Tras evaluar los antecedentes técnicos, económicos y las garantías presentadas a comienzos de noviembre, el Gobierno nacional avanzó en el proceso de reprivatización de las usinas hidroeléctricas del Comahue y precalificó a ocho de los nueve grupos oferentes. La licitación —la primera de peso en materia energética de la gestión de Javier Milei— definirá quién operará las centrales El Chocón, Cerros Colorados, Alicurá y Piedra del Águila por los próximos 30 años.

Las empresas que pasan a la etapa de apertura de ofertas económicas son:

• ENEL: actual concesionaria de El Chocón y accionista mayoritaria en Edesur, además de participar en las transportistas CTM, TESA y Yacylec.

• AES: operadora de Alicurá, con presencia también en centrales hidroeléctricas, térmicas y parques eólicos.

• Central Puerto: a cargo de Piedra del Águila, con un consorcio de accionistas encabezado por Carlos Miguens y Guillermo Reca.

• BML Inversora (MSU): del empresario Manuel Santos Uribelarrea, reciente adquirente de la sociedad controlante de Cerros Colorados.

• Edison Energía: grupo de los hermanos Neuss, que este año incorporó distribuidoras y transportistas eléctricas.

• Pampa Energía: la compañía integrada más grande del país, en manos de Marcelo Mindlin.

• Aluar–Genneia: alianza entre el grupo Madanes Quintanilla y la firma líder en renovables.

• Central Costanera: controlada por Central Puerto desde 2023 y una de las mayores generadoras térmicas del país.

La única oferta rechazada fue la de IPS Renewal, del grupo IPS Energy de Guatemala. El Ministerio de Economía señaló inconsistencias en las garantías presentadas e incumplimiento del requisito técnico de operar al menos 100 MW de potencia hidroeléctrica. La firma Holdec Inversora, presentada como operadora, no alcanzó ese parámetro con las centrales declaradas como antecedentes.

Condiciones de la licitación

Los pliegos establecen que los oferentes deben acreditar activos por encima de USD 300 millones y un patrimonio neto mínimo de USD 150 millones. El proceso excluye a empresas estatales y no contempla un esquema de propiedad participada para trabajadores.

La apertura de los sobres con las ofertas económicas está prevista para la última semana de noviembre. Si la diferencia entre las dos mejores ofertas no supera el 10%, el Gobierno convocará a una instancia de mejora para definir al adjudicatario.

El ministro de Economía, Luis Caputo, estimó que la subasta podría generar ingresos fiscales de entre USD 500 y 700 millones.

Obligaciones y esquema tarifario

Los futuros concesionarios deberán destinar durante los dos primeros años el 95% de la energía generada a distribuidoras eléctricas, a precio fijo en dólares. El 5% restante podrá comercializarse en el mercado mayorista. Desde el tercer año ese porcentaje regulado irá descendiendo hasta eliminarse en 2046.

Las empresas también deberán presentar un plan integral de obras y reemplazo de equipos dentro de los primeros dos años de operación, con el objetivo de extender la vida útil de las centrales por tres décadas adicionales a partir de 2055.

Aportes a provincias y nuevos cargos

Para sumar el aval de Neuquén y Río Negro, las concesiones incorporan tres fuentes de ingresos:

• Canon por uso de agua: 2% de la recaudación de las concesionarias.

• Canon a la AIC: otro 2% para la Autoridad Interjurisdiccional de las Cuencas del Limay, Neuquén y Negro.

• Regalías: 12% sobre las ventas de energía.

Además, el esquema prevé un nuevo recargo tarifario para usuarios de todo el país. Ese aporte financiará obras pendientes en las presas de Arroyito y Portezuelo Grande, ordenadas por la Corte Suprema en 2009 y aún sin ejecución.