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Privatización

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.

¿Privatizar o no? Qué dijo Horacio Marín sobre el futuro de YPF

El debate sobre la posible privatización de YPF reapareció durante la presentación de la ley ómnibus del gobierno de Javier Milei. En su versión inicial, la empresa figuraba entre las compañías sujetas a privatización, aunque luego fue retirada del proyecto ante la falta de apoyos legislativos. En ese contexto, Horacio Marín fue consultado sobre su posición personal.

El presidente y CEO de YPF contó que la misma pregunta surgió internamente cuando asumió la conducción. Pero aclaró que su rol no es intervenir en decisiones que corresponden a la política. Según explicó, su prioridad es exclusivamente la generación de valor para la compañía y sus accionistas.

En diálogo con radio Splendid, Marín recordó que las modificaciones estructurales de YPF requieren un amplio consenso institucional y que los empleados no son quienes deben involucrarse en ese tipo de definiciones.

Horacio Marín: “no soy quien decide su futuro”

Durante la entrevista, el ejecutivo relató cómo respondió cuando sus propios equipos le preguntaron por la eventual privatización. “¿A vos te parece que yo puedo opinar si tu amigo tiene que vender o comprar acciones? No. Yo soy un empleado de YPF y mi trabajo es generar valor para YPF”, afirmó.

El CEO remarcó que cualquier discusión sobre privatizar o no la compañía es una decisión que corresponde al Ejecutivo y al Congreso. Recordó que, por ley, un cambio de ese tipo exige más de dos tercios de aprobación en ambas cámaras, lo que lo convierte en un debate estrictamente político.

“Es una discusión del Estado, no de los empleados”

Marín insistió en que no le corresponde influir sobre decisiones de propiedad estatal. “Si el presidente Milei piensa que hay que privatizar, está en todo su derecho porque es el accionista. Es una discusión del Estado, no de los empleados de YPF. Todos los días tengo que venir a generar valor para YPF. Ese es mi trabajo”, aseguró.

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.

El Gobierno desarma el Plan Gas.Ar y corre al Estado del negocio del gas

El Gobierno nacional dio un paso clave en la reconfiguración del mercado del gas natural al modificar el funcionamiento del Plan Gas.Ar y avanzar en la salida del Estado como intermediario en los contratos de compraventa. La medida quedó plasmada en la Resolución 606/2025 de la Secretaría de Energía, que redefine el rol de Energía Argentina (EA) y acelera el retorno a relaciones contractuales directas entre privados.

La decisión se inscribe en una estrategia más amplia de reducción de la participación estatal en actividades consideradas propias del sector privado. En ese marco, el Ejecutivo busca ordenar el esquema heredado del Plan Gas.Ar, lanzado en un contexto macroeconómico distinto y con un fuerte protagonismo del Estado en la administración del mercado.

Uno de los ejes centrales de la resolución es la cesión de los contratos de compraventa de gas natural que Energía Argentina firmó con los productores. Esos acuerdos, destinados al abastecimiento de la demanda prioritaria, pasarán ahora a manos de las distribuidoras de gas por redes, eliminando la intermediación estatal.

Con este cambio, los productores cobrarán directamente de las distribuidoras el precio del gas incorporado en las tarifas, mientras que el Estado mantendrá el esquema de compensaciones previsto en el Plan Gas.Ar para cubrir la porción subsidiada del precio en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST). El objetivo oficial es que el precio del gas refleje, de manera progresiva, la libre interacción entre oferta y demanda.

La resolución también se vincula con el proceso de privatización total de Energía Argentina, iniciado por decreto en abril de este año. En ese contexto, el Gobierno considera necesario “reconducir” las relaciones contractuales vigentes y evitar intermediaciones que, según el diagnóstico oficial, ya no resultan justificadas.

los subsidios en el centro de la escena.

Menos controles y alivio regulatorio para los productores

Además de la cesión de contratos, la norma introduce cambios relevantes en las obligaciones que pesaban sobre los productores adheridos al Plan Gas.Ar. Entre ellos, se elimina la obligación de informar trimestralmente el avance de los planes de inversión comprometidos, aunque se mantiene la exigencia de cumplir con esas inversiones.

La Secretaría de Energía conservará la facultad de solicitar información puntual si lo considera necesario, pero el alivio administrativo apunta a reducir cargas regulatorias en un contexto de normalización del mercado. Esta flexibilización no alcanza a los compromisos asumidos en las rondas más recientes del plan, que seguirán bajo el régimen vigente.

Otro cambio técnico de peso es la eliminación del factor de división por 0,7 en el cálculo de los compromisos de inyección de gas para los productores que adhieran a la resolución. Esta modificación impacta directamente en las obligaciones de entrega y es vista por el sector como una señal de mayor previsibilidad operativa.

En paralelo, el Gobierno elevó al 90% el porcentaje de pago provisorio de las compensaciones que perciben los productores por las entregas realizadas, sobre la base de las declaraciones juradas mensuales. El ajuste busca mejorar el flujo financiero del sector sin alterar los objetivos centrales del esquema.

El shale gas cada vez más cerca de Brasil.

Nuevo esquema contractual y rol del ENARGAS

La resolución también ordena la asignación de volúmenes correspondientes a la Ronda 4.2 del Plan Gas.Ar. En este proceso, el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) tendrá un rol de supervisión, garantizando que la transición contractual se realice de manera ordenada.

Energía Argentina deberá informar a los productores cómo se distribuirán los volúmenes entre las distintas distribuidoras y, eventualmente, CAMMESA. La prioridad será asegurar el abastecimiento del denominado “Gas de Pico” para los años 2024 y 2025, clave para cubrir la demanda invernal.

La adhesión al nuevo esquema será voluntaria, tanto para productores como para distribuidoras, pero no admitirá condiciones parciales. Quienes acepten deberán formalizar nuevos contratos directos, que deberán ser presentados ante la Secretaría de Energía y el ENARGAS.

Según el Gobierno, los cambios no implican un impacto directo en las tarifas finales de los usuarios, ya que se trata de modificaciones instrumentales. Sin embargo, la resolución marca un punto de inflexión: el inicio del desarme del Plan Gas.Ar tal como fue concebido y un paso más en la salida del Estado del negocio del gas.

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.

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.

Central Puerto consolidó su posición en el mercado.

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.

Nación oficializó nuevas condiciones para la privatización de las represas

El Ministerio de Economía formalizó la incorporación de nuevas condiciones al pliego de licitación para la venta de las acciones de cuatro represas hidroeléctricas ubicadas en la Patagonia. La medida quedó plasmada en la Resolución 1569/2025, publicada en el Boletín Oficial, y forma parte del proceso de privatización de la empresa estatal Energía Argentina S.A. (ENARSA).

La norma aprueba la Circular Modificatoria N° 4 al Pliego de Bases y Condiciones del Concurso Público Nacional e Internacional N° 504/2-0001-CPU25. Esta licitación abarca la venta del paquete accionario de las sociedades titulares de los complejos hidroeléctricos Alicurá, El Chocón-Arroyito, Cerros Colorados y Piedra del Águila.

Un paso clave en el proceso de privatización

El texto oficial recuerda que, en abril de 2024, la Secretaría de Energía instruyó a ENARSA y a Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) a conformar estructuras societarias para asumir de manera transitoria la operación de estas centrales. De esa instrucción surgieron cuatro nuevas sociedades anónimas, con participación mayoritaria de ENARSA.

Posteriormente, por el Decreto 718/2024 se otorgó la concesión a esas sociedades para operar los aprovechamientos hidroeléctricos, aunque la entrada en vigencia quedó supeditada al resultado del proceso licitatorio y a la transferencia de acciones.

En agosto de 2025, el Gobierno avanzó con la autorización para privatizar totalmente ENARSA, separando sus actividades por unidad de negocio. A partir de esa decisión, la Secretaría de Energía de la Nación quedó facultada para llevar adelante el Concurso Público Nacional e Internacional que permitirá transferir las acciones de las represas a operadores privados.

Las centrales involucradas en esta licitación son estratégicas para el sistema eléctrico nacional. Alicurá Hidroeléctrica Argentina S.A., El Chocón Hidroeléctrica Argentina S.A., Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina S.A. y Piedra del Águila Hidroeléctrica Argentina S.A. fueron creadas específicamente para canalizar la transición de la gestión pública a la privada.

La privatización se realizará bajo las modalidades previstas en la Ley 23.696, con un concurso nacional e internacional sin base. Esto significa que el precio se definirá en el marco de la competencia entre oferentes, sin un valor mínimo preestablecido.

Nación y las provincias todavía no ponen fechas para la licitación de las represas del Comahue.

Cambios en los pliegos y respuestas a consultas

Desde la apertura del concurso, el 20 de agosto de 2025, distintos interesados realizaron consultas técnicas y jurídicas sobre las condiciones de participación. Estas inquietudes fueron canalizadas a través de la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas” y la Secretaría de Energía.

Como resultado de este proceso, se introdujeron aclaraciones y modificaciones al Pliego de Bases y Condiciones, así como a sus anexos y subanexos. Según detalla la resolución, las modificaciones apuntan a “aclarar, mejorar, ampliar y corregir” aspectos que surgieron del intercambio con los potenciales oferentes.

La Circular Modificatoria N° 4 incorpora formalmente estos cambios y actualiza las reglas del concurso. La medida lleva la firma del ministro de Economía, Mariano Cúneo Libarona.

La resolución dispone que la circular modificatoria se publique durante tres días en el Boletín Oficial, así como en el portal electrónico de contrataciones públicas CONTRAT.AR, en el sitio DGMARKET del Banco Mundial y en la página de la Secretaría de Energía.

Esta difusión busca garantizar la máxima transparencia y acceso a la información para todos los interesados en participar en el proceso. La norma también establece que la medida entra en vigencia desde el día de su publicación.

Un proceso observado de cerca

La privatización de estas represas marca un hito en la política energética del país. Se trata de activos estratégicos que, en conjunto, representan una porción significativa de la generación hidroeléctrica argentina. Su futuro será definido por el resultado de esta licitación.

Los pliegos licitatorios y las sucesivas modificaciones son observados de cerca por empresas nacionales e internacionales. La dinámica de este proceso también es seguida por las provincias involucradas, especialmente aquellas que albergan las centrales hidroeléctricas.

La resolución publicada se apoya en un entramado legal y regulatorio que incluye la Ley 15.336, la Ley 24.065 y la Ley 27.742, entre otras normas. El Ministerio de Economía es la autoridad de aplicación y coordina el procedimiento junto a la Unidad Ejecutora Especial Temporaria.

En este contexto, el Gobierno busca completar en los próximos meses el proceso de transferencia de acciones, con la expectativa de atraer inversiones privadas para la modernización y operación eficiente de las represas.

Con la Circular Modificatoria N° 4 ya vigente, los oferentes deberán ajustar sus propuestas a las nuevas disposiciones antes de la apertura formal de sobres. La definición de adjudicatarios marcará un cambio estructural en el mapa energético nacional.

La publicación en los portales oficiales garantiza que los documentos estén disponibles para todos los interesados, en línea con los estándares de transparencia y competencia.

La Resolución 1569/2025 se inscribe así como un nuevo paso en la avanzada privatizadora del sector hidroeléctrico, en un contexto de cambios profundos en la política energética nacional.

Tettamanti: “Queremos energía al menor costo posible para impulsar el desarrollo”

La secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, delineó en dos foros energéticos consecutivos la hoja de ruta de la política energética oficial. En ambos encuentros, planteó una transformación estructural orientada a reducir costos, garantizar la competencia y restablecer un marco regulatorio previsible.

Durante el Renewables & Electricity Day, la funcionaria remarcó que “el fin último de las políticas energéticas es que la Argentina pueda desarrollarse y crecer” y que para lograrlo “se necesita energía al mejor costo posible, tanto para que la industria produzca como para que el usuario consuma”.

Tettamanti destacó la necesidad de diferenciar claramente los segmentos de la cadena productiva. “Los monopolios naturales deben regularse con apego absoluto a la ley, garantizando tarifas justas y sostenibles”, sostuvo. Además, señaló que durante la última década solo en un breve período se respetaron plenamente las normas tarifarias, un escenario que el actual Gobierno no quiere repetir.

En ese marco, remarcó que el sector competitivo debe regirse por las reglas del libre mercado y la gestión privada. “Las inversiones deben responder a incentivos reales y no a decisiones discrecionales”, afirmó.

La secretaria explicó que el esquema energético argentino ya atravesó una etapa de privatización en los años 80, que se revirtió en los últimos años. “Hoy el objetivo es volver a privatizar la gestión, devolver al sector privado su rol de inversor y operador”, enfatizó.

Descentralización y rol de CAMMESA

Otro eje central es redefinir el papel de CAMMESA. Según Tettamanti, la propuesta es que la compañía vuelva a su función original de administrar el despacho eléctrico, mientras que el sector privado contrata libremente la energía. Los grandes usuarios podrán optar entre contratos a término o el mercado spot.

“Queremos que la competencia y el funcionamiento de los mercados aseguren la eficiencia en las decisiones”, dijo.

Asimismo, planteó que la reforma apunta a descentralizar la gestión de combustibles y la contratación de energía. Las distribuidoras seguirán teniendo generación asignada para la demanda residencial, pero deberán pagar precios estacionalizados al valor del spot o salir a contratar directamente.

Tettamanti subrayó que ninguna política pública puede sostenerse sin estabilidad macroeconómica. “El sector energético está altamente dolarizado; las decisiones deben ser consistentes con los lineamientos del Ministerio de Economía”, puntualizó.

También garantizó que el Gobierno mantendrá el respeto a los derechos adquiridos y al Plan Gas. “Respetar el Plan Gas significa respetar contratos, volúmenes y precios”, explicó.

En ese sentido, detalló que los contratos vigentes podrán mantenerse bajo las mismas condiciones, de forma optativa y con plena seguridad jurídica. Además, anunció la descentralización de la compra de combustibles, que dejará de concentrarse exclusivamente en ENARSA.

Lineamientos para el mercado de gas

Al día siguiente, durante el Congreso del Mercado de Gas organizado por ACIGRA, Tettamanti presentó los lineamientos centrales para la reestructuración del sector gasífero. Entre ellos, destacó la unificación de entes reguladores, la regularización tarifaria con mecanismos de actualización continua, la implementación transparente del passthrough de gas y la normalización del mercado mayorista.

También mencionó el reordenamiento del sistema de transporte con contratos firmes y la transferencia de la gestión de compra de gas a las distribuidoras, retirando la intervención directa de ENARSA.

“Para que haya inversión, las industrias necesitan previsibilidad”, afirmó Tettamanti al explicar el proceso de regularización tarifaria. La funcionaria indicó que la Revisión Quinquenal Tarifaria definió niveles en 30 cuotas y un mecanismo de actualización mensual para evitar la pérdida de valor real.

Sobre el passthrough de gas, explicó que ENARGAS estableció un procedimiento claro para que las distribuidoras adquieran el gas que suministran a los usuarios. “Queremos avanzar hacia la privatización de la gestión de compra de gas”, señaló.

Además, enfatizó la necesidad de reorganizar el sistema de transporte. “Si las distribuidoras no saben qué rutas de transporte firme tendrán para su demanda prioritaria, o las industrias desconocen de qué cuencas deben comprar, se vuelve muy difícil descentralizar y liberar el mercado de compra y venta de gas natural”, advirtió.

Hacia un esquema competitivo y estable

Para la secretaria, cada distribuidora debería contratar transporte en rutas que le permitan abastecer a sus usuarios y buscar contratos de suministro a largo plazo. Con ello, se apunta a un esquema en el que la competencia y la eficiencia marquen el ritmo del mercado energético argentino.

Tettamanti insistió en que las reformas tienen como norte un sistema basado en reglas claras, estabilidad macroeconómica y respeto a los contratos. “Queremos energía al menor costo posible para impulsar el desarrollo y garantizar previsibilidad a quienes invierten y consumen”, concluyó.

Cuántos dólares piensa recaudar Nación por la privatización de las represas hidroeléctricas del Comahue

Tras meses de negociaciones con los gobiernos provinciales, el Gobierno nacional concretó la reprivatización de cuatro represas hidroeléctricas del Comahue, ubicadas en las provincias de Neuquén y Río Negro.

El pasado lunes, el Ejecutivo nacional oficializó el llamado a licitación pública, nacional e internacional, para la operación de las centrales por un período de 30 años. Se espera recaudar un aproximado de US$500 millones.

El acuerdo era un paso obligado para que se conocieran los pliegos de bases y condiciones para la licitación de las sociedades hidroeléctricas de Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila. Estas represas representan el 10% de la generación de energía del país y son claves por su producción limpia y menor costo operativo en comparación con las centrales térmicas.

En un comunicado oficial, el Gobierno de la provincia de Neuquén informó: “En el acuerdo con Neuquén y Río Negro, el Ejecutivo nacional reconoció a las provincias como propietarias del agua que atraviesa sus territorios e incorporó condiciones reclamadas desde hace más de 30 años”.

Asimismo, se acordaron criterios para la distribución de regalías sobre el total de los ingresos por la generación eléctrica y un canon específico por el uso del agua. Además, se fijaron plazos para realizar estudios técnicos y obras de seguridad ante crecidas, con compromisos de las concesionarias en materia de información hidrometeorológica y medidas preventivas. El decreto 718/2024, firmado por el presidente Javier Milei, fue el punto de partida para este proceso, luego de que en agosto de 2023 vencieran los plazos de concesión de 30 años.

Durante la gestión del anterior gobierno, se había prorrogado en siete oportunidades la operación de las represas, mientras se negociaba con las provincias la creación de un ente estatal para administrarlas sin la intervención de privados. La última prórroga se extenderá hasta el 30 de diciembre de 2025 o hasta que culmine el proceso de licitación.

El Gobierno confirmó la privatización de Nucleoeléctrica

El Gobierno nacional confirmó que iniciará el proceso de privatización de la empresa Nucleoeléctrica Argentina S.A., (NASA) que es la compañía encargada de operar las centrales nucleares del país. Nucleoeléctrica Argentina lleva adelante la operación y mantenimiento de las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse.

El anuncio fue realizado por el vocero presidencial, Manuel Adorni, durante una conferencia de prensa que ofreció en la Casa de Gobierno.

“Durante 2023, NASA recibió transferencias de capital no reintegrables por parte del Estado Nacional por un valor de 700 millones de pesos (aproximadamente 2 millones de dólares a noviembre de ese año). En 2024, en cambio, no recibió ninguna transferencia, lo que marca un cambio en la política de financiamiento hacia un modelo de mayor participación privada”, señaló el gobierno en un comunicado.

El portavoz adelantó que el decreto para formalizar el proceso se publicará en los próximos días y afirmó que la decisión está contemplada en la Ley Bases.

Por medio de esa ley se autorizó el pase de la compañía a manos privadas, pero manteniendo el control mayoritario del Estado.

Según explicó Adorni, el plan consiste en vender el 44% de las acciones de la empresa en un solo bloque a través de una licitación pública que será tanto nacional como internacional.

Adicionalmente, se implementará un Programa de Propiedad Participada que reservará hasta un 5% del capital accionario para los trabajadores de la compañía.

Desde la Secretaría de Energía, comunicaron que esta iniciativa busca “la inclusión de los trabajadores en el esquema accionario” de la empresa.

Nucleoeléctrica Argentina es una pieza clave del sector energético nacional, responsable de la operación y mantenimiento de las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse.