energía eléctrica

Milei adjudicó Transener y profundizó la salida del Estado del sistema eléctrico

Compartí esta noticia !

El Gobierno nacional formalizó la privatización de Transener, la principal empresa de transporte eléctrico de la Argentina, al adjudicar el 100% de la participación estatal en Citelec S.A. —la sociedad controlante de la compañía— al consorcio integrado por Genneia y Edison Energía. La operación fue oficializada mediante una resolución del Ministerio de Economía firmada por Luis Caputo y se concretó por USD 356 millones, una cifra que superó ampliamente el precio base de USD 206 millones fijado para la licitación.

La decisión representa un nuevo avance del programa de desinversión estatal impulsado por el presidente Javier Milei y marca la salida definitiva del Estado de una empresa considerada estratégica dentro del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). La tensión de fondo no es sólo financiera: el Gobierno busca consolidar un cambio estructural en el rol estatal dentro de la infraestructura energética, trasladando al sector privado la responsabilidad de inversión y operación bajo regulación pública.

Un activo clave para el sistema energético

Transener opera más de 12.600 kilómetros de líneas de alta tensión en 500 kV y articula buena parte del transporte eléctrico nacional, con una red que conecta desde Jujuy hasta Santa Cruz. Su infraestructura es central para el funcionamiento del sistema eléctrico argentino y para la distribución de energía entre regiones productivas e industriales.

Hasta esta operación, Citelec estaba controlada en partes iguales por ENARSA y Pampa Energía, mientras que ANSES también conservaba participación accionaria en la transportista. Con la adjudicación, el Estado se desprende completamente de ese esquema societario.

La licitación tuvo participación de tres oferentes que, según informó el Gobierno, cumplieron los requisitos técnicos y financieros establecidos en los pliegos. Finalmente se impuso la propuesta encabezada por Genneia y Edison Energía, que ofertó USD 356 millones.

El nuevo bloque empresario detrás de Transener

La adjudicación también reconfigura el tablero empresario del sector energético. Genneia tiene entre sus principales accionistas a Jorge Brito, presidente del Banco Macro, mientras que el Grupo Edison reúne a empresarios con fuerte presencia en energía, finanzas y consumo masivo.

Entre los integrantes del consorcio aparecen los hermanos Patricio y Juan Neuss; empresarios vinculados al fondo Inverlat como Carlos Giovanelli, Damián Pozzoli, Guillermo Stanley y Federico Salvai; además de Rubén Cherñajovsky y Luis Galli, propietarios de Newsan.

El grupo ya venía expandiéndose dentro del mercado energético nacional tras adquirir participaciones en distribuidoras y empresas de transmisión y generación, entre ellas EDET, EJESA, LITSA y CEMPSA. La incorporación de Transener fortalece ese posicionamiento en un segmento considerado estratégico por su incidencia sobre toda la cadena eléctrica.

Privatización, regulación y nueva lógica estatal

La operación se inscribe dentro del marco previsto por la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, que habilitó la privatización de activos y sociedades vinculadas a Energía Argentina S.A. (ENARSA).

Desde el Gobierno sostienen que el objetivo es que el Estado abandone funciones empresariales y se concentre en tareas regulatorias. Bajo esa lógica, la administración nacional plantea que el ingreso de capital privado permitirá reforzar inversiones en infraestructura y evitar el deterioro del sistema energético.

El discurso oficial también busca instalar una lectura política: presentar la privatización como parte de una normalización económica y fiscal, en un contexto donde la Casa Rosada intenta sostener el equilibrio de cuentas públicas y reducir el peso operativo del Estado nacional.

Un proceso que recién empieza

La venta de Transener aparece como uno de los movimientos más relevantes del programa privatizador del Gobierno en 2026. Sin embargo, el efecto real de la operación dependerá de variables todavía abiertas: el ritmo de inversiones, la evolución tarifaria, la capacidad regulatoria del Estado y la estabilidad macroeconómica.

El mercado energético seguirá de cerca si el nuevo esquema acelera obras de infraestructura o si el cambio se concentra principalmente en la transferencia accionaria. También quedará bajo análisis cómo impactará la mayor concentración empresaria dentro de un sector clave para la economía argentina.

Compartí esta noticia !

Corte programado en Posadas este martes 28

Compartí esta noticia !

Un corte por mantenimiento afectará el servicio eléctrico en parte del centro de Posadas este martes 28, entre las 14:30 y las 16:30 hs.
La interrupción del servicio se realizará para posibilitar el mantenimiento de una celda de 13,2kV.
El pasado sábado, en horas de la madrugada, el aislador del seccionador de línea del transformador 343 perdió la aislación, lo que provocó la salida de servicio del transformador que abastece al hotel Julio César, Casino, Colegio Roque González, ex Nacional Martín de Moussy y sus zonas de influencia.
Ante el problema, se procedió a retirar el aislador y dejar el servicio restablecido en forma provisoria.
Para evitar que el inconveniente se repita y dejar la infraestructura en condiciones óptimas, se realizará el mantenimiento que requiere del corte del suministro por dos horas.

Compartí esta noticia !

Hidroeléctricas Alicurá, El Chocón y Piedra del Águila, reglas claras para la liquidación de energía y potencia tras la privatización

Compartí esta noticia !

La Secretaría de Energía aprobó el régimen aplicable a la participación en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de los complejos hidroeléctricos Alicurá, Piedra del Águila, Cerros Colorados y El Chocón, estableciendo reglas precisas para la liquidación de energía, potencia y regalías desde el 9 de enero de 2026. La medida resulta clave para garantizar continuidad operativa, previsibilidad económica y seguridad jurídica tras la transferencia de las concesiones.

Mediante la Resolución 19/2026 (RESOL-2026-19-APN-SE#MEC), dictada el 26 de enero de 2026 y publicada en el Boletín Oficial el 28 de enero, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía aprobó el régimen que regula la participación en el MEM de los complejos hidroeléctricos ALICURÁ, PIEDRA DEL ÁGUILA, CERROS COLORADOS y EL CHOCÓN, en el marco del proceso de privatización, adjudicación y transferencia accionaria iniciado en 2025.

La decisión establece un esquema operativo, económico y comercial uniforme que deberá aplicar CAMMESA para la programación, despacho, medición y liquidación de transacciones, con vigencia desde la fecha efectiva de toma de posesión, ocurrida el 9 de enero de 2026, y con contratos de concesión de treinta (30) años de duración.

Privatización, adjudicación y toma de posesión: el marco que da origen al nuevo régimen

El régimen aprobado se inscribe en un proceso iniciado por la Resolución 1.200/2025 del Ministerio de Economía, que dispuso la venta del total del paquete accionario de las sociedades concesionarias de los cuatro complejos hidroeléctricos, bajo un Concurso Público Nacional e Internacional sin base y de etapa múltiple, conforme los Decretos 286/2025 y 590/2025.

Posteriormente, mediante la Resolución 1.569/2025 se incorporó la Circular Modificatoria N° 4 al Pliego de Bases y Condiciones, y por Resolución 2.059/2025 se preadjudicó el proceso. Finalmente, la Resolución 2.124/2025 adjudicó las acciones a EDISON HOLDING S.A., BML ENERGÍA S.A. y CENTRAL PUERTO S.A., y aprobó los contratos de transferencia y concesión correspondientes.

El 22 de diciembre de 2025 se suscribieron los Contratos de Transferencia de Acciones con las provincias de Neuquén y Río Negro y los adjudicatarios, así como los Contratos de Concesión previstos en el Decreto 718/2024. No obstante, la fecha de toma de posesión fue postergada hasta el 9 de enero de 2026 mediante Actas Acuerdo, a fin de asegurar una transición ordenada en el MEM.

En ese contexto, la Secretaría de Energía consideró indispensable dictar un régimen instructivo específico que permitiera a CAMMESA aplicar de manera uniforme las nuevas condiciones contractuales, evitando descalces operativos, comerciales o contables que pudieran afectar la seguridad del abastecimiento eléctrico.

Cómo funcionará el régimen en el MEM: energía regulada, energía liberada y liquidaciones

La Resolución 19/2026 aprueba un régimen que define con precisión la asignación de la producción de cada complejo entre energía y potencia regulada y energía y potencia liberada, de acuerdo con los cronogramas previstos en los contratos de concesión y detallados en el anexo técnico anexo_7559701_1.

La energía y potencia regulada será remunerada conforme los valores base y mecanismos establecidos en cada contrato, mientras que la energía y potencia liberada podrá ser comercializada libremente en el Mercado a Término o en el Mercado Spot, bajo las condiciones vigentes del MEM, incluyendo lo dispuesto por la Resolución 400/2025 de la Secretaría de Energía.

En materia de remuneración, el régimen fija parámetros técnicos y económicos claros:

  • Energía regulada: se liquidará según los precios PreEneGe (Precio por Energía Generada) y PreEneOp (Precio por Energía Operada).
  • Potencia regulada: se reconocerá en función de la Disponibilidad Real de Potencia (DRP), el Precio Base y el factor kFM.
  • Actualización anual: se aplicará una fórmula basada en los índices PPI y CPI de los Estados Unidos de América, según lo previsto en los contratos de concesión.

Asimismo, se establece un criterio de conversión para valores expresados en moneda extranjera: se utilizará el mecanismo previsto en los contratos y, en ausencia de referencia expresa, el tipo de cambio del Banco Central de la República Argentina correspondiente al último día hábil del mes del Documento de Transacciones Económicas (DTE) provisorio.

Regalías, control institucional y efectos sobre el sector eléctrico

Un aspecto central del régimen es el tratamiento de las regalías hidroeléctricas. La resolución dispone que CAMMESA calculará y liquidará las regalías a favor de las provincias titulares de dominio y demás beneficiarios, conforme el artículo 34 de cada contrato de concesión, sobre la base de la remuneración total de la energía producida y la disponibilidad de potencia.

Para asegurar trazabilidad y transparencia, se instruye a CAMMESA a implementar liquidaciones diferenciadas de energía regulada, energía liberada, potencia regulada y regalías, evitando interpretaciones divergentes y facilitando la verificación por parte del ENRE, el ORSEP y la Autoridad Interjurisdiccional de las Cuencas de los ríos Limay, Neuquén y Negro.

Desde una perspectiva económica e institucional, la medida:

  • Brinda previsibilidad regulatoria a los nuevos concesionarios, al definir reglas claras de participación en el MEM.
  • Reduce riesgos de litigiosidad derivados de interpretaciones dispares en la liquidación de energía y potencia.
  • Asegura continuidad operativa del sistema eléctrico en una etapa sensible de transición.
  • Refuerza el rol de CAMMESA como agente central de implementación y control.

Para el sector eléctrico en su conjunto, el régimen fija un precedente relevante en materia de articulación entre contratos de concesión de largo plazo y las reglas operativas del MEM, en un contexto de reconfiguración del esquema de generación hidroeléctrica.

Un régimen clave para la estabilidad del sistema eléctrico

La Resolución 19/2026 se presenta como una pieza técnica pero estratégica dentro del proceso de reordenamiento del sector energético. Al fijar reglas precisas desde la toma de posesión y por toda la vigencia de las concesiones, la Secretaría de Energía busca preservar la seguridad del abastecimiento, la coherencia económica del MEM y la confianza de los agentes del mercado.

En un escenario de cambios estructurales en la propiedad y gestión de activos hidroeléctricos, el régimen aprobado funciona como un ancla regulatoria que ordena la transición y proyecta estabilidad institucional para los próximos treinta años.

Compartí esta noticia !

Energía prorroga contratos de almacenamiento y busca cerrar 264 MW pendientes en AlmaGBA

Compartí esta noticia !

La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía dispuso una prórroga de 60 días hábiles, a partir del 12 de enero de 2026, para la firma de los Contratos de Generación de Almacenamiento adjudicados en la convocatoria “Almacenamiento AlmaGBA”, un programa clave para reforzar la confiabilidad eléctrica del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). La medida, formalizada mediante la Resolución 14/2026, apunta a completar la suscripción de contratos pendientes por 264 MW, sobre una potencia total adjudicada de 713 MW, en un esquema que impacta directamente en la seguridad del suministro, la planificación energética y los costos del sistema.

Un programa estratégico para el SADI y el AMBA

La convocatoria AlmaGBA, autorizada por la Resolución 67/2025, fue diseñada en el marco de la Ley N° 24.065, que establece como objetivos centrales garantizar el abastecimiento eléctrico de largo plazo, promover el uso eficiente de la energía y minimizar los costos para el sistema y los usuarios finales. En ese sentido, el almacenamiento energético se consolidó como una herramienta clave para mejorar la confiabilidad operativa del SADI, especialmente en zonas de alta demanda como el Gran Buenos Aires.

El proceso licitatorio tuvo una respuesta significativa del mercado. El 15 de julio de 2025 se recibieron 27 ofertas, que totalizaron 1.347 MW de potencia ofertada, casi el triple de la potencia objetivo inicial de 500 MW. Tras la evaluación técnica, legal y económica, la Secretaría de Energía adjudicó proyectos mediante las Resoluciones 361/2025 y 384/2025, y decidió ampliar la potencia objetivo en 150 MW adicionales, en función del análisis técnico realizado por CAMMESA y de los beneficios sistémicos asociados.

A la fecha de dictado de la Resolución 14/2026, se habían suscripto 7 contratos, que representan 449 MW, mientras que permanecían pendientes 5 contratos por 264 MW, correspondientes a proyectos adjudicados que aún no completaron la firma.

Prórroga administrativa y fundamentos regulatorios

La prórroga dispuesta responde a solicitudes formales de los adjudicatarios y se encuadra en lo previsto por el Artículo 21.1 del Pliego de Bases y Condiciones (PBC), que fija un plazo de 90 días hábiles para la firma de los contratos, con posibilidad de extensión por decisión de la Autoridad de Aplicación.

En particular, se consideraron pedidos vinculados a procesos de reorganización societaria y a requerimientos administrativos adicionales para cerrar la documentación contractual. La Secretaría evaluó estos planteos como “fundados” y resolvió extender de manera uniforme el plazo para todos los adjudicatarios listados en el anexo oficial.

La norma aclara que la prórroga no modifica aspectos sustanciales del esquema contractual: se mantienen sin cambios la Fecha de Habilitación Máxima, la Fecha de Inicio del Plazo del Contrato, la Fecha Objetivo, el Plazo de Contrato y el Esquema de Pagos hasta la Habilitación Comercial, conforme lo establecido en el Artículo 22.7 del PBC. De este modo, el Estado preserva el cronograma operativo y financiero del programa, al tiempo que otorga flexibilidad administrativa para cerrar las firmas pendientes.

Impacto económico, actores involucrados y escenarios posibles

La decisión tiene implicancias directas para el mercado eléctrico mayorista y para los usuarios del AMBA. Los contratos de almacenamiento, celebrados con EDENOR S.A. y EDESUR S.A. como compradores y con CAMMESA como garante de pago de última instancia, forman parte de un esquema cuyos costos serán trasladados a los usuarios finales de la jurisdicción, tal como fue previsto desde el inicio de la convocatoria.

Los proyectos que aún no han suscripto contrato representan potencias individuales que van desde 22 MW hasta 150 MW, con precios adjudicados que oscilan entre USD 11.290 y USD 12.591 por MW-mes, según el anexo oficial. Completar estas firmas permitiría consolidar una capacidad de almacenamiento relevante para mitigar picos de demanda, reducir riesgos de cortes y optimizar el despacho del sistema.

Desde una perspectiva institucional, la prórroga refuerza el mensaje de continuidad regulatoria y de acompañamiento estatal a inversiones estratégicas, sin alterar las reglas económicas del programa. Al mismo tiempo, introduce un compás de espera que el sector seguirá de cerca, dado que el cierre efectivo de los contratos será determinante para que los proyectos avancen hacia la etapa de ejecución y habilitación comercial.

En términos de escenarios, si la totalidad de los contratos pendientes se firma dentro del nuevo plazo, el programa AlmaGBA alcanzará plenamente la potencia adjudicada de 713 MW, consolidándose como uno de los esquemas de almacenamiento más relevantes del país. En caso contrario, la Autoridad de Aplicación podría enfrentar la necesidad de redefinir plazos o estrategias para asegurar los objetivos de confiabilidad del SADI en el AMBA.

Compartí esta noticia !

El Gobierno fijó en USD 28/MWh el precio de la energía de Yacyretá durante todo 2026

Compartí esta noticia !

La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía estableció que la energía generada y la potencia disponible de la Central Hidroeléctrica Yacyretá (CHY) serán reconocidas y facturadas a un valor unificado de USD 28 por megavatio hora durante todo el año 2026. La decisión quedó formalizada mediante la Resolución 5/2026, publicada el 6 de enero, y apunta a consolidar un esquema de previsibilidad tarifaria, orden contable y sostenibilidad financiera para la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), sin requerir aportes adicionales del Tesoro Nacional.

La medida impacta de manera directa en las transacciones del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), en la operatoria de CAMMESA y en la relación financiera entre el Estado argentino, ENARSA y la EBY, en el marco del Tratado de Yacyretá y del acuerdo bilateral vigente con la República del Paraguay.

Marco normativo y antecedentes del esquema tarifario

La resolución se sustenta en el entramado legal conformado por las Leyes N° 15.336, 20.646 y 24.065, y en el Tratado de Yacyretá aprobado por la Ley N° 20.646, que creó la Entidad Binacional Yacyretá como organismo internacional encargado de estudiar, construir, operar y explotar la central hidroeléctrica sobre el río Paraná.

De acuerdo con ese Tratado, cada Estado parte tiene derecho a retirar hasta el 50% de la energía generada, previéndose mecanismos de cesión voluntaria y compensación económica. En ese contexto, el Decreto N° 303 del 5 de mayo de 2025 facultó a la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería a suscribir un Acta Acuerdo con la EBY y la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) del Paraguay, estableciendo condiciones de asignación, retiro, cesión y pago de la energía producida.

Ese Acta Acuerdo fijó un valor provisorio y unificado de USD 28/MWh como esquema de remuneración, en el marco de un plan de reestructuración financiera de la EBY destinado a cubrir costos operativos, de mantenimiento e inversión. La Cláusula Sexta del acuerdo previó revisiones anuales, que fueron ratificadas por la Entidad Binacional mediante la Nota N° 52080 del 9 de octubre de 2025.

Aplicación en el MEM y reglas de facturación

La implementación del esquema tarifario comenzó en 2025 a través de la Resolución N° 258/2025, que reconoció formalmente el valor de USD 28/MWh para la energía entregada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), instruyendo a CAMMESA a su aplicación en el MEM. Posteriormente, la Resolución N° 288/2025 estableció los aspectos operativos y contables, definiendo que los montos serían convertidos a pesos al tipo de cambio de referencia “A 3500” del Banco Central de la República Argentina, vigente al vencimiento de cada obligación.

La Resolución 5/2026 extiende ahora ese criterio desde el 1° de enero hasta el 31 de diciembre de 2026, estableciendo que el precio será neto de todo cargo, tributo, deducción, retención o compensación, y deberá ser percibido íntegramente por la EBY. Asimismo, dispone que los servicios de reserva regulante, de corto plazo y los cargos de gestión vinculados a Yacyretá se liquidarán bajo el mismo tratamiento unificado, dejando sin aplicación, para ese período, lo previsto en el artículo 3° de la Resolución N° 288/2025.

Impacto financiero y sostenibilidad de la Entidad Binacional

Desde la Secretaría de Energía se destacó que la aplicación del esquema unificado permitió ordenar y homogeneizar la liquidación de transacciones en el MEM, aportando reglas claras, transparencia y previsibilidad para los agentes del mercado. Al mismo tiempo, el mecanismo fortaleció la sostenibilidad financiera de la EBY, reduciendo la incertidumbre sobre ingresos y contribuyendo a la continuidad del abastecimiento eléctrico sin requerir transferencias del Tesoro Nacional.

El procedimiento financiero previsto contempla que la EBY emita una nota de crédito a favor de ENARSA por la diferencia entre la tarifa histórica del Tratado y el valor de USD 28/MWh efectivamente abonado, y una nota de débito por el mismo importe con cargo al Gobierno argentino, como compensación por deudas vigentes vinculadas a la construcción del complejo hidroeléctrico.

Proyección institucional y repercusiones

La decisión consolida un esquema de cooperación energética bilateral entre Argentina y Paraguay, al tiempo que brinda previsibilidad al MEM para todo el ejercicio 2026. Para CAMMESA, ENARSA y la propia EBY, la resolución establece un marco estable de liquidación y facturación, reduciendo riesgos financieros y administrativos.

En términos institucionales, la medida refuerza el rol de Yacyretá como unidad técnico-económica estratégica dentro del sistema eléctrico argentino, con reglas homogéneas que buscan compatibilizar el cumplimiento del Tratado internacional con las necesidades de ordenamiento del mercado mayorista.

Compartí esta noticia !

Categorías

Solverwp- WordPress Theme and Plugin