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.

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.

La producción de gas de YPF marcó el nivel más bajo en cinco años

La producción operada de gas de YPF alcanzó en octubre los 27,7 millones de metros cúbicos diarios, un nivel que representó una caída del 11,8% respecto de septiembre y del 9,4% frente al mismo mes de 2024. El volumen se ubicó como el registro más bajo para un mes de octubre en los últimos cinco años, según datos declarados ante la Secretaría de Energía.

El retroceso mensual estuvo vinculado a una baja estacional del consumo interno, que redujo la necesidad de despacho desde las áreas productoras. Aun así, la estructura de los principales bloques operados por la compañía permaneció estable, con movimientos en la posición relativa de cada área según su desempeño durante el período.

Las únicas áreas que mostraron incrementos frente a septiembre fueron desarrollos petroleros de Vaca Muerta, donde el gas asociado compensó parcialmente la caída general de los segmentos no convencionales y convencionales.

Cómo se compuso la producción de octubre

La Cuenca Neuquina volvió a concentrar la mayor parte del gas operado por YPF, con 25,6 millones de metros cúbicos diarios y una participación del 92,33% sobre el total. La Cuenca del Golfo San Jorge aportó 1,44 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 5,21% del total, mientras que la Cuenca Austral sumó 682.647 metros cúbicos diarios y explicó el 2,46%.

El mercado del tight sigue cayendo.

Por tipo de recurso, el shale mantuvo su liderazgo con 15,7 millones de metros cúbicos diarios, lo que representó el 56,65% del total operado en el mes. El tight gas aportó 4,75 millones de metros cúbicos diarios y significó el 17,15%. La producción convencional alcanzó 7,26 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 26,20% del total.

De acuerdo con la información oficial, la producción de shale gas cayó 14,1% en octubre, mientras que el tight retrocedió 16% y el gas convencional disminuyó 2,83%. Estos movimientos contribuyeron al registro general del mes, marcado por la menor demanda estacional.

Las áreas que lideraron la producción de YPF

El top ten de bloques operados por YPF mostró una composición similar a la del mes previo. Loma La Lata – Sierra Barrosa encabezó el listado con 5,19 millones de metros cúbicos diarios, equivalente al 18,73% del total. Aguada de la Arena ocupó el segundo puesto con 3,49 millones de metros cúbicos diarios y una participación del 12,32%.

Río Neuquén se ubicó tercera con 3,25 millones de metros cúbicos diarios, seguida por Loma Campana con 3,12 millones de metros cúbicos diarios. En quinto lugar quedó Rincón del Mangrullo con 2,74 millones de metros cúbicos diarios. Más atrás aparecieron Bandurria Sur (1,87 millones), La Amarga Chica (1,6 millones), La Angostura Sur I (972.000 metros cúbicos), El Orejano (768.000 metros cúbicos) y La Ribera Bloque I (520.000 metros cúbicos).

Otro golpe al offshore: fracasó la exploración en el bloque ML_114

El offshore volvió a sufrir un duro golpe. Tullow Argentina Limited, Pluspetrol y Wintershall Dea comunicaron que no continuarán con la exploración en el bloque MLO_114.

El Ministerio de Economía de la Nación, a través de la Secretaría de Energía, oficializó la extinción del permiso de exploración de hidrocarburos sobre el área MLO_114, ubicada en el ámbito Costa Afuera Nacional, que había sido otorgado en 2019 a las empresas Tullow Argentina Limited, Pluspetrol y Wintershall Dea.

Según informó Noticias Argentinas, la decisión, formalizada mediante la Resolución 448/2025 publicada en el Boletín Oficial, responde a la notificación presentada por las compañías el pasado 23 de julio, donde comunicaron su decisión de no avanzar hacia el segundo período exploratorio y manifestaron la renuncia al citado permiso.

Según la normativa, la Dirección Nacional de Exploración y Producción del Ministerio de Economía verificó que las empresas cumplieron con los compromisos asumidos en la primera etapa exploratoria y no adeudan actividades técnicas, mensura ni pagos relacionados al canon de exploración correspondiente al ejercicio fiscal 2025, que ascendió a más de 193 millones de pesos.

En el mismo sentido, la autoridad ambiental constató que las permisionarias no registran observaciones ni incumplimientos en los informes remitidos y cumplieron con los lineamientos ambientales exigidos para la etapa exploratoria.

Como resultado de la renuncia y el cumplimiento de las condiciones legales, la Secretaría de Energía resolvió revertir el área offshore MLO_114 al Estado Nacional, según lo previsto en los artículos 81 y 85 de la Ley 17.319 y sus modificatorias.

El área había sido adjudicada inicialmente mediante concurso internacional en 2019, abarcando tareas de búsqueda y exploración de hidrocarburos costa afuera en el Mar Argentino, con plazos inicialmente extendidos por dos años suplementarios.

La medida ya fue notificada a las empresas involucradas y se ordenó dar intervención a los registros oficiales correspondientes.

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.

Vaca Muerta ya significa el 59% de la producción total de YPF

YPF es quien lidera la aventura de Vaca Muerta. La empresa que dirige Horacio Marín es quien tiene los récords de producción, los estándares de innovación y los números de desarrollo más fuerte en la roca madre de la Cuenca Neuquina.

Para tomar un parámetro, la producción de gas operada por YPF alcanzó en septiembre de 2025 los 31,42 millones de metros cúbicos por día (m3/d), según datos de la Secretaría de Energía publicados por el consultor Fernando Salvetti. El volumen fue 9,46% menor al de agosto y se ubicó 10,31% por debajo del nivel registrado un año atrás.

Pese a la caída, Vaca Muerta consolidó su papel central dentro del esquema gasífero de la compañía. Con 18,45 millones de m3/d, aportó el 58,72% del total producido por YPF en el país, lo que equivale a decir que casi seis de cada diez metros cúbicos provienen del shale neuquino.

Menor actividad en los no convencionales

La reducción general estuvo explicada principalmente por el descenso en la producción de recursos no convencionales. El shale gas, que constituye el núcleo del desarrollo de YPF, cayó 12,8% en relación con el mes anterior, mientras que el tight gas registró una baja más moderada, del 5,1%.

Aun así, los no convencionales siguen dominando el perfil productivo de la empresa: el shale representó el 58,19% del total, el tight el 18,02%, y el gas convencional el 23,79%.

YPF firmaría un contrato para vender el gas de Vaca Muerta.

La Cuenca Neuquina concentró el 93,16% de la producción de gas de YPF, con 29,27 millones de m3/d. Le siguieron la Cuenca del Golfo San Jorge, con 1,43 millones de m³ diarios (4,56%), y la Cuenca Austral, con 717 mil m³ diarios (2,28%).

Aunque su participación en el total nacional se redujo levemente, la Cuenca Neuquina continúa siendo el corazón de la producción gasífera argentina. Dentro de ella, Vaca Muerta se mantiene como el eje estratégico de crecimiento de YPF y la principal fuente de abastecimiento para el país.

El 2026 sin cambios para YPF

Las proyecciones para el próximo año no cambiarán mucho el mapa de Vaca Muerta. Las compañías no sacarán el piso del acelerador y se espera que se registren 28 mil etapas de fractura en el shale neuquino. Las punciones son un indicador clave para medir el nivel operativo en el no convencional podrían marcan una nueva marca top en la roca madre.

De acuerdo con el relevamiento elaborado por Fundación Contactos Petroleros, dirigida por Luciano Fucello, se estima que las compañías alcanzarán esa cifra en 2026, lo que representaría un incremento interanual del 22%. El relevamiento toma como base el desempeño de las operadoras durante este año y sus programas ya definidos para el próximo.

Dentro de ese registro, YPF seguirá encabezando ampliamente la actividad en Vaca Muerta. La compañía de mayoría estatal llegaría a las 13.600 etapas de fractura, lo que equivale a cerca del 48,5% del total proyectado para 2026.

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.

La privatización de Nucleoeléctrica será parcial

El Gobierno nacional oficializó mediante decreto la privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), compañía encargada de operar las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse. La medida, publicada en el Boletín Oficial, establece un esquema mixto de participación público-privada, con el Estado manteniendo la mayoría accionaria.

El texto define la venta de un 44% del capital social mediante licitación pública, de alcance nacional e internacional. Al mismo tiempo, se organiza un Programa de Propiedad Participada para destinar un 5% de las acciones a trabajadores. El 51% de la compañía quedará bajo control estatal, repartido entre la Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).

A diferencia de versiones anteriores, el nuevo decreto elimina la obligación de que la CNEA se desprenda de su participación accionaria, que actualmente equivale al 20% del capital social. De esta manera, el organismo continuará como accionista relevante dentro de la compañía.

Una privatización parcial

La norma se enmarca en la Ley de Bases 27.742 y en la Ley de Reforma del Estado 23.696, que autorizan procesos de privatización. El Poder Ejecutivo argumentó que la apertura al capital privado permitirá mejorar la eficiencia de la gestión y garantizar el financiamiento de proyectos estratégicos en curso.

Según el Boletín Oficial, Nucleoeléctrica recibió durante 2023 transferencias de capital no reintegrables por $700 millones del Estado nacional. El Gobierno justificó la medida en la necesidad de reducir el déficit fiscal y limitar la intervención estatal en sectores que pueden desarrollarse con participación privada.

El esquema prevé que el Estado mantenga la mayoría de las acciones y, por lo tanto, el control de la empresa. Además, la CNEA continuará dentro del paquete accionario, lo que asegura su presencia institucional en la toma de decisiones sobre la actividad nuclear.

Proyectos estratégicos

El decreto destaca que en 2024 Nucleoeléctrica alcanzó un récord histórico de generación, con 10.449.015 MWh netos y un factor de carga del 73,3%, lo que demuestra la capacidad operativa de sus centrales bajo estándares internacionales de seguridad.

No obstante, la empresa requiere financiamiento adicional para encarar proyectos clave. Entre ellos figuran la extensión de vida de la Central Atucha I, prevista para volver al sistema eléctrico en 2027, y el proyecto de Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados II en Atucha II.

El Gobierno considera que la incorporación de capital privado permitirá diversificar riesgos, asegurar la continuidad de las operaciones y reforzar la competitividad de la compañía frente a otros generadores del mercado eléctrico.

Lo que viene para Nucleoeléctrica

El Ministerio de Economía, junto con la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, será el encargado de llevar adelante el procedimiento de privatización. El proceso incluirá la licitación pública internacional y la implementación del Programa de Propiedad Participada.

El decreto instruye además a Nucleoeléctrica a transferir el 0,01% de sus acciones en poder de Energía Argentina S.A. (Enarsa) al Estado nacional, y a Enarsa a traspasar el 1% de las acciones de NASA a la Secretaría de Energía antes de la licitación.

Con esta estructura, el Estado conservará el 51% de la compañía y garantizará que la CNEA mantenga su participación accionaria. El objetivo oficial es atraer inversiones para financiar los proyectos de largo plazo, sin perder el control estatal de una empresa estratégica en materia energética y nuclear.

Vaca Muerta llevó a YPF a un récord histórico de producción: 11,56 millones de barriles

YPF lidera el desarrollo de Vaca Muerta y la compañía enfoca todos sus cañones a impulsar la producción del shale. Bajo esa premisa, la empresa se desprende de sus activos menos rentables y busca inyectar todos sus esfuerzos para impulsar el no convencional.

En este marco, la producción de petróleo de YPF durante agosto alcanzó un nivel récord de 11,56 millones de barriles, lo que equivale a un promedio de 373.214 barriles diarios. Según datos de la Secretaría de Energía analizados por Freelance Consultant y difundidos por el analista energético Fernando Salvetti, se trata de un crecimiento mensual del 2,28% frente a julio.

El desempeño estuvo claramente dominado por la Cuenca Neuquina, que aportó el 85% del total y marcó un alza del 2,94% mensual. En contraste, las cuencas Austral y del Golfo San Jorge registraron retrocesos. La influencia de Vaca Muerta resultó decisiva, ya que la formación explicó el 77% de la producción total del mes.

El peso del shale en el crecimiento

El motor principal de YPF fue el no convencional, que sumó 282.262 barriles diarios, equivalentes al 75,6% del total. Dentro de este segmento, el shale representó 280.266 barriles diarios, con un salto mensual del 3,31%. El tight, con un aporte menor de 1.996 barriles por día, también creció un 1,27% respecto a julio.

En paralelo, la producción convencional mostró un retroceso. El segmento aportó 90.953 barriles diarios, un 24,37% del total, con una baja del 0,74% frente al mes anterior. La tendencia confirma el desplazamiento progresivo del convencional frente al dinamismo del shale.

YPF se consolida en Vaca Muerta.

Neuquén, la columna vertebral de YPF

Al desagregar por cuenca, los números ratifican la centralidad de Neuquén. En agosto, produjo 316.778 barriles diarios, equivalente al 84,88% del total nacional operado por YPF. En segundo lugar se ubicó el Golfo San Jorge con 55.254 barriles por día, un 14,81%, mientras que la cuenca Austral quedó reducida a apenas 1.181 barriles diarios (0,32%).

El análisis por formaciones también refleja la supremacía neuquina. Vaca Muerta aportó 280.409 barriles diarios, es decir el 76,85% del total. Bastante por detrás aparecen el Grupo Chubut con 24.957 barriles por día (6,84%), Bajo Barreal con 21.347 barriles (5,85%) y Rayoso con 13.242 barriles (3,63%). Cañadón Seco, con 7.362 barriles diarios, cerró en 2,02%.

Un récord con proyección exportadora

Los datos de agosto confirman la consolidación de YPF como operador clave en la expansión de Vaca Muerta. El crecimiento sostenido del shale impulsa la producción hacia nuevos máximos históricos y abre perspectivas para incrementar exportaciones de crudo en el corto plazo. Con la compañía alcanzando un récord de 11,56 millones de barriles, la proyección de un salto estructural en la balanza energética argentina gana cada vez más fuerza.

Si bien los números son sorprendentes, la compañía seguirá empujando su techo de la mano de los proyectos de exportación como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y el Argentina LNG, que tal como informó +e, demandará un oleoducto que permitirá sumar nuevas reservas al Banco Central de la República Argentina (BCRA).

Vaca Muerta da el salto al GNL: Southern Energy exportará por 30 años

Vaca Muerta dio un pasó más para ser un polo exportador. La Secretaría de Energía emitió la Resolución 353/2025, mediante la cual autorizó a la empresa Southern Energy S.A. (SESA) a exportar Gas Natural Licuado (GNL) en carácter firme. La medida representa uno de los avales más importantes otorgados en el marco de la nueva normativa energética, con vigencia extendida por tres décadas.

El permiso incluye la posibilidad de exportar hasta 5.464 millones de MMBTU de GNL, con una capacidad máxima diaria de 548.900 MMBTU y un máximo anual superior a los 191 millones de MMBTU.

La autorización abarca un período que comenzará el 1 de septiembre de 2028 y se extenderá hasta el 31 de agosto de 2058, consolidando un horizonte de previsibilidad que apunta a garantizar la inversión en infraestructura y asegurar contratos internacionales de largo plazo.

Un megaproyecto respaldado por el RIGI

La resolución destaca que el proyecto de SESA fue adherido al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), una herramienta clave de la Ley 27.742 que ofrece estabilidad fiscal y cambiaria a proyectos de envergadura. En este caso, la empresa avanzará con la instalación de una segunda planta flotante de licuefacción de gas natural, conocida como MKII, que complementará una primera terminal ya prevista.

El plan contempla además la construcción de un gasoducto de 36 pulgadas que partirá desde la localidad de Tratayén, en Neuquén, y se extenderá unos 470 kilómetros hasta San Antonio, en Río Negro. Este ducto tendrá capacidad para transportar hasta 28 millones de metros cúbicos diarios, abasteciendo a ambas plantas flotantes.

El inicio de operaciones comerciales está previsto para mayo de 2028, con el objetivo de garantizar que la infraestructura esté en funcionamiento en paralelo al inicio de las exportaciones autorizadas.

De acuerdo con la Secretaría de Energía, los volúmenes de gas disponibles en la cuenca neuquina exceden en más de veinte veces los requeridos por el proyecto, lo que asegura la consistencia de la iniciativa a largo plazo.

Southern Energy suma un segundo barco de licuefacción al proyecto de exportación de GNL

Compromisos de inversión en Vaca Muerta

Si bien la resolución otorga una autorización firme de exportación, establece que la estabilidad del proyecto estará supeditada a la efectiva ejecución del gasoducto comprometido por Southern Energy. En caso de demoras, la empresa deberá garantizar el transporte del gas por vías alternativas, incluso bajo riesgo propio, hasta que la nueva infraestructura esté en marcha.

La resolución también exige a la compañía cumplir con una serie de obligaciones administrativas y técnicas, vinculadas a la presentación de información sobre volúmenes, contratos y condiciones operativas. La Secretaría de Energía remarcó que la autorización incluye el derecho a exportar de manera continua, sin interrupciones ni redireccionamientos, durante los 30 años de vigencia.

Southern Energy presentó en junio una notificación de ampliación de su proyecto, en línea con lo que habilita el RIGI, lo que le permitió obtener el aval definitivo del Gobierno. Según los informes técnicos oficiales, la viabilidad financiera, la localización de las plantas y la consistencia de reservas gasíferas respaldan la decisión.

Con esta medida, Argentina da un paso decisivo para consolidarse como exportador de GNL en el mercado global, aprovechando el potencial de Vaca Muerta y posicionando al país en un segmento estratégico de la transición energética mundial.