Los resultados de esa decisión se vieron con claridad. Se terminó Atucha II (parada por más de 20 años), se extendió la vida útil de Atucha I y Embalse, se reactivó el enriquecimiento de uranio en Pilcaniyeu, se avanzó en el reactor CAREM de diseño argentino y se puso en marcha una red de medicina nuclear que hoy atiende a millones de personas. Todo esto fue posible porque hubo voluntad política, inversión estatal y un respaldo legislativo que declaró de interés nacional cada uno de esos proyectos. Pero también porque existía la convicción de que la energía nuclear es demasiado estratégica como para dejarla librada a la improvisación o al cortoplacismo. La planificación fue una decisión política de mirar el país a 20 o 30 años.
A medida que el plan avanzaba, se fueron sumando proyectos aún más ambiciosos como Atucha III, Atucha IV y una sexta central con tecnología rusa, que sumarían 3.200 MW de potencia instalada. Si esos proyectos no hubieran sido frenados, postergados o reorientados por falta de decisión política, hoy Argentina tendría tres centrales nucleares nuevas operando. Eso significaría una matriz energética mucho más limpia, estable y competitiva, un ahorro multimillonario en importaciones de combustibles, un precio de la energía más bajo y un liderazgo tecnológico que pocos países de la región podrían ostentar. Además, contaríamos con más puestos de trabajo calificado, una cadena de proveedores locales consolidada, y una posición de negociación internacional que nos permitiría exportar tecnología y servicios nucleares. Pero eso no ocurrió. Los acuerdos con China y Rusia siguen sin concretarse y el país sigue atado a la dependencia de los hidrocarburos.
La gran lección del Plan Nuclear 2006 es que la planificación energética no puede ser rehén de los ciclos electorales. Frenar un proyecto estratégico porque lo impulsó un gobierno de otro signo político es una irresponsabilidad colectiva que desarticula equipos técnicos, desalienta inversiones, erosiona la confianza internacional y, sobre todo, posterga el desarrollo del país. La energía nuclear exige horizontes de décadas que no se diseña ni se construye en un mandato. Por eso, sostener estos proyectos debe ser una política de Estado, no una bandera partidaria. Interrumpirlos por diferencias ideológicas no es un gesto de cambio, es un acto de soberbia que hipoteca el futuro de toda la Nación.
MENDOZA: SEGUNDA OLA DE PRIVATIZACIONES HIDROELÉCTRICAS
El Gobierno nacional puso formalmente en marcha la "segunda ola" de privatizaciones hidroeléctricas con el llamado a licitación del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles, un paso que el Ministerio de Economía señala como la continuidad natural del proceso iniciado en diciembre de 2025 cuando se cerró la transferencia de los complejos del Comahue (Alicurá, El Chocón, Piedra del Águila y Cerros Colorados). Sin embargo, el nuevo pliego presenta características que lo distinguen y lo tensionan ya que propone la nueva concesión por 30 años y venta del 100% del paquete accionario de Hidroelectricidad Mendocina S.A. (HEMSA), la empresa provincial creada en 2025 para administrar los activos, recaigan sobre un mismo oferente.
Pero el escenario técnico sobre el que se asienta la licitación está lejos de ser ideal. En enero de 2025, un aluvión inundó las centrales Nihuil II y III que aún permanecen fuera de servicio. La futura administración deberá ejecutar inversiones para recuperar la capacidad de generación perdida. En términos prácticos, el inversor no compra un sistema en pleno funcionamiento, sino un activo dañado que exige un plan de recuperación y de largo plazo.
La operación de Los Nihuiles revela una estrategia deliberada por desarticular los últimos bastiones de control energético provincial, utilizando la fórmula de concesión más venta accionaria como un mecanismo para vaciar de contenido cualquier pretensión de autonomía regional. Al mismo tiempo, el Estado nacional se corre del mapa productivo y asume un perfil de mero regulador, pero sin incorporar en el pliego cláusulas que garanticen un plan de inversiones, lo que deja al inversor con un amplio margen de discrecionalidad y a Mendoza sin poder exigir contraprestaciones.
El mercado observa con cautela un pliego que combina un pasivo operativo, una concesión extensa pero onerosa y un conflicto con una provincia que no oculta su malestar. Mientras tanto, en Mendoza crecen los interrogantes sobre el valor real de una empresa que arrastra un siniestro millonario, y sobre la conveniencia de un modelo que transfiere al privado un recurso que la provincia considera propio sin salvaguardas institucionales. Los Nihuiles, en definitiva, es el termómetro de una nueva etapa donde hay resquemores políticos, reclamos históricos y una pregunta incómoda se prefiere no responder: si el Estado se retira, ¿quién garantiza que la inversión privada repare lo que el río se llevó y, sobre todo, quién responde ante la provincia por lo que considera suyo?
BRASIL: EL GASODUCTO QUE PODRÍA CAMBIAR VACA MUERTA
El crecimiento de la producción de gas con récords que se suceden mes tras mes demuestra que el problema ya no reside en la producción sino en la necesidad de encontrar mercados capaces de absorber ese volumen. En ese tablero, Brasil se perfila como la pieza clave y no es casual que Tecpetrol haya vuelto a poner sobre la mesa la construcción del gasoducto hacia ese destino.
El sur de Brasil con su vasto parque industrial que hoy se abastece de Bolivia con producción en declive y del oneroso gas del presal, aparece como el destino natural para el gas argentino. La propuesta técnica de Techint consistente en habilitar un nuevo tramo entre Uruguayana y Porto Alegre, y revertir el flujo de un gasoducto ya existente vuelve a la mesa de discusiones porque la oportunidad está ahí, pero el tiempo apremia.
El verdadero cuello de botella no es económico ni técnico, sino político y de planificación. Un proyecto de esta envergadura exige acuerdos bilaterales, financiamiento multilateral y, sobre todo, una visión de Estado que trascienda los gobiernos de turno. Se necesita previsibilidad, un horizonte firme de demanda para que el gas argentino se transforme en un verdadero vector de integración energética.
Si Argentina logra destrabar esta inversión, el mercado adicional Brasil junto al de Chile podría alcanzar entre 50 y 100 millones de metros cúbicos diarios (casi duplicaría la producción actual). Una escala que modificaría radicalmente las reglas del negocio al estabilizar las inversiones, generar divisas y ayudar a reducir la dependencia del mercado interno. Por eso, la declaración de Techint funciona como un disparador que invita a gobiernos, reguladores y bancos multilaterales a poner el tema en su radar.
En el ámbito energético, cuando un actor de este peso dice públicamente que vuelve a mirar un gasoducto internacional, está enviando el mensaje claro de que el recurso existe, la experiencia también, el mercado aguarda, y el eslabón perdido es la infraestructura. Esa es la gran decisión pendiente. Y el corazón del problema solo late con fuerza cuando la voluntad política decide encenderlo.
BIOCOMBUSTIBLES: AUMENTO Y DESREGULACIÓN
El Gobierno nacional dispuso en agosto un nuevo aumento en los precios de los biocombustibles a través de las resoluciones 188 y 189 que fijó una suba del 4% para el biodiésel y del 1,75% para el bioetanol, ambos combustibles de corte obligatorio. La decisión que impacta en los costos de la mezcla envía la señal clara de que el Ejecutivo no piensa ceder terreno en la recomposición de precios internos.
Este ajuste no es menor. El propio presidente de YPF, Horacio Marín, salió a poner paños fríos a cualquier expectativa de baja del precio de los combustibles, argumentando que el mercado local aún no alcanza su punto de equilibrio y defendiendo el mecanismo de "buffer" que la petrolera aplica para amortiguar volatilidades. En otras palabras, el Gobierno utiliza la transición energética como excusa para sostener una política de precios que prioriza el equilibrio fiscal y sectorial por sobre el bolsillo del consumidor, al menos en el corto plazo.
Pero el verdadero tablero estratégico se juega en el Senado, donde avanza el proyecto de nueva ley de biocombustibles impulsado por el Ejecutivo. La iniciativa propone nada menos que desregular el mercado, elevar los cortes obligatorios y fijar como referencia la paridad de importación, un cambio de raíz que busca alinear el sector con las reglas del comercio global. Para el oficialismo, se trata de un paso necesario para atraer inversiones, aumentar la competencia y bajar costos de largo plazo, en sintonía con el discurso de apertura económica que viene sosteniendo.
Sin embargo, este movimiento genera un fuerte cortocircuito político con el interior productivo. Las pymes regionales nucleadas en CEPREB ya levantaron la voz y advierten que la desregulación total, sin escalas ni protecciones, pondría en riesgo unos 10.000 puestos de trabajo. El argumento es contundente, competir en igualdad de condiciones con las grandes aceiteras multinacionales, que operan con economías de escala y acceso a financiamiento internacional, es jugar en una cancha inclinada. Esta tensión pone al Gobierno en la encrucijada de avanzar con su agenda o ceder ante los reclamos de un sector con arraigo territorial y capacidad de movilización.
La combinación del ajuste de precios en agosto y el avance legislativo en el Senado marcan una estrategia de dos puntas, por un lado, se acomodan los precios internos a la nueva realidad internacional y, por el otro, se sientan las bases para un mercado más liberalizado, aunque el costo político implique enfrentar al empresariado pyme. En este juego, el consumidor queda como espectador a la espera de que alguna de estas variables termine inclinando la cancha hacia su bolsillo.
VENTA DE COMBUSTIBLES: CINCO MESES DE RETROCESO
La demanda de combustibles acumula cinco meses consecutivos de retroceso, según el portal Surtidores. La tendencia negativa se profundiza en un contexto de precios elevados y una economía que no termina de recuperar poder adquisitivo.
La caída observada pone en jaque al discurso oficial que sostenía que los ajustes de precios eran necesarios para garantizar el abastecimiento y la competitividad del sector. Ahora, la realidad del mercado muestra que los aumentos aplicados mes a mes están impactando directamente en el consumo, especialmente en el segmento de naftas, donde los conductores comienzan a modificar sus hábitos de movilidad.
El dato es especialmente sensible para el Gobierno, que atraviesa un año electoral y ve cómo uno de los indicadores más visibles de la actividad económica (la venta de combustibles) no logra repuntar. La oposición ya comenzó a utilizar estos números para cuestionar la política energética oficial, señalando que el "ajuste permanente" no solo no baja la inflación, sino que además contrae el consumo interno.
Desde las cámaras empresariales, piden medidas urgentes que incentiven la demanda, aunque el Ejecutivo mantiene su postura de no intervenir en los precios. La pregunta que queda flotando es hasta cuándo el bolsillo de los argentinos podrá sostener estos valores, en un escenario donde cada vez más estaciones de servicio reportan caídas en el volumen despachado.
EL COSTO DE LA ENERGÍA
El análisis de la evolución del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) argentino durante el mes de junio para el trienio 2024–2026 revela un punto de inflexión estructural. Ya despejados los coletazos más agudos de los shocks internacionales de postpandemia y la crisis de suministros europeos, la serie nos enfrenta a una nueva realidad política y macroeconómica que es el fin definitivo de la contención artificial de tarifas y la asunción de los costos reales de generación eléctrica.
La serie expone dos fenómenos simultáneos. Por un lado, el Costo Marginal Operado (CMO) experimenta un salto entre 2025 y 2026, doblando prácticamente su valor al pasar de 123 a 202 USD/MWh. Este comportamiento responde a la necesidad de despachar unidades térmicas menos eficientes ante limitaciones puntuales de infraestructura o gas natural, encareciendo la hora punta del sistema.
Por otro lado, el Precio Monómico (el precio promedio ponderado que refleja el costo real de abastecimiento de la demanda) acompaña este recorrido de manera simétrica, escalando hasta los 189 USD/MWh en junio de 2026. La brecha histórica entre lo que cuesta producir la energía y lo que paga el sistema (sostenida secularmente mediante el Tesoro y la postergación de pagos a Cammesa) se reduce a su mínima expresión.
La convergencia casi total entre el CMO y el precio monómico en 2026 demuestra que el sistema ha eliminado el colchón de subsidios implícitos a la oferta. La demanda absorbe de forma directa el costo marginal de abastecimiento.
Estos datos sintetizan una jugada de alto riesgo y profunda asimilación fiscal. Sincerar un precio monómico cercano a los 190 USD/MWh implica trasladar a las tarifas residenciales, comerciales e industriales el peso exacto de la ecuación energética. Durante años, la política tarifaria funcionó como el principal amortiguador de la conflictividad social pero hoy la necesidad de equilibrar las cuentas públicas relega el subsidio energético a un recuerdo de intervención.
El desafío político para el oficialismo y los reguladores no es menor. Un salto de esta magnitud en las tarifas plenas presiona sobre la competitividad industrial y pone a prueba la tolerancia social en plena temporada invernal. Sin embargo, muestra también un cambio de doctrina ya que se opta por el costo político inmediato del ajuste tarifario antes que por el colapso financiero de la cadena de pagos del MEM o la emisión monetaria para cubrir el déficit cuasifiscal en el sector eléctrico. |
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