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23 febrero, 2026

EEUU podría ser la herramienta de Techint para denunciar antidumping

La licitación por la compra de tubos para el proyecto de GNL (gas natural licuado) desde Río Negro generó una gran controversia en la industria hidrocarburífera. La empresa Welspun desplazó al Grupo Techint para la distribución de los caños que llevará el gas de Vaca Muerta a las costas de Río Negro.

El contrato para la compra de tubos de 36 pulgadas entre Southern Energy (SESA) y Welspun se firmó el 23 de diciembre. Según informó La Nación, la empresa india presentó una propuesta un 45% inferior a lo que ofertó Techint. Sin embargo, desde el holding de Paolo Rocca destacaron que la propuesta “era competitiva con el precio internacional en condiciones de competencia leal”.

Desde Techint consideran que los precios ofertados por Welspun podrían no reflejar todos los costos asociados a una operación de importación y que, en ese marco, analizan recurrir a las autoridades para que se investigue si hubo dumping.

En tanto, desde la firma india niegan cualquier práctica desleal y afirman que la decisión se tomó por precio y cumplimiento técnico.

Welspun en el centro de la escena

La disputa por los caños del proyecto de GNL tuvo repercusión a nivel internacional. El tema tampoco pasó desapercibido en la presentación de resultados de Tenaris y en conversación con los inversores.

El propio Paolo Rocca fue quien explicó cómo fue el proceso de licitación para los tubos para el proyecto de producción de GNL en Argentina. “El proyecto es llevado a cabo por una empresa privada que, digamos, incluye a diferentes accionistas, pero es una empresa privada. Hicieron una terna, una terna muy abierta para todos. Y básicamente, perdemos la licitación porque eran más altos que el postor más bajo. El postor, como decías, era una empresa india. Cosas como esta pasan, obviamente”, subrayó el CEO del Grupo Techint.

Rocca también sostuvo que el holding no cambió su postura sobre las sospechas de antidumping por parte de Welspun. “Ahora lo que estamos haciendo, estamos analizando la oferta para ver si esta es una oferta que está siguiendo la práctica comercial o está expuesta a un caso antidumping potencialmente planteado por nosotros”, aseguró.

“Por el momento, no tomamos una decisión. Solo estamos estudiando la condición, la condición del mercado local para la empresa india, la condición de los precios de esto porque creemos que esto es importante”, advirtió.

El aliado de Techint

En este sentido, el ejecutivo manifestó que el acuerdo entre Argentina y Estados Unidos brindará mejores herramientas para facilitar y legitimar el análisis y eventual reclamo por dumping.

“Recordamos que la Argentina había firmado un acuerdo con los Estados Unidos en el que ambas partes se comprometen a abordar las prácticas comerciales desleales en ambos países. Es lógico que los Estados Unidos avancen o introduzcan de cerca esto en la relación con diferentes regiones, diferentes áreas. Y esto es parte del acuerdo, el acuerdo de inversión de comerciante recíproco entre Argentina. Así que pensamos que debería haber un buen ambiente para analizar la situación específica de esta oferta y esta licitación”, consideró.

9 febrero, 2026

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 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.

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.

7 noviembre, 2025

Nueve empresas compiten por quedarse con las represas del Comahue

El futuro de las principales represas hidroeléctricas de la Patagonia se empieza a definir: el Gobierno confirmó que nueve empresas se presentaron para participar del proceso de licitación destinado a reprivatizar la operación de los complejos Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila.

La adjudicación implicará la venta del 100% del paquete accionario de las sociedades concesionarias que administran estas centrales, en lo que constituye un movimiento estructural dentro del sector energético.

La iniciativa se desarrolla bajo la supervisión de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas (ATEP) junto con la Secretaría de Energía. El proceso busca concluir antes de fin de año con la definición de los nuevos operadores.

IPS Renewal SA, Central Puerto, Central Costanera, Hidroeléctrica Futaleufú (conformado por Genneia, Aluar y Futaleufú), BML Inversora SAU, Enel Argentina, AES Argentina Generación, Pampa Energía y Edison Inversiones SAU son las empresas que se disputarán las represas del Comahue.

La reprivatización fue formalizada mediante la Resolución 1200/2025 del Ministerio de Economía, en el marco de la segunda fase de desinversión de ENARSA dispuesta por el Decreto 286/2025.

Desde el Gobierno destacaron que el lanzamiento de la licitación generó un fuerte interés tanto local como internacional. Solo en la etapa de consultas se recibieron más de 300 presentaciones técnicas y administrativas de potenciales oferentes, lo que fue interpretado como una señal de confianza del mercado.

Para las autoridades, se trata de un activo atractivo por su rol estratégico en el sistema eléctrico y su impacto en la seguridad energética del país.

Una nueva modalidad

Una de las características más novedosas del proceso es que, por primera vez en este tipo de licitaciones, todo se realizará de manera digital a través de la plataforma Contrat.Ar. La Oficina Nacional de Contrataciones será la responsable del sistema, que permite gestionar los procesos con trazabilidad completa y elimina la tradicional modalidad de sobres físicos, incluso en un procedimiento que podría involucrar ofertas millonarias.

El Gobierno asegura que este esquema digital garantiza mayor transparencia y competencia, pilares fundamentales para un proceso que busca atraer inversiones privadas en infraestructura energética de gran escala. También representa un cambio de paradigma respecto del modelo de gestión estatal que predominó en los últimos años, con un enfoque más orientado hacia la eficiencia operativa y la capacidad de financiamiento del sector privado.

Las exigencias para quedarse con las represas

El pliego licitatorio establece exigencias técnicas que restringen la participación a compañías con experiencia comprobada. Los postulantes deberán acreditar operación en centrales hidroeléctricas de al menos 100 MW tanto en promedio histórico como en los últimos dos años, junto con una disponibilidad técnica superior al 90% en ese período. Además, se requiere un historial de al menos cinco años de gestión continua en activos de generación hidroeléctrica de gran potencia.

La Secretaría de Energía explicó que dicho pliego fue elaborado junto a la ATEP y en coordinación con las provincias de Neuquén y Río Negro, que albergan estos complejos clave para el sistema interconectado nacional. El objetivo es asegurar que la transición hacia nuevos operadores no afecte la seguridad del suministro y preserve estándares elevados en la gestión de infraestructura crítica.

La licitación continuará ahora con la evaluación de la calificación técnica de los interesados. En una etapa posterior se realizará la apertura de las ofertas económicas, donde se definirá finalmente quiénes asumirán el control operativo de las represas. Desde el Gobierno remarcan que el Estado dejará de tener el rol de operador directo, pero conservará la función de regulador y supervisor del servicio.

Mientras se avanza en la definición de los futuros concesionarios, la reprivatización de las represas del Comahue se consolida como uno de los procesos más relevantes del año en materia energética. Su impacto se proyecta no solo en términos de eficiencia y competitividad, sino también en la capacidad de atraer nuevas inversiones para una matriz eléctrica que requiere más generación y una infraestructura moderna para sostener la demanda futura.

7 octubre, 2025

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.