La Secretaría de Energía introdujo algunos cambios técnicos y administrativos, y tratificó el cronograma pautado en busca dar señales claras al mercado. Las ofertas se conocerán el 23 de octubre.
El proceso de licitación de las represas hidroeléctricas del Comahue sumó un nuevo paso clave. A través de la Resolución 1569/2025, publicada en el Boletín Oficial, el Ministerio de Economía incorporó la Circular Modificatoria N° 4 al pliego del Concurso Público Nacional e Internacional 504/2-0001-CPU25, mediante el cual se venderán los paquetes accionarios de las sociedades que operarán los complejos El Chocón-Arroyito, Alicurá, Piedra del Águila, Cerros Colorados y Planicie Banderita.
El objetivo de esta actualización es ajustar aspectos técnicos y administrativos del proceso de venta, en el marco de la reprivatización de las represas, que concentran cerca del 25% de la generación hidroeléctrica del país.
La titular de la cartera energética, María Tettamanti, confirmó que el 23 de octubre se conocerán las ofertas económicas y técnicas de las empresas interesadas en operar las centrales por un período de 30 años.
Las modificaciones deberán publicarse durante tres días consecutivos en los portales CONTRAT.AR, DGMARKET (del Banco Mundial) y en la Secretaría de Energía, para su consulta pública.
El plan de reprivatización forma parte del Decreto 564/2025, que habilitó la salida al mercado de las concesiones vencidas en 2023, originalmente privatizadas en 1993.
La titular de la cartera energética, María Tettamanti, confirmó que el 23 de octubre se conocerán las ofertas económicas y técnicas de las empresas interesadas en operar las centrales por un período de 30 años.
Durante su reciente participación en el evento Renewables & Electricity Dayl, la funcionaria subrayó la importancia del proceso para el futuro energético del país. “Aspiramos a que el proceso sea muy exitoso, que haya mucha oferta, que haya mucha competencia y que los que sean adjudicatarios de esas concesiones sean buenos operadores y gestionadores privados”, aseguró.
Tettamanti también remarcó que el Gobierno busca ofrecer “claridad con respecto a las licitaciones” y reglas previsibles para los inversores, dejando en claro que no habrá prórrogas en los plazos establecidos para la presentación de propuestas.
Supervisión estatal y marco jurídico
La venta de las acciones de las sociedades creadas para administrar cada complejo fue autorizada por el Decreto 590/2025 y se enmarca dentro del plan de privatización total de ENARSA, aprobado por el Decreto 286/2025.
El proceso es supervisado por la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, junto con la Secretaría de Energía, y se espera que concluya antes de fin de año, con la adjudicación definitiva de las concesiones.
Según remarcaron desde la cartera energética, el diseño del proceso busca combinar transparencia, seguridad jurídica y competencia entre operadores privados, con un enfoque de largo plazo en la gestión de los recursos hidroeléctricos.
El interés del sector privado por las represas
El llamado a licitación despertó interés entre los principales actores del sector energético. Entre las empresas que ya confirmaron su participación aparecen Central Puerto y Aluar, dos jugadores de peso en el mercado eléctrico nacional.
El representante de Central Puerto, Gabriel Ures, aseguró que la compañía “va a participar en ese proceso sin lugar a dudas”, reafirmando su intención de mantener presencia en la región del Comahue.
Por su parte, Gabriel Vendrell, directivo de Aluar —fabricante de aluminio y operadora de la central hidroeléctrica Futaleufú—, destacó la solidez del marco jurídico actual. Según explicó, la licitación “está bien armada y con mayor fortaleza jurídica”, y esta versión supera a la de los años noventa porque “el régimen tarifario de las centrales está incluido en el contrato de concesión”.
A su juicio, esta incorporación “otorga previsibilidad a los futuros adjudicatarios sobre los ingresos esperados y las condiciones de operación”.
Vendrell agregó que los nuevos pliegos contemplan un mecanismo progresivo para participar en el Mercado a Término (MAT): “Se parte con un nivel muy bajo del 5%, pero en el 2030-2031 se llega a la posibilidad de vender el 100% de su producción”, precisó.
El ejecutivo también consideró que los plazos definidos por la Secretaría de Energía son ajustados, aunque entendió la decisión de no extenderlos. Según su análisis, “las necesidades políticas de caja para que los fondos ingresen lo antes posible influenciaron en la determinación de mantener el cronograma original”.
Pese a ello, sostuvo que el interés empresarial es elevado y que “va a haber muchas ofertas” debido a la solidez técnica del proceso.
