Autor: Mejor Energía

El Gobierno logró una inyección de divisas clave en un momento de extrema sensibilidad financiera. La privatización de las represas hidroeléctricas del Comahue se tradujo en un ingreso inmediato de US$ 700 millones, que impactó de lleno en las reservas del Banco Central y le dio aire a la estrategia oficial para cumplir con los pagos de deuda de enero.

Tras la firma de los contratos de concesión y la transferencia de acciones, los nuevos operadores privados cumplieron con el desembolso acordado dentro del plazo establecido. El efecto fue inmediato: las reservas brutas del BCRA crecieron US$ 787 millones en una sola jornada y alcanzaron los US$ 44.187 millones, el nivel más alto desde enero de 2023.

El salto no es menor. A ese monto se suman los casi US$ 1.970 millones que el Tesoro ya tenía depositados en su cuenta en el Banco Central, lo que eleva el colchón de divisas disponibles a unos US$ 2.670 millones. En la antesala de un vencimiento de US$ 4.215 millones por capital e intereses de bonos Globales y Bonaares, cada dólar cuenta.

Desde el mercado, el diagnóstico fue claro. “El incentivo es reforzar la caja justo antes del pago de deuda”, sintetizó un informe de la consultora PPI, que venía siguiendo de cerca el proceso de privatización de las represas como una de las fuentes extraordinarias de financiamiento del arranque del año.

El proceso de privatización de las hidroeléctricas del Comahue implicó la transferencia al sector privado de activos estratégicos ubicados sobre los ríos Limay y Neuquén, claves para la generación eléctrica del país. A través de nuevos contratos de concesión, el Estado redefinió el esquema de operación, inversión y mantenimiento de las centrales, priorizando el ingreso de divisas y el alivio fiscal en el corto plazo.

La operación incluyó la cesión de acciones y derechos de explotación por un plazo determinado, bajo condiciones que obligan a los nuevos concesionarios a garantizar niveles de inversión, seguridad operativa y abastecimiento eléctrico. Para el Gobierno, el acuerdo permitió monetizar activos sin resignar la propiedad de los recursos hídricos, que continúan bajo dominio estatal.

El impacto del ingreso de dólares no se limita a una mejora contable. Refuerza la posición del Gobierno en su estrategia de financiamiento y reduce la presión sobre otras alternativas más costosas.

El ministro de Economía, Luis Caputo, descartó recurrir a emisiones de deuda en los mercados internacionales para cubrir los vencimientos inmediatos y ratificó que la prioridad pasa por un préstamo Repo con bancos, por el que habría ofertas de hasta US$ 7.000 millones.

En paralelo, el Ejecutivo mantiene abiertas otras cartas: el uso de swaps con Estados Unidos o China, operaciones financieras puntuales e incluso mayores compras de divisas en el mercado oficial. En ese sentido, el calendario juega a favor: se espera que el complejo agroexportador liquide alrededor de US$ 500 millones en enero por la cosecha de trigo.

Aunque el ingreso de los US$ 700 millones trajo alivio inmediato, en el mercado advierten que se trata de un recurso extraordinario y no estructural. La privatización de las represas del Comahue permitió ganar tiempo y margen de maniobra, pero el desafío de fondo sigue siendo la acumulación sostenida de reservas en un año cargado de compromisos financieros.

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La inversión mundial en energía superó los US$3,3 billones en 2025, pero el flujo de capital sigue mostrando fuertes desequilibrios. Los países emergentes y en desarrollo —excluida China— captaron el 27% de la inversión energética global y solo el 18% del gasto en energías limpias, a pesar de concentrar casi dos tercios de la población mundial y gran parte de la futura demanda energética.

En ese escenario que revela la Agencia Internacional de Energía (AIE), China mantiene un rol central como financiador clave de proyectos energéticos en economías emergentes, tanto por el volumen de inversión doméstica como por su creciente despliegue de capital en el exterior.

Desde 2015, las instituciones oficiales chinas comprometieron en promedio más de US$ 55.000 millones anuales para proyectos energéticos en estos países, un monto equivalente a cerca del 8% de toda la inversión global en energías limpias destinada a mercados emergentes.

Históricamente, ese financiamiento estuvo dominado por bancos de política estatal y actores soberanos que otorgaban principalmente deuda y, en algunos casos, subsidios directos. Sin embargo, el esquema comenzó a cambiar en los últimos años.

Tras la caída provocada por la pandemia, los compromisos financieros volvieron a crecer, aunque con una reducción marcada del crédito de los bancos de desarrollo y un giro casi total hacia tecnologías limpias.

En paralelo, empresas estatales, bancos comerciales públicos y agencias de crédito a la exportación asumieron un rol más activo, con instrumentos cada vez más sofisticados. Aumentaron las inversiones de capital, las garantías y los esquemas de reparto de riesgos, lo que refleja un modelo más competitivo, aunque todavía fuertemente guiado por el Estado chino.

Este cambio no implica un retiro de China del financiamiento energético internacional, sino una adaptación a nuevas condiciones domésticas y globales. Para los países emergentes, el nuevo patrón abre oportunidades relevantes —como mayor participación accionaria y esquemas más flexibles— pero también desafíos, especialmente por la menor disponibilidad de financiamiento concesional o de largo plazo.

El informe analiza esta transformación a partir de una base de datos sectorial que cubre el período 2015–2024, y examina cómo el modelo chino está redefiniendo los instrumentos financieros, las instituciones involucradas y la asignación regional del capital. También evalúa las implicancias estratégicas para la transición energética en los países en desarrollo.

Un ejemplo concreto de esta dinámica es el proyecto de waste-to-energy (WTE) de Palembang, que muestra cómo la creciente competencia dentro del mercado chino de tratamiento de residuos impulsa a las empresas líderes a buscar oportunidades en el exterior. La firma estatal Zhejiang Energy Jinjiang Environment, que opera 27 plantas WTE en China, es una de varias compañías que expanden su presencia internacional.

En 2024, una directiva del Consejo de Estado alentó a las empresas chinas de tratamiento de residuos a “salir al mundo”, alineando sus capacidades industriales con los objetivos de desarrollo verde de los países de la Iniciativa de la Franja y la Ruta. Para mediados de 2025, empresas chinas participaban en 43 proyectos WTE en 13 países, con 16 nuevas iniciativas lanzadas solo en el primer semestre del año.

El Sudeste Asiático se consolidó como una región prioritaria, favorecida por esquemas tarifarios más previsibles y la urgencia por reducir la dependencia de rellenos sanitarios. Al mismo tiempo, comienzan a surgir oportunidades en Asia Central y Medio Oriente.

Para los países emergentes, el caso Palembang demuestra que la conversión de residuos en energía puede complementar de manera efectiva a las energías renovables tradicionales, especialmente en mercados con redes eléctricas limitadas y crecientes desafíos ambientales.

También evidencia que la combinación de financiamiento bancario de largo plazo con seguros de riesgo respaldados por Sinosure puede hacer viables asociaciones público-privadas en mercados con poca experiencia previa.

Más allá del proyecto puntual, el modelo refleja una característica distintiva del enfoque chino: la integración de inversión, ingeniería, provisión de equipos y seguros de crédito en un mismo esquema. Esa coordinación reduce riesgos, acelera los cierres financieros y ofrece un modelo replicable para ciudades que enfrentan simultáneamente presiones energéticas y ambientales.

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El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) comenzó a mostrar su impacto en uno de los sectores estratégicos de la economía argentina: la minería.

Con 13 proyectos ya presentados y al menos seis más en carpeta, el país podría canalizar inversiones por cerca de 20.000 millones de dólares si se aprueba el conjunto de iniciativas vinculadas principalmente al litio, el cobre y el oro.

El avance del RIGI se da en un contexto en el que la minería argentina consolida su rol exportador, pero todavía exhibe un amplio margen de crecimiento, según informó la consultora E&E. 

En 2024, las exportaciones mineras alcanzaron los U$S 4.674 millones, representando el 5,9% del total exportado por el país. El oro continuó siendo el principal producto, con ventas externas por U$S 3.141 millones, aunque el litio modificó de manera significativa la composición de la canasta minera en los últimos años.

Actualmente, la Argentina cuenta con 26 proyectos mineros en operación. Sin embargo, la mayor parte de las iniciativas en etapas de construcción, factibilidad y prefactibilidad corresponden al litio y al cobre, minerales clave para la transición energética global.

En litio ya existen siete proyectos productivos, mientras que en cobre todavía no se registra producción a escala industrial, a pesar de contar con algunos de los proyectos más avanzados de la región.

El RIGI aparece como una herramienta central para destrabar estas inversiones de gran escala. Entre los proyectos ya aprobados se destacan Los Azules, en San Juan, con una inversión prevista de U$S 2.672 millones, y dos desarrollos de litio: Salar del Rincón, en Salta, y Hombre Muerto Oeste, en Catamarca. En paralelo, se encuentran en evaluación iniciativas de peso como El Pachón, Agua Rica (MARA), Sal de Vida, Sal de Oro y Veladero, entre otras.

En el caso del cobre, el núcleo del desarrollo futuro argentino se concentra en proyectos como Josemaría —actualmente en etapa de construcción—, Filo del Sol, Taca Taca, Los Azules, Agua Rica y El Pachón.

El país posee recursos estimados en 116 millones de toneladas de cobre, en un mercado global que muestra una demanda sostenida impulsada por la electrificación, las energías renovables y la infraestructura de transmisión eléctrica.

El litio, por su parte, continúa siendo uno de los grandes motores de expectativa. Argentina concentra cerca del 20% de los recursos globales y forma parte del Triángulo del Litio junto a Bolivia y Chile, región que reúne la mitad de los recursos mundiales.

En 2024, la producción nacional alcanzó un récord de 96.000 toneladas de carbonato de litio equivalente, con un crecimiento interanual del 109%, lo que permitió al país explicar el 8% de la producción mundial.

A nivel internacional, el documento de E&E destaca que «la demanda de litio sigue dominada por la industria de baterías, que representó el 86% del consumo global en 2024, con China como principal actor, concentrando más de la mitad de la demanda mundial».

Si bien los precios atravesaron una fuerte corrección en los últimos dos años por la sobreoferta, las proyecciones anticipan una recuperación gradual a partir de 2026, en línea con el crecimiento de los vehículos eléctricos y el almacenamiento de energía.

En este escenario, el atractivo del RIGI radica en su capacidad para ofrecer previsibilidad fiscal, cambiaria y regulatoria a proyectos de largo plazo y elevada intensidad de capital.

La posibilidad de que más iniciativas se sumen al régimen en los próximos meses refuerza la expectativa de un salto estructural en la minería argentina, tanto en términos de inversión como de exportaciones y generación de divisas.

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