierre del año anterior. Durante 2025, Pampa repuso reservas por una cantidad equivalente a tres veces su producción, lo que permitió extender el horizonte de las mismas de 8 a 10 años.

Pampa Energía sigue impulsando el crecimiento de Rincón de Aranda.

Además la compañía informó que el desarrollo de Rincón de Aranda, uno de sus principales proyectos en Vaca Muerta, continúa en su etapa inicial y avanza conforme al plan de expansión previsto.

La empresa registró ventas por US$507 millones, lo que representa un incremento del 16% respecto del mismo período de 2024. En el acumulado anual, la facturación alcanzó aproximadamente US$2.000 millones, con un crecimiento del 7% frente a 2024. El EBITDA ajustado del cuarto trimestre fue de US$230 millones, con una suba del 26% interanual.

En materia financiera, en noviembre de 2025 la compañía emitió un bono internacional por US$450 millones con una tasa de 7,75% a 12 años, un plazo récord para una empresa privada argentina. Esta operación permitió extender el perfil de vencimientos a casi ocho años promedio y optimizar la estructura de deuda, manteniendo una disciplina financiera consistente con el plan de inversiones.

Anchoris, el proyecto que consolida a Genneia como líder en energía renovable

Genneia inauguró oficialmente el Parque Solar Anchoris en el departamento de Luján de Cuyo, Mendoza. Este proyecto, que demandó una inversión de 160 millones de dólares, representa un paso clave en la estrategia de expansión de la compañía, sumando 180 MW de capacidad instalada destinados a abastecer a grandes usuarios industriales a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

El evento de inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia, encabezado por su presidente, Jorge Brito, y su CEO, Bernardo Andrews.

Asimismo, participaron el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo; el presidente de la Honorable Cámara de Senadores, Martín Kerchner; el ministro de Gobierno, Infraestructura y Desarrollo Territorial, Natalio Mema; la ministra de Energía y Ambiente provincial, Jimena Latorre; y el intendente de Luján de Cuyo, Esteban Alasino, junto a autoridades nacionales y referentes del sector energético.

Genneia, una marca registrada de las renovables

Durante el acto, Brito destacó la relevancia estratégica del proyecto: “La inauguración de Anchoris no es solo un hito para Mendoza; nos permite consolidar a Genneia como el líder absoluto de la matriz energética renovable en Argentina. Con este paso, reafirmamos nuestra capacidad para encabezar la transición energética nacional, respondiendo con infraestructura real a la demanda de sectores críticos como la minería”.

Estos proyectos nos permitirán alcanzar una capacidad instalada superior a los 1.7 GW para 2026, reafirmando que no solo somos los pioneros, sino los mayores inversores en el sector. Con el 20% del mercado tanto en generación eólica y solar, en 2025 nos transformamos también en la principal compañía de energía solar del país”, agregó.

Por su parte, el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, subrayó el impacto regional: “Este parque solar es una muestra concreta del rumbo que ha tomado Mendoza para consolidarse como un polo de energías renovables. Inversiones de esta magnitud generan empleo genuino, impulsan la economía local y validan nuestra decisión de avanzar hacia un modelo energético competitivo y moderno”.

Cómo es el parque solar Anchoris

El Parque Solar Anchoris cuenta con 360.000 módulos solares bifaciales de última generación, una tecnología que permite captar la radiación directa y la reflejada por el suelo, maximizando la eficiencia. Se estima que el parque producirá anualmente 497.000 MWh, lo que equivale al consumo de 125.000 hogares y permitirá evitar la emisión de más de 220.000 toneladas de dióxido de carbono al año.

En términos de impacto social, durante su fase de construcción el proyecto generó más de 350 puestos de trabajo, fomentando el desarrollo de capacidades técnicas en la comunidad de Luján de Cuyo y zonas aledañas.

Con la puesta en marcha de Anchoris y la reciente operatividad de los primeros 140 MW del Parque Solar San Rafael, Genneia ya totaliza 630 MW de capacidad solar en la región de Cuyo, integrando los activos de Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe I.

La proyección para el cierre de 2026 es alcanzar los 800 MW solares en la región con la finalización del proyecto San Juan Sur (130 MW), consolidando una matriz energética limpia, eficiente y orientada a la descarbonización de la economía argentina.

Jorge Brito reasume la presidencia de Genneia

Genneia anunció oficialmente el regreso de Jorge Brito como presidente de su Directorio. Brito, quien ya ha desempeñado este cargo exitosamente entre diciembre de 2015 y abril de 2022, retoma la conducción de la compañía, continuando con el proceso de crecimiento y fortalecimiento de la posición de Genneia como el actor principal en la generación de energía limpia, tanto eólica como solar.

Junto a sus nuevas responsabilidades en Genneia, Brito continúa desempeñándose como presidente del Directorio del Banco Macro, cargo que ocupa desde marzo de 2023.

Recientemente, Genneia puso en operación el Parque Solar San Rafael, superando de esta manera los 1.500 MW de potencia instalada renovable y consolidando su liderazgo en el sector. Con sus 8 parques eólicos y 6 solares en funcionamiento, la empresa lleva una inversión acumulada superior a 1.600 millones de dólares desde 2016.

Asimismo, la compañía se posiciona hoy también como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de 1.280 millones de dólares emitidos hasta la fecha.

Genneia es la empresa líder en generación de energía renovable.

Continuidad y Visión Estratégica

Genneia actualmente lidera el sector con una capacidad instalada que la posiciona a la vanguardia de la industria, operando los parques eólicos y solares más importantes del territorio nacional.

“Es un orgullo volver a presidir una compañía que es emblema de la energía del futuro en nuestro país. Nuestro foco seguirá puesto en la innovación, la sostenibilidad y en continuar ampliando nuestra matriz renovable para acompañar el crecimiento de la industria argentina”, señaló Jorge Brito.

Con este cambio en la presidencia, Genneia reafirma su objetivo de abastecer a la industria nacional y al sistema con energía limpia, eficiente y competitiva.

Genneia puso en operación a su octavo parque eólico en el país.

Líder en energía renovables

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20% del total de la potencia instalada, alcanzando el 21% de la generación de energía eólica y el 12% de la solar.

La reciente entrada en operación del Parque Solar San Rafael en Mendoza, junto con la puesta en marcha del Parque Solar Anchoris y la inauguración del Parque Eólico La Elbita en la provincia de Buenos Aires, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.540 MW, consolidando su liderazgo en el sector y marcando un logro sin precedentes en el panorama energético del país.

Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 945 MW en energía eólica. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar San Juan Sur, con una capacidad de 130 MW, ubicado en la provincia de San Juan. Con sus seis parques solares en operación —Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe I, Anchoris y la reciente incorporación de San Rafael (140 MW) — Genneia alcanza un total de 630 MW de capacidad instalada en energía solar

Genneia puso en marcha antes de tiempo uno de los parques solares más grandes del país

Genneia anunció la entrada en operación anticipada de 140 MW del Parque Solar San Rafael, ubicado en la provincia de Mendoza, uno de los desarrollos solares más relevantes del país. Con una capacidad instalada de 180 MW y una inversión de 180 millones de dólares, este proyecto consolida el rol estratégico de Mendoza en el desarrollo de infraestructura energética eficiente y sustentable.

El Parque Solar San Rafael cuenta con 400.000 paneles solares, abasteciendo de energía competitiva y limpia a clientes privados bajo el marco regulatorio Mercado a Término de Energía Renovable (MATER).

Para dimensionar su alcance, la producción del parque equivale al consumo eléctrico de aproximadamente 135.000 hogares. Esta capacidad lo convierte en un referente de la generación solar a gran escala, contribuyendo de manera significativa a la eficiencia del sistema energético.

Este parque es el tercero de Genneia en Mendoza y se emplaza en un predio de 500 hectáreas en el distrito de 25 de Mayo. Durante su etapa de construcción, el proyecto generó empleo para más de 300 personas y dinamizó la economía regional.

Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, destacó: “La entrada en operación del Parque Solar San Rafael es un hito clave para la matriz energética de Mendoza. Este tipo de proyectos refuerzan nuestro posicionamiento como una provincia comprometida con el desarrollo sostenible y la atracción de inversiones estratégicas”.

 

Por su parte, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, señaló: “La puesta en marcha del Parque Solar San Rafael representa un paso fundamental en nuestra estrategia de crecimiento. Este proyecto demuestra que es posible desarrollar infraestructura energética de gran escala, con impacto positivo en el ambiente y en las economías regionales, acompañando la demanda creciente de energía competitiva de la industria argentina”.

Con la entrada anticipada del Parque Solar San Rafael, Mendoza se consolida como un polo estratégico para la generación de energía competitiva y limpia en el país. La presencia de Genneia en la provincia alcanza, hasta el momento, una inversión superior a los 400 millones de dólares y suma 410 MW de capacidad instalada destinados al Mercado a Término de Energías Renovables.

Se estima que esta capacidad se incrementará en 40 MW adicionales durante el primer trimestre de 2026, una vez que el Parque San Rafael obtenga la habilitación comercial completa. Este avance reafirma nuestro compromiso de ofrecer soluciones energéticas competitivas al sistema argentino.

Adicionalmente, este hito destaca las sinergias entre el sector público y privado para optimizar el uso de los recursos energéticos, reducir emisiones y fortalecer la competitividad del sistema productivo nacional.

Energía limpia récord: El Quemado duplica la apuesta de YPF Luz

YPF Luz puso en marcha los primeros 100MW del Parque Solar El Quemado en Mendoza, el proyecto fotovoltaico más grande del país y el séptimo desarrollo renovable de la compañía. Con esta habilitación, YPF Luz duplica su capacidad instalada de energía solar, que ahora alcanza los 200 MW, consolidando un avance decisivo en la expansión de la generación renovable en Argentina, y alcanza una capacidad instalada total de 3,5MW.

A partir de las cero horas de hoy, el Parque Solar El Quemado recibió la habilitación comercial de CAMMESA para operar los primeros 100 MW. Esto indica que el parque ya está operativo e inyectará la energía generada al SADI (Sistema Argentino de Interconexión).

El parque alcanzará una capacidad instalada total de 305 MW, que se incorporarán de manera escalonada hasta completar su puesta en marcha en el primer semestre de 2026. Con una inversión aproximada de USD 210 millones, el proyecto ya supera el 80% de avance en su construcción.

Este hito en la construcción llega después de superar con éxito todas las pruebas correspondientes, previas a la habilitación comercial. A principios de diciembre, se realizó la energización del parque, es decir, la conexión de la nueva estación transformadora El Quemado al SADI. Esta vinculación a la red inició la fase de comisionado, en conjunto a una serie de pruebas funcionales que fueron la antesala a la puesta en servicio y generación de energía.

“La puesta en marcha de esta primera etapa del Parque Solar El Quemado refleja nuestro compromiso con el desarrollo de la matriz energética del país. Cerramos el año cumpliendo con este gran hito, que abastecerá de energía renovable a las diferentes industrias argentinas. Este paso nos motiva a ir por más y a seguir desafiándonos en 2026 para acompañar el desarrollo de la industria argentina”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

Características Técnicas de El Quemado

  • Ubicación: departamento de Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza.
  • Factor de capacidad estimado: 31,4%.
  • Potencia instalada: 305 MW.
  • Inversión: USD 210 millones aprox.
  • 511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales.
  • Plazo total de construcción: 18 meses. La obra inició en enero de 2025.
  • Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en el pico de obra.
  • 87% empleos locales en etapa de obra.
  • Superficie: más de 600 hectáreas.
  • Interconexión: se conecta al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva estación transformadora de 220/33kV.
  • Beneficio energético: generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares argentinos, es decir, suficiente para cubrir la demanda de todos los hogares de la Ciudad de Mendoza, y de los departamentos de Las Heras y Levalle.

Quiénes se quedan con las represas del Comahue: ofertas, montos y el avance de los grupos argentinos

Los grupos empresarios argentinos dieron un paso decisivo en el negocio hidroeléctrico. El Gobierno abrió este viernes las ofertas económicas para privatizar cuatro represas clave del Comahue y recibió propuestas que totalizan US$ 684,3 millones, en un proceso que definirá quién administrará estos activos durante los próximos 30 años.

Las centrales involucradas —Alicurá, Piedra del Águila, El Chocón–Arroyito y Cerros Colorados— conforman un bloque estratégico sobre los ríos Limay y Neuquén, esencial para el suministro eléctrico nacional. La apertura de sobres confirmó una tendencia: los grupos locales avanzan con fuerza sobre espacios históricamente dominados por multinacionales energéticas, reconfigurando el mapa del poder en la generación hidroeléctrica argentina.

Objetivo represas

La represa Alicurá (1.000 MW) tuvo la oferta más alta de Edison Inversiones, que puso US$ 162 millones y superó a AES, que pretendía conservar la concesión con US$ 130 millones. La propuesta abre la puerta al desembarco de Edison en el negocio hidroeléctrico y consolida su estrategia de crecimiento acelerado dentro del sector energético.

Con US$ 245 millones, Central Puerto retuvo la represa Piedra del Águila (1.400 MW), uno de los activos más relevantes del sistema. La continuidad en la operación fortalece su posición como uno de los jugadores dominantes del mercado eléctrico, con presencia en generación térmica, renovable e hidráulica.

El complejo El Chocón–Arroyito (1.320 MW) registró una competencia ajustada. BML Inversora lideró con US$ 235,6 millones, seguida por Hidroeléctrica Futaleufú, que presentó US$ 223,8 millones, dentro del margen que habilita un desempate. Más atrás quedó Enel, actual operador, con US$ 172,2 millones, lo que deja abierta la posibilidad de una instancia definitoria adicional.

En Cerros Colorados–Planicie Banderita (450 MW), la oferta más alta también fue de BML Inversora, con US$ 41,7 millones. Edison Inversiones quedó segunda con US$ 38 millones, diferencia insuficiente para evitar otra ronda de competencia. Según la Secretaría de Energía, solo esta concesión requerirá mejora de ofertas; en las demás, el mínimo establecido ya quedó cubierto.

Las represas salen a la venta

Los grupos que ganan terreno y el retroceso de las multinacionales

El avance de siete consorcios habilitados traza un nuevo escenario. BML Inversora, controlada por Manuel Santos Uribelarrea, emerge como uno de los jugadores más agresivos, con las mejores ofertas en El Chocón–Arroyito y Cerros Colorados, en línea con su expansión en energía y agroindustria.

Edison Inversiones también acelera su presencia. El consorcio que reúne a los Neuss, al dúo Cherñajovsky–Galli de Newsan y a Inverlat suma un nuevo paso tras su ingreso a la distribución eléctrica en Tucumán y Jujuy, y se posiciona para convertirse en un actor relevante del segmento hidroeléctrico.

Central Puerto, respaldada por Guillermo Reca, la familia Miguens–Bemberg y Eduardo Escasany, mantiene su influencia al conservar Piedra del Águila, la represa más potente del proceso.

En paralelo, Hidroeléctrica Futaleufú —integrada por Aluar, Genneia y la provincia de Chubut— irrumpe como un aspirante sólido con la segunda mejor oferta en El Chocón–Arroyito, dentro del margen de definición.

Mientras los grupos locales avanzan, las multinacionales retroceden. AES quedó fuera de Alicurá, una de sus centrales emblemáticas, y Enel perdió terreno en El Chocón–Arroyito, en un repliegue que marca el fin de una era de protagonismo extranjero en la generación hidroeléctrica.

Lo que viene

Tras la revisión técnica que dejó afuera solo al grupo guatemalteco IPS Renewal S.A., ahora comienza un período de observaciones y posibles desempates. El Gobierno definirá si adjudica directamente o convoca a una instancia adicional para las dos centrales donde la diferencia entre las ofertas quedó dentro del umbral del 10%.

El resultado final determinará quién operará, durante tres décadas, algunas de las represas más importantes del país. Pero la tendencia ya es clara: el control de la energía hidroeléctrica argentina comienza a migrar hacia manos locales con creciente capacidad financiera y ambición de expansión.

Pampa Energía consolida su crecimiento en Rincón de Aranda

En su presentación ante inversores, Pampa Energía destacó que alcanzó un récord en su producción de gas. Y el crecimiento sostenido de su producción de petróleo en Rincón de Aranda, con 16 mil barriles diarios. También señaló los primeros efectos positivos del proceso de desregulación del mercado eléctrico, que le permitió autoabastecer su Central Térmica Loma de la Lata.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Fue otro gran trimestre para Pampa. Logramos un récord de producción en gas, seguimos avanzando en Rincón de Aranda y fortalecimos nuestra posición financiera. El proceso de desregulación eléctrica abre además una nueva etapa para el sector, con más competencia y oportunidades de crecimiento.”

Entre los principales hitos operativos, Rincón de Aranda continúa avanzando según lo planificado, alcanzando una producción de 16.000 barriles diarios a través de seis pads activos, con el objetivo de llegar a 20.000 barriles diarios hacia fin de año. Este desarrollo, ubicado en el corazón de Vaca Muerta, representa la mayor inversión en un solo proyecto en la historia de Pampa, con 700 millones de dólares de inversión previstos para 2025, de los cuales ya se ejecutaron casi 540 millones.

La compañía también alcanzó un récord histórico de producción de gas, con 17,6 millones de metros cúbicos por día, y durante el invierno exportó 1,2 millones de metros cúbicos diarios a Chile, además de abastecer con gas propio a su Central Termoeléctrica Loma de la Lata por primera vez en seis años, en el marco del nuevo proceso de desregulación del mercado eléctrico.

El balance financiero se mantuvo sólido, a pesar del fuerte ritmo de inversiones y recompras. Al cierre del trimestre, el endeudamiento neto fue de 874 millones de dólares, y posteriormente descendió a 790 millones, con un ratio deuda neta/EBITDA de 1,1x, uno de los más bajos entre las compañías argentinas. Durante el período, la empresa recompró el 1,5% de sus acciones, con un precio promedio de casi 59 dólares por ADR, mientras la cotización actual ronda los 90 dólares.

En generación eléctrica, el trimestre también mostró resultados positivos, impulsados por la incorporación de Parque Eólico Pampa Energía VI, la gestión propia del combustible y mejores precios por capacidad para los ciclos abiertos, alcanzando una disponibilidad del 94%, un excelente indicador frente al nuevo esquema regulatorio.

Central Puerto y Aluar van a competir por las represas del Comahue

La licitación de las cinco centrales hidroeléctricas del Comahue entró en su etapa decisiva. La secretaria de Energía, María Tettamanti, confirmó que el próximo 23 de octubre se conocerán las ofertas de las empresas interesadas en adquirir los paquetes accionarios y operar las represas durante las próximas tres décadas.

El proceso incluye las concesiones de El Chocón-Arroyito, Alicurá, Piedra del Águila y Planicie Banderita, que en conjunto representan alrededor del 25% de la generación hidroeléctrica del país. La reprivatización se enmarca en el decreto 564/25, que definió la salida al mercado de las concesiones vencidas en 2023, originalmente privatizadas en 1993.

Durante la apertura del Renewables & Electricity Day, organizado por EconoJournal, Tettamanti expresó que su objetivo es que la licitación sea “muy exitosa, con mucha competencia y buenos operadores privados al frente de las centrales”.

Aluar evalúa los términos del proceso

Entre los actores interesados en el proceso aparece Aluar, la principal productora de aluminio del país y una de las grandes consumidoras de energía eléctrica del sistema. Su gerente de Recursos Energéticos, Gabriel Vendrell, valoró los esfuerzos del Gobierno por normalizar el sector eléctrico y destacó la claridad del marco regulatorio de la licitación.

“Creo que la legislación está bien armada, mejor que la de los años noventa, porque el régimen tarifario está incluido en el contrato de concesión. Eso le da mayor fortaleza jurídica para definir los ingresos y la valorización de las centrales”, sostuvo durante su participación en el panel.

Vendrell explicó que la posibilidad de participar del mercado a término contractual es uno de los atractivos del nuevo esquema, ya que habilita progresivamente a los adjudicatarios a vender hasta el 100% de su producción. No obstante, advirtió que la duración del plazo de concesión puede influir en el nivel de competencia y de inversión.

“Cuanto menor es el plazo, mayor la incertidumbre y más alta la tasa que se exige a los proyectos. Eso impacta en una menor recaudación. Pero entiendo las necesidades políticas de caja y que los fondos ingresen lo antes posible”, señaló.

A pesar de las tensiones propias del proceso, el ejecutivo se mostró optimista: “Los pliegos están bien armados, hay interesados y seguramente va a ser una licitación exitosa. Solo unos días de prórroga nos hubieran venido bien”.

Central Puerto confirmó su participación

Por su parte, Central Puerto, que actualmente tiene a su cargo la operación de Piedra del Águila, también confirmó su participación en el proceso. Su director comercial, Gabriel Ures, aseguró que la empresa competirá por continuar operando en el Comahue.

“Vamos a participar en ese proceso sin lugar a dudas”, afirmó Ures, destacando la alineación de la compañía con los objetivos planteados por la Secretaría de Energía para avanzar en la modernización del mercado eléctrico.

Central Puerto es uno de los principales generadores del país y el mayor consumidor de gas natural de la Argentina, con un consumo diario de alrededor de 15 millones de metros cúbicos. Ures subrayó la importancia de poder contratar libremente combustible y energía con grandes usuarios, y celebró las medidas del Gobierno orientadas a liberalizar el mercado.

“Queremos tener la gestión del combustible porque tenemos mucha eficiencia para aplicar en ese segmento. Los objetivos de la Secretaría están cien por ciento alineados con lo que venimos solicitando desde hace años”, sostuvo.