{"id":156900,"date":"2026-04-18T02:31:47","date_gmt":"2026-04-18T05:31:47","guid":{"rendered":"https:\/\/infoecos.com.ar\/?p=156900"},"modified":"2026-04-18T02:31:47","modified_gmt":"2026-04-18T05:31:47","slug":"la-austeridad-que-paraliza","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/infoecos.com.ar\/index.php\/la-austeridad-que-paraliza\/","title":{"rendered":"La austeridad que paraliza"},"content":{"rendered":"\n

Fuente: Centro de Econom\u00eda Pol\u00edtica Argentina (CEPA)<\/strong><\/p>\n\n\n\n

\"\"<\/figure>\n\n\n\n

Se conocieron los sobres econ\u00f3micos de la importaci\u00f3n de GNL para el pr\u00f3ximo invierno. El costo total de traer 20 barcos de gas licuado asciende a 1.210 millones de d\u00f3lares. Esta cifra incluye 990 millones por el gas (estimado a un precio internacional TTF de 22 d\u00f3lares por MMBTU) y 220,95 millones en comisiones (o fee) de comercializaci\u00f3n (4,5 d\u00f3lares por MMBTU).<\/p>\n\n\n\n

El sobreprecio frente a alternativas m\u00e1s econ\u00f3micas es impactante. En comparaci\u00f3n con el precio del Plan Gas de la gesti\u00f3n anterior (3,55 d\u00f3lares por MMBTU), el costo extra alcanza los 1.032 millones de d\u00f3lares. As\u00ed, la crisis geopol\u00edtica internacional sumada a la falta de infraestructura propia genera un sobrecosto de aproximadamente 1.200 millones de d\u00f3lares para una \u00fanica operaci\u00f3n de 20 barcos.<\/p>\n\n\n\n

Frente a este escenario, la estrategia del gobierno anterior apuntaba a reemplazar las importaciones con gas local mediante dos obras clave: el Gasoducto Perito Moreno (etapa 2), con una inversi\u00f3n de 700 millones de d\u00f3lares, y la Reversi\u00f3n del Gasoducto Norte, que requer\u00eda otros 710 millones. La inversi\u00f3n total para finalizar ambos proyectos era de 1.410 millones de d\u00f3lares.<\/p>\n\n\n\n

Ese monto se habr\u00eda amortizado en menos de dos a\u00f1os. Si las obras se hubieran completado a tiempo, el Estado ya estar\u00eda generando un ahorro neto significativo, en lugar de afrontar la abultada factura actual por importaciones. La conclusi\u00f3n es clara: no hacer la infraestructura necesaria termina siendo m\u00e1s caro que construirla.<\/p>\n\n\n\n

GAS: OTRA VEZ IMPORTACIONES DESDE BOLIVIA<\/strong><\/p>\n\n\n\n

Con la llegada de los primeros fr\u00edos, volvieron a ingresar 1,5 millones de m\u00b3 diarios de gas boliviano para abastecer la generaci\u00f3n t\u00e9rmica del norte. La causa: las obras de reversi\u00f3n del Gasoducto Norte siguen inconclusas.
Faltan terminar cuatro plantas compresoras (dos en C\u00f3rdoba, una en Santiago del Estero y otra en Salta) cuyos avances oscilan entre el 35% y el 75%. La constructora Esuco abandon\u00f3 los trabajos a fines de 2025 por falta de pago, y las tareas permanecen paralizadas. Mientras tanto, un dato curioso: se exportan 150 mil m\u00b3\/d\u00eda a Bolivia por Madrejones con destino Brasil.<\/p>\n\n\n\n

ELECTRICIDAD: UN NEGOCIO AL REV\u00c9S CON URUGUAY<\/strong><\/p>\n\n\n\n

En plena ola de calor, en los primeros d\u00edas del mes, Argentina import\u00f3 desde Uruguay 830 MW durante tres horas para evitar un colapso. La paradoja: ese pa\u00eds genera esa electricidad con gas argentino de Vaca Muerta, que se exporta a unos u$s 3,5\/MMBTU.<\/p>\n\n\n\n

El costo final para el pa\u00eds: entre u$s 150 y 200 por MWh importado, el doble del precio promedio de generaci\u00f3n local. Fuentes del sector resumieron: \u201cLe vendemos gas barato para que nos vendan luz cara\u201d.<\/p>\n\n\n\n

RIGI PARA DIOXITEK Y PRIVATIZACI\u00d3N SOLAPADA<\/strong><\/p>\n\n\n\n

El gobierno recibi\u00f3 una propuesta de la empresa estadounidense Nano Energy para invertir m\u00e1s de US$ 230 millones y terminar la planta de uranio de Dioxitek en Formosa, paralizada desde 2014. El proyecto buscar\u00eda acogerse al RIGI y contempla producir di\u00f3xido de uranio para abastecer las centrales Atucha y Embalse, m\u00e1s una segunda etapa para exportar hexafloruro de uranio.<\/p>\n\n\n\n

Dioxitek seguir\u00e1 siendo due\u00f1a de la planta y el terreno, pero ceder\u00e1 su uso a una nueva sociedad con Nano Energy a cambio de un usufructo. En los hechos, una empresa estatal estrat\u00e9gica pasa a ser una mera arrendadora mientras el control operativo y comercial queda en manos privadas extranjeras. El propio secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli (exgerente de Dioxitek), admiti\u00f3 que la planta originalmente no ten\u00eda modelo de negocio porque su capacidad duplicaba la demanda local. La soluci\u00f3n: meter un socio privado para exportar.<\/p>\n\n\n\n

\u00bfInversi\u00f3n o privatizaci\u00f3n solapada? La operaci\u00f3n recuerda el manual de los \u201990: el Estado pone los activos, la infraestructura y el mercado cautivo; el privado pone la plata y se lleva las ganancias. <\/p>\n\n\n\n

CITELEC<\/strong><\/p>\n\n\n\n

Se conocieron las empresas interesadas en quedarse con el paquete de acciones que Enarsa tiene en Transener: Edison (hermanos Neuss, cercanos a Santiago Caputo) junto a Genneia (Jorge Brito), Central Puerto (Carlos Miguens Bemberg, la familia Escasany y Guillermo Reca) y Edenor (Daniel Vila, Jos\u00e9 Luis Manzano y Mauricio Filiberti).<\/p>\n\n\n\n

CITELEC (Compa\u00f1\u00eda de Inversiones de Energ\u00eda El\u00e9ctrica S.A.) es la sociedad holding que controla mayoritariamente (52,65%) a Transener, la empresa l\u00edder en el transporte de energ\u00eda el\u00e9ctrica de alta tensi\u00f3n. La propiedad de CITELEC est\u00e1 dividida en partes iguales (50% y 50%) entre dos grandes actores: Pampa Energ\u00eda y ENARSA. A trav\u00e9s de ENARSA, el Estado argentino posee indirectamente cerca del 26% de Transener.<\/p>\n\n\n\n

El alcance de Transener abarca el transporte del 85% de la electricidad consumida en el pa\u00eds, gestionando m\u00e1s de 12.400 km de l\u00edneas de alta tensi\u00f3n (500 kV y 220 kV) y cerca de 50 estaciones transformadoras. Adem\u00e1s, controla indirectamente a Transba S.A., la concesionaria del transporte el\u00e9ctrico en la provincia de Buenos Aires.<\/p>\n\n\n\n

Desde el punto de vista financiero, la compa\u00f1\u00eda resulta atractiva porque registra utilidades anuales de 200 millones de d\u00f3lares y una capitalizaci\u00f3n burs\u00e1til de USD 1.100 millones. El precio base de la licitaci\u00f3n es de USD 206 millones.<\/p>\n\n\n\n

\u00bfSE DESTRABA LA OBRA EL\u00c9CTRICA Y LLEGAN LOS PRIVADOS?<\/strong><\/p>\n\n\n\n

La Resoluci\u00f3n 83\/2026 de la Secretar\u00eda de Energ\u00eda establece un nuevo marco regulatorio para la expansi\u00f3n del sistema de transporte de energ\u00eda el\u00e9ctrica. Su objetivo principal es facilitar que el sector privado financie y construya obras de infraestructura que hoy son cr\u00edticas para evitar cuellos de botella en la red.<\/p>\n\n\n\n

1. El modelo de \u00abConcesi\u00f3n de Obra P\u00fablica\u00bb: Se permite otorgar una concesi\u00f3n a una empresa (que puede ser un consorcio de privados) para que dise\u00f1e, financie, construya, opere y mantenga una l\u00ednea de alta tensi\u00f3n o estaci\u00f3n transformadora.<\/p>\n\n\n\n

2. Plazos y Propiedad: La concesi\u00f3n puede durar hasta 30 a\u00f1os y una vez cumplido el plazo, la infraestructura pasa a ser propiedad del Estado Nacional sin costo adicional.<\/p>\n\n\n\n

3. Remuneraci\u00f3n (El Canon): Los inversores podr\u00e1n cobrar un canon o tarifa durante el per\u00edodo de concesi\u00f3n. Este monto se determina en el proceso de licitaci\u00f3n. Sirve para recuperar la inversi\u00f3n inicial y cubrir los costos de operaci\u00f3n y mantenimiento.<\/p>\n\n\n\n

4. Iniciativa Privada: Se reglamenta c\u00f3mo se pueden presentar propuestas de obras con el r\u00e9gimen de Iniciativa Privada (Decreto N\u00b0 713\/2024), lo que significa que una empresa puede identificar una necesidad en la red, proponer la soluci\u00f3n y obtener ciertos beneficios cuando esa obra se licite p\u00fablicamente.
5. \u00bfA qui\u00e9nes afecta?: Permite que generadores o grandes usuarios impulsen obras que necesitan para conectar sus plantas o f\u00e1bricas. Adem\u00e1s, abre el mercado a constructoras y fondos de inversi\u00f3n que antes no participaban del sistema el\u00e9ctrico. Por \u00faltimo, las transportistas actuales deber\u00e1n convivir con los nuevos concesionarios y permitir la interconexi\u00f3n a la red existente.<\/p>\n\n\n\n

6. CAMMESA interviene en la evaluaci\u00f3n t\u00e9cnica de las propuestas para asegurar que la obra sea necesaria y compatible con el sistema nacional, y el ENRE se encarga de las Audiencias P\u00fablicas obligatorias para autorizar la obra y de fiscalizar que el concesionario cumpla con las normas de seguridad y calidad del servicio.<\/p>\n\n\n\n

AGENDA REGULATORIA Y NORMATIVA<\/strong><\/p>\n\n\n\n

1. Reglamentaci\u00f3n RIMI (Decreto 242\/2026): El Gobierno reglament\u00f3 y puso en funcionamiento el R\u00e9gimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI), un esquema destinado a estimular inversiones de por micro, peque\u00f1as y medianas empresas en bienes, obras y activos. El objetivo es incentivar las medianas inversiones nacionales y extranjeras con el fin de, entre otros puntos, promover el desarrollo econ\u00f3mico y de las cadenas de valor, desarrollar y fortalecer la competitividad de los diversos sectores econ\u00f3micos, incrementar las exportaciones de mercader\u00edas y servicios y favorecer la creaci\u00f3n de empleo.<\/p>\n\n\n\n

2. Ley de Transici\u00f3n Energ\u00e9tica: La C\u00e1mara Argentina de Energ\u00edas Renovables (CADER) present\u00f3 un proyecto de ley que busca incentivos estilo RIGI para energ\u00edas limpias. La clave es que no requiere fondos del Estado, sino financiamiento internacional. Estiman que generar\u00eda 145.000 puestos de trabajo. <\/p>\n\n\n\n

3. Cambios en el complejo hidroel\u00e9ctrico de Santa Cruz (Decreto 238\/2026): El Gobierno le quit\u00f3 la gesti\u00f3n de las represas del R\u00edo Santa Cruz a ENARSA y las pas\u00f3 a la Subsecretar\u00eda de Recursos H\u00eddricos. El motivo es que ENARSA est\u00e1 en proceso de privatizaci\u00f3n, el Estado retira la obra p\u00fablica de su \u00f3rbita para que la venta de la empresa sea m\u00e1s simple y la obra no se detenga. Adem\u00e1s, las represas dejan de llamarse \u00abN\u00e9stor Kirchner\u00bb y \u00abJorge Cepernic\u00bb para retomar sus nombres originales: C\u00f3ndor Cliff y La Barrancosa. Por \u00faltimo, se asegura la continuidad de los cr\u00e9ditos con los bancos de China. <\/p>\n\n\n\n

4. Santa Cruz busca relanzar su producci\u00f3n: el gobernador Vidal present\u00f3 un plan llamado \u00abM\u00e1s Producci\u00f3n y Trabajo en el Sector Hidrocarbur\u00edfero\u00bb que busca reactivar la producci\u00f3n de hidrocarburos mediante incentivos fiscales (menos impuestos) a cambio de que las empresas petroleras inviertan realmente en la provincia.<\/p>\n\n\n\n

Beneficios: Para yacimientos maduros (convencionales) la regal\u00eda base es del 12% y puede tener una reducci\u00f3n de hasta 3 puntos porcentuales (pagando 9%) se presenta un plan de inversi\u00f3n. Este beneficio es temporal (hasta abril de 2027). Para Yacimientos no convencionales y costa afuera (offshore) se aplica una regal\u00eda promocional del 5% (mucho m\u00e1s baja) y por un plazo m\u00e1s largo (hasta 10 a\u00f1os). Esto busca atraer grandes inversiones en \u00e1reas como Palermo Aike.<\/p>\n\n\n\n

Se les exige a las empresas que la mayor\u00eda de los insumos y servicios deben ser contratados en Santa Cruz (trabajo local), deben capacitar al personal para que el 100% de los trabajadores sean santacruce\u00f1os y presentar informaci\u00f3n detallada y en forma de declaraci\u00f3n jurada para que el Estado controle que se cumplan los objetivos.<\/p>\n\n\n\n

Colof\u00f3n: Producir gas en Vaca Muerta cuesta hoy unos US$ 3 por mill\u00f3n de BTU, mientras que importar GNL o quemar gasoil en picos de invierno puede escalar a US$ 25. La infraestructura no es un gasto; es la \u00fanica forma de dejar de pagar seis veces m\u00e1s por la misma energ\u00eda que ya tenemos bajo nuestros pies.<\/em><\/p>\n\n\n\n

\"\"<\/figure>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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