Cada vez que los hermanos Neuss se quedan con un nuevo activo en la industria energética, el tema se transforma automáticamente en una de las grandes polémicas de la semana y escala hasta el ámbito de la política.

En este caso, la concesión transitoria del Complejo Hidroeléctrico Los Nihuiles hasta que se concrete el proceso de licitación, generó un fuerte debate en la provincia de Mendoza, con fuertes críticas de la oposición peronista al gobierno de Alfredo Cornejo.

Para aclarar el asunto, la ministra de Energía y Ambiente del distrito cuyano, Jimena Latorre, visitó la redacción de Forbes y contó tanto los motivos para tomar esta decisión como los próximos pasos que planean para una nueva concesión a 30 años.

¿Cuál es la situación actual del complejo Los Nihuiles tras el vencimiento de la concesión y el aluvión que afectó sus instalaciones?

En Mendoza contamos con cuatro grandes complejos hidroeléctricos, los cuales representan la mayor parte del 40% de la energía renovable generada en la provincia. El complejo Los Nihuiles aporta una potencia firme instalada de 290 MW. En 2024 venció la concesión de la operadora Hinisa, conformada en un 51% por Pampa Energía y un 49% por la provincia. Durante el periodo de prórroga en 2025, ocurrió un aluvión extraordinario en el Cañón del Atuel con un caudal de 1.200 m³/s (cuando se construyó con un límite máximo de 600 m3/s) que afectó gravemente a las centrales Nihuil II y Nihuil III, dejando únicamente operativas a las centrales I y IV. Tras realizar tareas de remediación ambiental por la presencia de lodos mezclados con aceites de operación y completar un inventario actualizado, se finalizó el contrato previo el 27 de julio para avanzar hacia la licitación pública. A diferencia de los complejos del Comahue o Diamante, los bienes de Los Nihuiles pertenecen a la provincia de Mendoza gracias a un acuerdo histórico de compensación de deudas por regalías con la Nación. Por esta razón, se lleva a cabo una licitación conjunta en la que Mendoza concede los recursos hídricos y bienes provinciales, mientras que la Nación otorga la autorización para la generación e inyección de energía al sistema interconectado.

¿Qué criterio se usó para otorgar la operación transitoria al Grupo Edison hasta que se haga la licitación?

No existió ninguna entrega ni adjudicación definitiva, sino una contratación de servicios temporales para garantizar la seguridad de las presas y la continuidad operativa durante el proceso licitatorio, cuyo plazo máximo se estima en 6 meses. Al concluir el contrato de Hinisa, la titularidad transitoria pasó a la empresa provincial EMSA. Pampa Energía dijo que no podían asumir esa prestación y la operadora de Nihuil IV (Hidronihuiles) indicó que no contaba con la escala necesaria. Entonces, la única empresa que quedaba con expertise en operación de centrales hidroeléctricas en Mendoza era CEMPPSPA (del Grupo Edison). Por ende, no se trata de una concesión ni adjudicación definitiva, sino de una contratación de servicios temporarios para resguardar los bienes hasta que se haga la licitación. Actualmente, Mendoza y Nación están consolidando los pliegos mediante decretos del Gobernador provincial y del Presidente de la Nación para convocar a una licitación pública nacional e internacional por una concesión a 30 años.

¿Por qué decidieron licitar el 100% de las acciones del complejo y no se quedaron con el 49% que tenía la provincia?

La realidad del complejo requiere una inversión inicial estimada en torno a los 200 millones de dólares para recuperar los 200 MW que quedaron fuera de servicio por el aluvión. Conservar una participación accionaria estatal implicaría que la provincia deba desembolsar fondos públicos provenientes de los contribuyentes para financiar estas obras de recuperación. Evaluamos que la opción más eficiente y atractiva para el mercado es licitar el 100% del paquete accionario, permitiendo que un operador privado asuma de forma ágil las inversiones necesarias dentro de un plan de negocios a 30 años.

Te cambio de tema, hablemos del sector petrolero. ¿Qué avances observan en la producción convencional con el cambio de titularidad de áreas y que novedades hay en el desarrollo de la lengua norte de Vaca Muerta que está en territorio mendocino?

En la producción convencional, la salida de YPF mediante el Plan Andes dio paso a nuevos operadores que lograron frenar la caída y sostener el ritmo de producción durante el primer semestre de 2026. Asimismo, la licitación de áreas realizada a fines de 2025 permitirá el ingreso de al menos cinco nuevos operadores. En cuanto al no convencional, Mendoza alberga el 30% de la formación Vaca Muerta en su denominada «Lengua Norte». Los datos obtenidos de los pozos piloto de YPF y de los estudios de sísmica 3D ejecutados por Quintana-TSB en Cañadón Amarillo confirman que la formación en Mendoza mantiene porcentajes de carbono orgánico total (TOC) y espesor similares a los de Neuquén. Tanto YPF como Quintana-TSB reanudarán perforaciones en los próximos meses, mientras que desde el Estado provincial avanzamos en la subdivisión de áreas libres para licitar y atraer nuevas inversiones exploratorias.

Siguiendo con la energía. ¿Qué metas y proyectos destacan en generación fotovoltaica e infraestructura asociada?

Desde 2015, cuando contábamos con menos de 12 MW de potencia fotovoltaica instalada, hemos logrado escalar hasta bordear los 800 MW, proyectando alcanzar 1 GW (1.000 MW) para el año 2030. Contamos con desarrollos emblemáticos como el parque solar El Quemado de YPF Luz que fue el primer RIGI y un nuevo proyecto de Genneia en el sur provincial que prevé alcanzar los 345 MW para convertirse en el más grande de la provincia. Adicionalmente, el Ente Provincial Regulador Eléctrico (EPRE) aprobó la regulación del «generador virtual», lo que habilita la comercialización local de energía renovable para usuarios colectivos con demanda alejada del punto de generación. Este crecimiento en generación se acompaña con inversiones en redes de distribución y transporte, complementado por nuestras hidroeléctricas actuando como baterías de agua para dar estabilidad al sistema.

Para terminar, quería hacer un repaso de la actividad minera. ¿Qué expectativas tienen con el proyecto PSJ y las exploraciones en el Distrito Minero Malargüe?

Tras permanecer fuera del mapa minero por 15 a 20 años, hemos consolidado una política de Estado impulsada por el gobernador Alfredo Cornejo. El proyecto de cobre PSJ obtuvo su Declaración de Impacto Ambiental (DIA) en diciembre de 2025 y actualmente ejecuta 12.000 metros de perforación para su ingeniería de detalle y factibilidad financiera. Se prevé iniciar la construcción de la mina a inicios de 2027 para comenzar a producir hacia 2028, beneficiándose de su ubicación a 1.100 metros de altura y a solo 37 km de la Ruta 7. En paralelo, en el Distrito Minero Malargüe se busca convertir recursos en reservas, habiéndose concretado un joint venture entre la canadiense Kobrea y BHP para tareas exploratorias. Aprovecho para invitar a los lectores a la Cumbre de Minería Sostenible que realizaremos el 19 y 20 de noviembre en Mendoza.