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Por Agroempresario.com
En vísperas del vencimiento de las concesiones de las cuatro represas hidroeléctricas del Comahue —Alicurá, El Chocón, Arroyito, Cerros Colorados y Planicie Banderita/Piedra del Águila—, el Gobierno de Javier Milei decidió extender los contratos vigentes hasta el 30 de noviembre. El objetivo: ganar tiempo para definir los pliegos licitatorios que adjudicarán las centrales por otros 30 años, mientras se retrasa la entrada esperada de entre USD 400 y USD 500 millones al Tesoro.
Las concesiones originales, otorgadas en la década de 1990 durante la presidencia de Carlos Menem, vencieron el 11 de agosto de 2023, y desde entonces han sido objeto de sucesivas extensiones. Las operadoras actuales —AES, Enel, Aconcagua y Central Puerto— continúan al frente del servicio eléctrico en Neuquén y Río Negro, pese al retraso en el proceso de reprivatización.
Esta prórroga será al menos la séptima consecutiva. La primera fue impulsada por la entonces secretaria de Energía, Flavia Royón, mediante resolución en julio de 2023; la más reciente, en agosto de 2024, bajo la conducción de Eduardo Rodríguez Chirillo.
La iniciativa encontró objeciones desde las gobernaciones de Neuquén y Río Negro, que exigen mayor participación en la futura administración de las represas. Ambos gobiernos provinciales insistieron en que no fueron consultados previamente y reclamaron una compensación mayor por el uso del recurso hídrico, proponiendo el cobro de un canon del 1 % del caudal de agua para cada provincia, lo cual finalmente se incorporó en el acuerdo político necesario para avanzar.
La Secretaría de Energía trabaja activamente en la elaboración de los pliegos licitatorios que definirán las condiciones para la concesión por tres décadas. El nuevo modelo replicaría un esquema de concesión privada con control estatal, similar al vigente desde los años noventa, con mayor énfasis en la sostenibilidad ambiental y la compensación a jurisdicciones provinciales.
El proceso involucraría una venta pública de acciones controladas por las empresas actuales, abierta a operadores privados o consorcios. Se estima que el gobierno nacional podría concretar esta transición antes de que finalice el período de extensión, siempre que se coordiné la continuidad técnica y administrativa de manera fluida.
La potencia nominal combinada de las cuatro centrales alcanza los 4.170 megawatts (MW), representando entre el 10 % y el 15 % de la matriz energética argentina. Este volumen convierte al Comahue en un componente clave para la producción eléctrica y la estabilidad del sistema energético nacional.
A su vez, se espera que otras 15 represas con menor capacidad comiencen sus procesos de vencimiento en los próximos meses, siguiendo una lógica similar de prórroga y futura licitación.
La cartera energética evalúa incorporar en las condiciones de adjudicación criterios ambientales rigurosos. Entre los aspectos a incluir figuran: límites a los niveles de embalse, mecanismos de evaluación de impacto ecológico, y compensaciones ambientales a las provincias involucradas.
Estas medidas buscan que la operación de las represas cumpla con estándares contemporáneos de sostenibilidad, una demanda creciente tanto a nivel nacional como internacional.
Para el ministro de Economía, Luis Caputo, la licitación representaría un ingreso directo de entre USD 400 y USD 500 millones, cuyo destino sería reforzar las reservas del Banco Central de la República Argentina (BCRA) y aliviar las finanzas públicas. Sin embargo, el retraso en la licitación implica postergar esa inyección de recursos y mantener la incertidumbre fiscal ante un contexto global volátil.
El Tesoro proyecta que la firma del contrato y el ingreso de los ingresos se posponga hasta casi fin de año, lo que también afecta la previsibilidad de flujos económicos y la planificación del presupuesto nacional.
Mientras avanza el plan oficial, Econojournal informó que el acuerdo político entre Nación y provincias incluye el cobro de un canon por uso del agua, una exigencia prioritaria para destrabar la reprivatización. Este mecanismo será parte del nuevo marco administrativo y financiero en los próximos años.
Desde el sector empresarial, se destaca la necesidad de garantizar un entorno regulatorio estable y predecible, elemento clave para atraer inversiones en infraestructura energética. Si bien las concesiones prolongadas generan una extensión temporal de estabilidad, existe preocupación por el adelanto de las condiciones definitivas para las nuevas operadores.
La extensión de los contratos de las represas del Comahue hasta noviembre da tiempo al Gobierno para delinear una licitación que integre criterios técnicos, ambientales y de participación provincial. Sin embargo, aplaza también la inyección esperada de cientos de millones de dólares al Tesoro y mantiene el nivel de incertidumbre en el plano fiscal y energético.
La próxima etapa requerirá un equilibrio político entre Nación y provincias, junto con un diseño regulatorio robusto que garantice continuidad operativa y satisfaga las demandas de sostenibilidad e inversión a largo plazo.
