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Luis Caputo

El Gobierno formalizó el ingreso al RIGI del proyecto Carbonatos Profundos

El Gobierno aprobó formalmente la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto “Carbonatos Profundos (DCP)”, que prevé una inversión de US$ 519 millones en desarrollo de minería de oro y plata en San Juan.

El ingreso oficial al RIGI del proyecto minero quedó autorizado mediante la Resolución 6/2026, publicada este jueves en el Boletín Oficial, donde se explicó que el “Carbonatos Profundos” se encuentra enmarcado en el sector minería.

Objetos del proyecto 

  • Exploración de las concesiones mineras Gualcamayo 1 y Gualcamayo 2.
  • Determinación de la factibilidad de su yacimiento de reservas minerales de oro y plata.
  • Construcción, puesta en marcha y operación de la planta de tratamiento de dichos minerales extraídos del Proyecto.

La solicitud de adhesión fue presentada por MINAS ARGENTINAS SA en calidad de Vehículo de Proyecto Único (VPU) para el proyecto que se ubica en la región de Gualcamayo, a 270 km al norte de la capital provincial de San Juan.

El ministro de Economía, Luis Caputo, había destacado días atrás, al momento de anunciar su aprobación, que “este proyecto permite la extensión de vida de una mina en etapa de agotamiento con el desarrollo de un tipo distinto de mineralización y va a emplear 1700 personas en forma directa”.

El proyecto representará una inversión total en activos computables de US$ 519.647.635, superando el monto mínimo de inversión requerido.

En este sentido, la empresa informó que el monto inicial a invertir para el primer año es de US$ 46.741.254 y para el segundo año de US$ 43.858.696, conformando un total de US$ 90.599.950, para lograr superar el 40% del monto mínimo de inversión dispuesto en la Ley Bases.

El texto oficial precisó que en la solicitud presentada al Ejecutivo, la empresa declaró que la fecha límite comprometida para alcanzar el monto mínimo de inversión en activos computables para el proyecto es el 31 de diciembre de 2028.

En el plan de desarrollo de proveedores, se estipuló que el 69% de la totalidad del monto de inversión destinado al pago de proveedores, bienes y obras de infraestructura, durante las etapas de construcción y operación, corresponde a proveedores locales, porcentaje que excede el 20% exigido por la normativa vigente.

El Comité Evaluador de Proyectos RIGI “efectuó un análisis de los antecedentes obrantes en el expediente y, con sustento en los informes técnicos producidos por las dependencias y reparticiones con competencia técnica en la materia, recomendó aprobar la solicitud de adhesión al RIGI del Proyecto Único denominado “Carbonatos Profundos (DCP)” y su plan de inversión”, lo que termina efectivizando este jueves el Ministerio de Economía.

“Carbonatos Profundos” se convirtió en el décimo proyecto RIGI aprobado, por lo cual el régimen ya suma un total de inversiones superior a los US$ 25.000 millones.

El salvavidas del Comahue: las empresas pagaron las concesiones por las represas

Luis Caputo consiguió un poco de aire. La nueva concesión de las represas hidroeléctricas del Comahue son una realidad y el Gobierno nacional consiguió fondos frescos para afrontar los vencimientos de deuda previstos para el 9 de enero.

Según informaron desde la Secretaría de Energía de la Nación, las empresas pagaron los fondos comprometidos por las centrales Alicurá, Piedra del Águila, El Chocón–Arroyito y Cerros Colorados, ubicadas sobre los ríos Limay y Neuquén, un bloque estratégico para el abastecimiento del sistema eléctrico nacional.

De esta manera, las arcas del Gobierno nacional se engrosaron en un poco más de los 700 millones de dólares que implicó la operación por las represas hidroeléctricas.

Cómo siguen las represas del Comahue

Ahora, la Secretaría de Energía deberá notificar formalmente a las concesionarias salientes la fecha de toma de posesión. Según el Boletín Oficial, el acto está fijado para el 8 de enero de 2026, con coordinación entre empresas, provincias y el Estado nacional.

Ese momento marcará el traspaso efectivo del control operativo de las represas. A partir de allí, los nuevos concesionarios asumirán la generación eléctrica y las obligaciones contractuales.

Central Puerto y Aluar se anotan por las represas.

Un proceso que llevó tiempo

La privatización de las represas del Comahue atravesó un extenso recorrido que demandó más de un año de trabajo. Luego de la finalización de las concesiones originales, el Estado implementó un esquema de administración provisoria y, más tarde, puso en marcha una licitación pública de alcance nacional e internacional.

Ese procedimiento culminó con la adjudicación definitiva y, finalmente, con la acreditación de los fondos correspondientes. Con el pago ya realizado, el traspaso del control de los complejos hidroeléctricos quedó formalmente cerrado.

El Gobierno había definido un esquema estricto para evitar demoras o eventuales incumplimientos. Por ese motivo, estableció un lapso reducido entre la adjudicación y la cancelación de los montos comprometidos, en coincidencia con el inicio del año calendario.

El monto de la operación

El ingreso total para el Estado superó los 700 millones de dólares. Ese monto resultó de la sumatoria de las propuestas económicas ganadoras presentadas para cada una de las centrales incluidas en el concurso.

Por la represa Alicurá, el consorcio liderado por Edison Holding desembolsó 162 millones de dólares. En El Chocón, el grupo BML junto a sus socios transfirió 235,6 millones de dólares.

En el caso de Cerros Colorados, la cifra abonada alcanzó los 64,1 millones de dólares, mientras que Central Puerto concretó un pago de 245 millones de dólares para quedarse con la concesión de Piedra del Águila.

Los pagos se realizaron mediante transferencias únicas, tal como lo establecía el Pliego de Bases y Condiciones de la licitación, sin contemplar instancias de prórroga.

Gualcamayo ingresa al RIGI con un megaproyecto aurífero de U$S 665 millones

El Gobierno nacional aprobó la incorporación del proyecto minero Gualcamayo al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), con una inversión comprometida de USD 665 millones. La confirmación llegó a través del ministro de Economía, Luis Caputo, y convierte a esta iniciativa en el segundo emprendimiento minero de San Juan en ingresar al régimen, luego de Los Azules.

La empresa Minas Argentinas S.A., controlada por Aisa Group, informó que el Comité Evaluador del Gobierno emitió un dictamen técnico favorable para el Proyecto Carbonatos Profundos (DCP). Este aval constituye el paso previo a la resolución definitiva y sienta las bases para transformar a Gualcamayo en un complejo productivo con proyección mínima de 30 años.

Desde la compañía destacaron que la aprobación del RIGI refuerza su estrategia de largo plazo para reactivar la minería en San Juan y aportar al desarrollo económico nacional, mediante la generación de empleo, incorporación de tecnología y previsibilidad para inversiones de gran escala.

El plan aprobado contempla desembolsos por más de USD 660 millones, incluyendo USD 50 millones destinados exclusivamente a exploración geológica. El núcleo del proyecto es el desarrollo del yacimiento Carbonatos Profundos, que cuenta actualmente con más de 3,5 millones de onzas de oro en recursos certificados bajo los estándares internacionales NI 43-101 y JORC. De ese total, 2,45 millones de onzas ya están clasificadas como reservas.

El proyecto Gualcamayo

Según el último reporte técnico de abril de 2025, el distrito minero Gualcamayo concentra más de 5 millones de onzas de oro en recursos, con 3,2 millones de onzas en la categoría de reservas probadas y probables. La empresa se encuentra finalizando una actualización de estos datos y proyecta un incremento del 20% respecto del informe anterior.

En paralelo, Minas Argentinas avanza con un programa de exploración distrital tanto de corto como de largo plazo. Hasta el momento, apenas el 4% de la superficie del proyecto fue explorada en profundidad, lo que abre un amplio margen para ampliar la base de recursos y extender la vida útil del yacimiento.

Los estudios de prefactibilidad se encuentran en una etapa avanzada y la compañía confirmó que en el corto plazo comenzará con las ingenierías y la factibilidad técnica. La etapa de construcción, prevista para fines de 2027, demandará entre 1.000 y 1.500 trabajadores, mientras que en la fase operativa, estimada para fines de 2029, se consolidarán alrededor de 600 empleos directos permanentes.

El visto bueno de Nación

El desarrollo incluye una mina subterránea de última generación, una nueva planta de procesamiento y la instalación de una planta de oxidación a presión (POX), una tecnología clave para el tratamiento de minerales complejos. Esta planta será una de las primeras de su tipo en Sudamérica y posicionará a San Juan entre los polos mineros más avanzados de la región.

Además, el proyecto incorpora un parque solar fotovoltaico de 50 MW que permitirá abastecer gran parte de la demanda energética de la operación y reducir de forma significativa la huella de carbono.

La aprobación del RIGI representa un punto de inflexión para Gualcamayo, que hace apenas dos años atravesaba un proceso de cierre. El anuncio fue celebrado por el ministro Luis “Toto” Caputo, quien destacó públicamente la incorporación del proyecto sanjuanino al régimen de incentivos a través de sus redes sociales.

Nación analizará incluir las inversiones para el upstream de Vaca Muerta en el RIGI

La provincia del Neuquén solicitó al gobierno nacional la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream de petróleo y gas natural -particularmente aquellas destinadas a generación incremental de producción- dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El principal objetivo es impulsar el desarrollo de Vaca Muerta.

Durante un encuentro que mantuvieron en la ciudad de Neuquén, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, le entregó la solicitud al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo. El mandatario provincial destacó que la propuesta permitiría contribuir significativamente al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial y fortalecer la integración energética regional con Chile, Brasil y Uruguay.

El mandatario también le transmitió a Caputo la necesidad de extender el alcance del RIGI a actividades de upstream específicas, que incluye la liberación gradual del cepo cambiario; el congelamiento de las normas tributarias, mantenimiento de tasa impositiva por 30 años; la reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias; y la exención de aranceles por la importación de bienes de capital (repuestos e insumos esenciales).

“Neuquén y la Argentina pueden escalar rápidamente su producción si se incentivan las inversiones en upstream dentro de un marco como el RIGI que ofrezca horizonte de largo plazo y reglas uniformes”, destacó el gobernador en la nota que entregó a Caputo.

 

Vaca Muerta como punta de lanza

Se refirió al impacto directo en divisas, exportaciones y balanza energética y aseguró que la inclusión de proyectos de upstream dentro del RIGI permitiría “acelerar el ingreso de capital en perforación y completación de pozos; generar producción incremental de petróleo con impacto exportador inmediato; aumentar la oferta de gas natural, clave para sustituir combustibles líquidos importados; multiplicar los saldos exportables de crudo y gas en los próximos 3-5 años; contribuir significativamente al superávit de la balanza energética; y garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial”.

Entre los fundamentos, Figueroa destacó que “el desarrollo de petróleo y gas natural, y en especial el no convencional, constituye el principal motor económico de la República Argentina en términos de generación de divisas, sustitución de importaciones, empleo, actividad industrial asociada e ingresos fiscales”.

Además, explicó que su dinámica requiere elevadas tasas de reinversión anual, con ciclos de inversión continua; escalabilidad para sostener curvas de producción crecientes; financiamiento intensivo, en dólares, para perforación, completación, infraestructura de superficie y transporte; y reducción del riesgo macroeconómico, en particular acceso a divisas, estabilidad fiscal y previsibilidad de largo plazo.

“El RIGI fue diseñado precisamente para habilitar decisiones de inversión de gran escala bajo condiciones estables y financiables, y entendemos que el segmento upstream de hidrocarburos cumple con todos los criterios objetivos del régimen, tanto por magnitud como por impacto económico”, indicó el gobernador.

El mandatario neuquino explicó que a nivel global y regional existen regímenes de promoción permanentes a la explotación de hidrocarburos, como por ejemplo en Brasil bajo el esquema de REPETRO, que reconoce la necesidad de contar con un esquema de incentivo a este tipo de inversiones.

“Asimismo, las condiciones actuales de mercado (precios, acceso a mercados) dificultan la elegibilidad de nuevos proyectos de inversión en el upstream de nuestro país, siendo en este contexto necesario generar condiciones equiparables al resto del mundo para hacer de Argentina un destino para nuevas inversiones”, expresó.

 

El futuro

Figueroa remarcó que la previsibilidad regulatoria que brinda el RIGI permite acelerar proyectos vinculados a nuevos usos del gas, tales como GNL modular y a gran escala, orientado a exportación; fertilizantes nitrogenados, clave para la competitividad agroindustrial; ampliación petroquímica, con impacto en valor agregado; GNC pesado / gas para transporte, sustituyendo gasoil importado; integración energética regional (Chile, Brasil, Uruguay); y producción de hidrógeno azul, con captura de carbono asociada.

“Todos estos sectores dependen críticamente de la disponibilidad de gas incremental, que solo puede asegurarse si la inversión upstream se acelera. Por ello, la incorporación al RIGI no solo favorece al sector productor, sino que habilita a toda la cadena energética e industrial”, finalizó.

Tras firmar Chubut, ¿cómo se mueve el tablero petrolero y qué operadoras captarán más beneficios?

La decisión del Gobierno nacional de avanzar con la quita de retenciones a la exportación de petróleo convencional abrió una etapa decisiva para las provincias productoras. Chubut se convirtió en la primera jurisdicción en firmar el acta de entendimiento con Nación, un paso que redefine la competitividad de las cuencas maduras y obliga a Neuquén, Mendoza y Santa Cruz a acelerar sus propias definiciones.

El nuevo esquema beneficia de manera directa a operadoras como Pan American Energy (PAE), Capsa-Capex, Pecom, Compañía General de Combustibles (CGC), Quintana Energy, Clear Petroleum y Crown Point.

El acuerdo rubricado en el Palacio de Hacienda entre Ignacio Torres y las autoridades nacionales marca un giro estructural. Según el acta, la Nación se compromete a modificar el régimen de derechos de exportación, la provincia a revisar sus regalías y cánones, y las operadoras a sostener los niveles de actividad e inversión.

Se trata de un pacto de esfuerzos compartidos que apunta a estabilizar la producción convencional, reactivar equipos y garantizar empleo en una cuenca que viene registrando declino natural desde hace años.

Chubut tomó la delantera: acuerdo, compromisos y un mensaje al resto del país

El entendimiento con Nación coloca a Chubut como la provincia que marca el ritmo. La presencia del Jefe de Gabinete, Manuel Adorni; del ministro de Economía, Luis Caputo; del ministro del Interior, Diego Santilli; del secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González; y del presidente de la CEPH, Carlos Ormachea, demuestra el peso político del anuncio.

El acta establece que la Nación reducirá progresivamente los derechos de exportación del crudo convencional, hoy en 8% cuando el valor del barril supera los 60 de dólares. Pero el punto más sensible fue el compromiso asumido por Chubut de revisar regalías y cánones, una señal de acompañamiento fiscal que busca mejorar la rentabilidad del convencional y evitar que la caída natural de los yacimientos continúe afectando la actividad.

El esquema tripartito se completa con las operadoras, que deberán reinvertir en la cuenca todos los fondos que se liberen por la quita de retenciones.

Esto incluye incrementar la producción mediante nuevos proyectos de explotación, reactivar pozos y equipos de torre, mejorar la eficiencia operativa y sostener el nivel de empleo directo e indirecto.

Para empresas como PAE, Capsa-Capex, Pecom, CGC y Crown Point, la medida significa una mejora inmediata en el precio doméstico y un horizonte de mayor previsibilidad.

Además, el Gobierno nacional remarcó que la política de reducción tributaria continuará, con el objetivo de aliviar al sector privado, atraer inversiones y consolidar un crecimiento sostenido basado en reglas claras.

PCR invertirá 20 millones de dólares en Mendoza.

¿Qué dijeron las demás provincias productoras?

La decisión de Chubut generó un efecto dominó entre las provincias productoras. Santa Cruz ya confirmó que firmará el acuerdo y anticipó cómo quedará su esquema de retenciones.

El gobernador Claudio Vidal detalló que el nuevo sistema estará estructurado de la siguiente manera: 0% de retenciones hasta un precio del barril de 65 dólares, un esquema móvil de hasta 8% entre 65 dólares y 80 dólares, y 8% por encima de ese valor.

El anuncio muestra la intención de acompañar la medida, aunque la firma podría demorarse por la emergencia climática que atraviesa la provincia.

Neuquén también celebró la decisión nacional. El gobernador Rolando Figueroa destacó que la quita de retenciones está alineada con la política provincial de reducción de regalías e ingresos brutos para el convencional.

Aunque el foco neuquino está puesto en Vaca Muerta, el alivio tributario al convencional podría destrabar inversiones en áreas maduras operadas por empresas medianas. La provincia viene reclamando mayor competitividad tributaria y el acuerdo nacional abre una ventana de coordinación con la OFEPHI.

Mendoza, en tanto, recordó que desde hace años aplica reducciones de regalías en múltiples áreas. La ministra de Energía, Jimena Latorre, señaló que la eliminación de retenciones es coherente con sus políticas de incentivo y permitirá profundizar la recuperación de producción convencional.

Sin embargo, la provincia mantiene sus tiempos internos para definir su adhesión formal, dado que su estructura productiva es más heterogénea.

El estudio PAGBAM brindó asesoramiento integral en el proceso de Licitación Pública Nacional N° 006/2025, impulsado por FOMICRUZ S.E

Empresas beneficiadas y reconfiguración del mapa inversor

La quita de retenciones beneficia a todas las operadoras, pero algunas captarán mayor impacto inmediato. PAE, primer productor del Golfo San Jorge, es una de las principales ganadoras al mejorar el precio de referencia doméstico y obtener condiciones más favorables para proyectos de recuperación secundaria y terciaria. Capsa-Capex también se ve fortalecida, especialmente en áreas maduras donde la reinversión continua es indispensable.

Pecom, CGC y Crown Point recuperan competitividad exportadora y mejoran su margen en el mercado interno. Para varias de estas firmas, cuyos proyectos requieren largos plazos de maduración y altos costos operativos, la quita del 8% y la revisión de regalías y cánones en Chubut son un punto de inflexión.

El acuerdo también beneficia a operadoras que no exportan, ya que el precio doméstico se ajusta automáticamente al valor internacional cuando desaparece la retención. Esto garantiza que el aumento del precio de referencia también alcance a quienes venden internamente.

Festeja Chubut: ¿Cómo impactará la baja de retenciones al convencional?

El Gobierno Nacional y la provincia de Chubut firmaron un acta de entendimiento destinada a modificar el esquema de derechos de exportación del crudo convencional. El objetivo es preservar la actividad en las cuencas maduras, fortalecer las inversiones y sostener el empleo asociado a la industria hidrocarburífera.

El encuentro se realizó en el Palacio de Hacienda y estuvo encabezado por el Jefe de Gabinete, Manuel Adorni. También participaron el ministro de Economía, Luis Caputo; el ministro del Interior, Diego Santilli; y el gobernador chubutense, Ignacio Torres. La reunión incluyó además al secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, y al titular de la CEPH, Carlos Ormachea.

Nación, Chubut y las operadoras

El acta establece un esquema de “esfuerzos compartidos” que comenzará a aplicarse en Chubut y se ampliará a otras provincias productoras. La Nación asumió el compromiso de avanzar en la reducción de derechos de exportación, iniciado con la eliminación gradual de retenciones para el crudo convencional. Según el Gobierno, esta medida busca aliviar la carga fiscal y dar previsibilidad a las inversiones.

La provincia, por su parte, ratificó su decisión de acompañar al sector mediante la revisión de regalías y cánones, mientras que las operadoras petroleras se comprometieron a sostener la producción, mantener planes de inversión y garantizar la actividad en las áreas maduras. El objetivo principal es reactivar pozos, mejorar la eficiencia operativa y sostener el empleo directo e indirecto.

El Gobierno Nacional remarcó que este acuerdo se enmarca en una hoja de ruta orientada a reducir la presión impositiva sobre la producción energética. Según señalaron los funcionarios, la búsqueda es generar condiciones estables que permitan nuevas inversiones y consoliden un crecimiento sostenido.

Torres: “Es un punto de inflexión para la cuenca”

En declaraciones radiales, el gobernador Ignacio Torres destacó que el acuerdo marca un quiebre para la industria en Chubut. Afirmó que se trata del primer entendimiento que combina esfuerzos entre Nación, provincia, gremios y empresas para bajar la carga fiscal y mejorar la competitividad en los yacimientos.

Torres señaló que la eliminación del 8% aplicado al petróleo pesado permitirá que el ahorro fiscal se traduzca en nuevas inversiones. Explicó que este tipo de crudo es esencial para la refinación y que, según estimaciones de la Secretaría de Energía, el país hubiera necesitado importarlo dentro de tres años si no se reforzaba la producción local.

“Esta decisión no solo reconoce el esfuerzo de nuestra gente, sino que también devuelve previsibilidad a uno de los motores centrales de la economía chubutense”, aseguró Torres en su cuenta de X.

“La eliminación de retenciones representa la tercera inversión más importante de la Cuenca del Golfo San Jorge, con un impacto estimado de 370 millones de dólares que se reinvertirán directamente en la industria. Esto significa más actividad, más producción y, sobre todo, más empleo para miles de familias que viven del trabajo energético en nuestra provincia. Seguiremos acompañando cada inversión con reglas claras y compromiso”, destacó.

“Cuando la Provincia, la Nación, las empresas y los gremios empujamos en la misma dirección, los resultados se ven y el futuro empieza a tomar forma. Hoy, Chubut vuelve a ser ejemplo de lo que podemos lograr trabajando en equipo”, aseveró.

AGEERA advirtió que la operatividad del SADI está en peligro

Son tres meses donde el Gobierno no ha saldado la deuda que mantiene la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) con las empresas nucleadas en la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA). Esto llevó a que Nación formalice la propuesta para cancelar los incumplimientos que fines de abril alcanzaba 1.074.258.000.000 de pesos.

A través de la Resolución 58/2024 publicada este miércoles en el Boletín Oficial, la administración de Javier Milei oficializó la propuesta que le hizo Luis Caputo a las compañías.

La misma consiste en una quita del 50% mediante la entrega de un bono en dólares (AE38) para diferir los montos vencidos correspondientes a diciembre y enero. Mientras que el pago de febrero sería en efectivo.

Mediante un comunicado que lleva la firma del presidente de la comisión directiva de AGEERA, Gabriel Baldassarre, las empresas rechazaron la modalidad de pago y enumeró una serie de consideraciones.

  • Resulta en una afectación de los derechos contractuales de los Agentes Generadores y una violación a su derecho de propiedad privada;
  • Impacta en los compromisos financieros asumidos por algunos Generadores con quienes otorgaron financiamiento para desarrollar las inversiones en sus respectivas centrales;
  • Implica una quita adicional en la remuneración de los generadores que venden su energía al Spot en pesos, la cual ya se ha visto desvalorizada fuertemente por la elevada inflación de los últimos meses;
  • Afecta en forma directa los programas de operación, mantenimiento e inversión en generación incrementando innecesariamente el riesgo del sistema eléctrico, en particular a las centrales que venden su energía al Spot, en pesos y a precios desactualizados;
  • Resulta una alteración a contratos adjudicados en procesos licitatorios públicos lo que genera un precedente que desalentará nuevas inversiones, como ya sucedió en el pasado;
  • Compromete la responsabilidad de CAMMESA y del Estado Nacional (Secretaría de Energía), en tanto la misma afectaría derechos adquiridos de los Agentes Generadores los cuales forman parte de su propiedad;
  • Afecta la seguridad jurídica en general, y de manera particular en el MEM, lo cual resulta de extrema gravedad ya que sería la primera oportunidad desde la creación del MEM, en la que la Administración Pública modifica unilateralmente contratos de abastecimiento.

“Respecto de este último punto, es relevante recordar que los PPAs son contratos que se gestaron como un compromiso de CAMMESA en el marco de regímenes de promoción de inversiones en un sector en el cual, a pesar de existir la necesidad de nueva generación, no estaban dadas las condiciones para la inversión privada producto de una señal de precio fuertemente distorsionada por los subsidios”, remarcaron las compañías.

“Queremos destacar que una modificación unilateral, tanto en los contratos como en los demás derechos adquiridos, repercutiría fuertemente en el mercado eléctrico y las señales para inversión futura, así como en la credibilidad financiera de las empresas, del mercado y del país. De esta manera, un problema financiero del mercado energético se convertiría en un incumplimiento del Estado Nacional, fuerte signo de falta de seguridad jurídica”, afirmaron.

Un bono es para la deuda que mantiene Nación con las empresas.

AGEERA y una situación crítica

Desde la asociación también remarcaron que los agentes generadores se encuentran en una situación crítica y el cuadro de situación se puede agravar si la deuda se extiende con las obligaciones de marzo de este año.

“Adicionalmente, resulta de suma gravedad el hecho de que CAMMESA, contando con fondos disponibles provenientes de cobranzas de la demanda y de aporte del Tesoro Nacional no efectuó los pagos correspondientes”, subrayaron.

Desde AGEERA destacaron que esta situación un grave incumplimiento:

  • de sus deberes bajo la regulación aplicable (artículo 5.6. de Los Procedimientos de CAMMESA);
  • a lo instruido por la Secretaría de Energía de la Nación N° NO-2024-41388222-APN-SE/MEC de fecha 23/04/24 y;
  • a lo remarcado por el Directorio de CAMMESA con fecha 18/04/24, dado que no necesita CAMMESA instrucciones para cumplir con la normativa aplicable. Si bien se rechaza la Resolución en su totalidad, el hecho de sujetar el pago de febrero (para el cual como se dijo en el párrafo precedente, CAMMESA posee fondos disponibles desde mediados de abril) a la firma de un acuerdo en el cual se acepte el pago en bonos para los montos correspondientes a diciembre y enero (con la quita que ello implica), resulta especialmente inaceptable.

“Ante el escenario de incumplimiento de los pagos descripto, muchos de nuestros asociados han debido reprogramar mantenimientos, diferir la cancelación de costos operativos corrientes, aplazar el tratamiento de paritarias sindicales, siendo objeto de medidas de fuerza y hasta se han visto forzados a poner en riesgo el pago de salarios, encontrándose en muchos casos al límite de sus capacidades financieras”, aseveraron.

“Esta situación afecta el desarrollo normal de nuestra actividad y compromete críticamente la continuidad operativa del Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”, advirtieron.

“Finalmente, manifestamos y reiteramos que esta asociación y sus asociados mantienen su voluntad de diálogo y están dispuestos a colaborar con las autoridades competentes en la búsqueda de soluciones aceptables tanto a este como el resto de los problemas del sector”, subrayaron.