Un petrolero fue inmovilizado por Estados Unidos en el Golfo de Omán tras ignorar el bloqueo, según informó el Comando Central estadounidense (CENTCOM).
Según el CENTCOM, la aviación estadounidense abrió fuego contra un petrolero en el Golfo de Omán la madrugada del miércoles, después de que supuestamente ignorara los llamamientos para que cumpliera con el bloqueo estadounidense a los puertos iraníes.
El buque M/T Settebello, con bandera de Palaos, transportaba petróleo procedente de Irán. Estados Unidos ha bloqueado la entrada y salida de todos los buques de los puertos iraníes.
Las fuerzas de #EEUU inhabilitaron un buque petrolero en el golfo de Omán, el segundo día consecutivo en el que las fuerzas estadounidenses atacan un navío que desacató el bloqueo naval en curso de Estados Unidos contra todos los puertos iraníes, informó el Comando Central de… pic.twitter.com/PtN84nDP3l
Anteriormente, el Ministerio de Asuntos Exteriores de la India informó que tres tripulantes del Settebello estaban desaparecidos tras un ataque. Veintiún tripulantes fueron rescatados del barco, según la embajada. No se atribuyó la responsabilidad del ataque.
El CENTCOM compartió en redes sociales un vídeo del ataque, en el que se ve cómo los aviones impactan contra el motor del barco y, a continuación, cómo la embarcación queda a la deriva en el golfo, inutilizada, con una gran columna de humo.
Un petrolero fue inmovilizado por Estados Unidos en el Golfo de Omán tras ignorar el bloqueo, según informó el Comando Central estadounidense (CENTCOM).
Según el CENTCOM, la aviación estadounidense abrió fuego contra un petrolero en el Golfo de Omán la madrugada del miércoles, después de que supuestamente ignorara los llamamientos para que cumpliera con el bloqueo estadounidense a los puertos iraníes.
El buque M/T Settebello, con bandera de Palaos, transportaba petróleo procedente de Irán. Estados Unidos ha bloqueado la entrada y salida de todos los buques de los puertos iraníes.
Las fuerzas de #EEUU inhabilitaron un buque petrolero en el golfo de Omán, el segundo día consecutivo en el que las fuerzas estadounidenses atacan un navío que desacató el bloqueo naval en curso de Estados Unidos contra todos los puertos iraníes, informó el Comando Central de… pic.twitter.com/PtN84nDP3l
Anteriormente, el Ministerio de Asuntos Exteriores de la India informó que tres tripulantes del Settebello estaban desaparecidos tras un ataque. Veintiún tripulantes fueron rescatados del barco, según la embajada. No se atribuyó la responsabilidad del ataque.
El CENTCOM compartió en redes sociales un vídeo del ataque, en el que se ve cómo los aviones impactan contra el motor del barco y, a continuación, cómo la embarcación queda a la deriva en el golfo, inutilizada, con una gran columna de humo.
La discusión por la eliminación del régimen de zona fría y la consecuente suba de las tarifas de gas sumó un nuevo capítulo en el Congreso de la Nación. Intendentes bonaerenses mantuvieron una reunión con senadores y diputados nacionales de Fuerza Patria para expresar su rechazo a un proyecto que, según advierten, podría traducirse en fuertes aumentos para millones de usuarios en distintas regiones del país.
El encuentro se realizó en la previa del tratamiento de la iniciativa en el Senado y tuvo como eje la defensa de los descuentos que actualmente reciben hogares ubicados en zonas de bajas temperaturas. Como parte de la actividad, los jefes comunales entregaron un petitorio respaldado por miles de firmas recolectadas en sus distritos durante las últimas semanas.
Entre los legisladores que participaron de la reunión estuvieron los senadores nacionales Eduardo “Wado” de Pedro y Juliana Di Tullio, además de las diputadas y diputados Cecilia Moreau, Victoria Tolosa Paz, Agustina Propato, Jimena López, Facundo Moyano, Marina Salzmann y Sabrina Selva.
La convocatoria reunió a intendentes de distintos puntos de la provincia de Buenos Aires, entre ellos Gustavo Barrera (Villa Gesell), Sebastián Ianantuoni (General Alvarado), Maximiliano Wesner (Olavarría), Nelson Sombra (Azul), Cecilio Salazar (San Pedro), Iván Villagrán (Carmen de Areco) y Pablo Garate (Tres Arroyos). También participaron el presidente de la Cámara de Diputados bonaerense, Alejandro Dichiara, y el diputado provincial Mariano Cascallares.
Los intendentes sostienen que la modificación del esquema vigente impactaría sobre 94 municipios bonaerenses y provocaría incrementos significativos en las facturas de gas en plena temporada invernal. En ese sentido, advirtieron que la medida podría profundizar las dificultades económicas que atraviesan numerosos hogares, comercios y pequeñas empresas.
La campaña para sostener el beneficio comenzó a tomar forma a fines de mayo durante un encuentro de dirigentes de la quinta sección electoral bonaerense. Desde entonces, la iniciativa sumó adhesiones en distintos distritos de la provincia, donde se desarrollaron actividades de difusión, recolección de firmas y presentaciones en concejos deliberantes con el objetivo de visibilizar el impacto que tendría una eventual modificación del régimen.
La discusión por la eliminación del régimen de zona fría y la consecuente suba de las tarifas de gas sumó un nuevo capítulo en el Congreso de la Nación. Intendentes bonaerenses mantuvieron una reunión con senadores y diputados nacionales de Fuerza Patria para expresar su rechazo a un proyecto que, según advierten, podría traducirse en fuertes aumentos para millones de usuarios en distintas regiones del país.
El encuentro se realizó en la previa del tratamiento de la iniciativa en el Senado y tuvo como eje la defensa de los descuentos que actualmente reciben hogares ubicados en zonas de bajas temperaturas. Como parte de la actividad, los jefes comunales entregaron un petitorio respaldado por miles de firmas recolectadas en sus distritos durante las últimas semanas.
Entre los legisladores que participaron de la reunión estuvieron los senadores nacionales Eduardo “Wado” de Pedro y Juliana Di Tullio, además de las diputadas y diputados Cecilia Moreau, Victoria Tolosa Paz, Agustina Propato, Jimena López, Facundo Moyano, Marina Salzmann y Sabrina Selva.
La convocatoria reunió a intendentes de distintos puntos de la provincia de Buenos Aires, entre ellos Gustavo Barrera (Villa Gesell), Sebastián Ianantuoni (General Alvarado), Maximiliano Wesner (Olavarría), Nelson Sombra (Azul), Cecilio Salazar (San Pedro), Iván Villagrán (Carmen de Areco) y Pablo Garate (Tres Arroyos). También participaron el presidente de la Cámara de Diputados bonaerense, Alejandro Dichiara, y el diputado provincial Mariano Cascallares.
Los intendentes sostienen que la modificación del esquema vigente impactaría sobre 94 municipios bonaerenses y provocaría incrementos significativos en las facturas de gas en plena temporada invernal. En ese sentido, advirtieron que la medida podría profundizar las dificultades económicas que atraviesan numerosos hogares, comercios y pequeñas empresas.
La campaña para sostener el beneficio comenzó a tomar forma a fines de mayo durante un encuentro de dirigentes de la quinta sección electoral bonaerense. Desde entonces, la iniciativa sumó adhesiones en distintos distritos de la provincia, donde se desarrollaron actividades de difusión, recolección de firmas y presentaciones en concejos deliberantes con el objetivo de visibilizar el impacto que tendría una eventual modificación del régimen.
La secretaría de Energía, María Tettamanti, destacó que el Gobierno nacional busca que las facturas de gas tengan cierta previsibilidad para los usuarios residenciales evitando movimientos estacionales bruscos.
“Para dar más previsibilidad y estabilidad al consumidor, tratamos de que la factura sea lo más plana posible, haciendo que las diferencias se reflejen con mayor periodicidad y menos estacionalidad”, señaló la funcionaria que habló este miércoles en el Midstream & Gas Day que se realizó en la Ciudad de Buenos Aires.
Acerca del abastecimiento señaló que “desde el punto de vista físico, no hay grandes diferencias respecto del año pasado” porque “tenemos la misma capacidad de transporte, la misma capacidad de gas y la misma cantidad de barcos de GNL para regasificar”.
“Lo que cambió es cómo se gestiona esa comercialización y creemos que es posible una comercialización privada”, subrayó Tettamanti.
“Necesitamos un sector de energía que sea eficiente y eso se logra cuando los precios reflejan los costos y, en base a eso, el sector privado toma las decisiones de cuánto comprar y cuánto consumir”, indicó.
Asimismo, sostuvo que “en materia de energía no se puede gestionar en corto plazo. Las reglas para el año que viene ya están claras, ya sabemos cuáles son, y las empresas tienen que salir a jugar”.
Con relación al GNL afirmó que “la importación y regasificación del GNL alguien la paga y cuando el Estado subsidia no está claro quién lo hace y no se dan las señales adecuadas”.
A su vez remarcó que “el sector privado tiene que ver esas señales y tomar la mejor decisión de acuerdo a su situación particular” y advirtió: “las licenciatarias de transporte y distribuciones tienen claro sus derechos y obligaciones y tienen la obligación de hacer cumplir el corte a las industrias cuando viene la orden.
En referencia al precio del gas sostuvo que “todos los sectores, distribución, transporte e industria, tienen que planificar la compra y contractualuizar, se tienen que adelantar para conseguir los mejores precios”.
Con relación al GNC recordó que estos contratos “siempre fueron interrumpibles”. “Es el primero que se interrumpe, lo importante con esto es que todos ahora pueden pensar y planificar. Si las GNC o las industrias no quieren interrupciones que empiezan a gestionar con las transportistas y con las distribuidoras para empezar a ver cómo tienen más firme en los inviernos que viene”, recalcó la funcionaria.
La secretaría de Energía, María Tettamanti, destacó que el Gobierno nacional busca que las facturas de gas tengan cierta previsibilidad para los usuarios residenciales evitando movimientos estacionales bruscos.
“Para dar más previsibilidad y estabilidad al consumidor, tratamos de que la factura sea lo más plana posible, haciendo que las diferencias se reflejen con mayor periodicidad y menos estacionalidad”, señaló la funcionaria que habló este miércoles en el Midstream & Gas Day que se realizó en la Ciudad de Buenos Aires.
Acerca del abastecimiento señaló que “desde el punto de vista físico, no hay grandes diferencias respecto del año pasado” porque “tenemos la misma capacidad de transporte, la misma capacidad de gas y la misma cantidad de barcos de GNL para regasificar”.
“Lo que cambió es cómo se gestiona esa comercialización y creemos que es posible una comercialización privada”, subrayó Tettamanti.
“Necesitamos un sector de energía que sea eficiente y eso se logra cuando los precios reflejan los costos y, en base a eso, el sector privado toma las decisiones de cuánto comprar y cuánto consumir”, indicó.
Asimismo, sostuvo que “en materia de energía no se puede gestionar en corto plazo. Las reglas para el año que viene ya están claras, ya sabemos cuáles son, y las empresas tienen que salir a jugar”.
Con relación al GNL afirmó que “la importación y regasificación del GNL alguien la paga y cuando el Estado subsidia no está claro quién lo hace y no se dan las señales adecuadas”.
A su vez remarcó que “el sector privado tiene que ver esas señales y tomar la mejor decisión de acuerdo a su situación particular” y advirtió: “las licenciatarias de transporte y distribuciones tienen claro sus derechos y obligaciones y tienen la obligación de hacer cumplir el corte a las industrias cuando viene la orden.
En referencia al precio del gas sostuvo que “todos los sectores, distribución, transporte e industria, tienen que planificar la compra y contractualuizar, se tienen que adelantar para conseguir los mejores precios”.
Con relación al GNC recordó que estos contratos “siempre fueron interrumpibles”. “Es el primero que se interrumpe, lo importante con esto es que todos ahora pueden pensar y planificar. Si las GNC o las industrias no quieren interrupciones que empiezan a gestionar con las transportistas y con las distribuidoras para empezar a ver cómo tienen más firme en los inviernos que viene”, recalcó la funcionaria.
El presidente y CEO de la empresa petrolera de bandera YPF, Horacio Marín, dijo cuál es la estrategia de la compañía para los años venideros, enmarcada en el proyecto del Gas Natural Licuado (GNL), siendo eje y objetivo claro las exportaciones energéticas por millones de dólares. “YPF ya es la mitad de Ford y para 2030 va a ser una de las 20 petroleras más grandes del mundo”, vaticinó.
En el marco de un panel en el IAE Summit 2026, evento organizado por IAE Business School, Marín dijo que “hoy podemos decir que YPF es más grande que Halliburton y la mitad de Ford”. Y sumó: “A fin de año podemos tener una sorpresa” al referirse a las metas de la empresa con el proyecto del GNL como eje central y con Vaca Muerta como plataforma de ascenso.
Al respecto, Marín sostuvo que la Argentina prevé exportar más de USD 30.000 millones en energía para 2031. Sobre esto dijo que es una meta clara a alcanzar y que, para ello, “lo más importante fue haber puesto un objetivo país. Ahí rompimos esa posible grieta que había en la Argentina porque todos estamos empujando para el mismo lado”.
Y para lograr alcanzarla, explicó que el plan de YPF es cuadruplicar su valor en cuatro años, motivado en el desarrollo de cuatro hubs de producción en Vaca Muerta.
El desafío de Marín con YPF
“Es el proyecto más difícil que me va a tocar trabajar en mi vida. Armarlo y ejecutarlo es muy complejo desde todo punto de vista: desde lo técnico, lo comercial, lo financiero y lo jurídico”, subrayó el CEO de YPF. Sobre el proyecto, la empresa realiza el trabajo en 14 documentos de 300 páginas en total. Para el mismo se prevé iniciar el project finance, el cual será gestionado por el banco americano JP Morgan desde julio de este año con el claro objetivo de tener el esquema financiero definido antes de finales de 2026.
La cifra, en dólares, ronda el orden de los USD 24.000 millones de inversión en infraestructura. La misma abarcará la construcción de una planta de alrededor de 200 hectáreas. “Vamos a hacer una planta que es el 70% de la refinería de La Plata en cuatro años”, dijo Marín comparando la obra con la refinería de La Plata y aseguró que será “el project finance más grande de Latinoamérica en la historia”.
Si bien es complejo, también es ambicioso; Marín se mostró confiado y dijo que la solidez del RIGI, el deseo del mercado financiero internacional y el perfil de los socios de YPF en el proyecto son factores favorables para la realización.
Participé del #IAESummit2026, un espacio para reflexionar sobre el rol de la Argentina en un mundo que redefine su orden económico y energético.
Compartí los avances que estamos logrando en @YPFoficial. Este año alcanzaremos los 250 mil barriles propios por día, frente a los 95… pic.twitter.com/n4WHInbODD
Asimismo, sumó que el conflicto en Medio Oriente favoreció al país: “Estamos en una zona lejos de guerra. Desde 1800 hasta la fecha nunca hubo un conflicto que nos complique, entonces es un país seguro para proveer energía al mundo”.
Bahía Blanca, en la mira
En este punto, Marín contó qué planes tiene para incluir a la ciudad bonaerense en el negocio gasífero, la cual se consolidará en el marco de polo petroquímico y agroindustrial, bajo el proyecto de TGS de NGL y la posible expansión de la planta de Compañía Mega, siendo ambos pilares del abastecimiento del mercado local y sobre lo cual dijo que “con los dos proyectos en funcionamiento, vamos a estar en el orden de los 85 millones de metros cúbicos de capacidad de procesamiento”.
Además, Punta Colorada ingresa como polo exportador. En el lugar, YPF piensa construir una planta de 200 hectáreas invirtiendo USD 7.000 millones con el objetivo de procesar y exportar gas con valor agregado. En este sentido, Marín dijo que “todos los productos que nosotros generemos en Punta Colorada son productos de exportación”.
En este contexto, sumó que lo que se prevé comercializar con YPF, la empresa podría convertirse en el quinto exportador mundial de gas licuado de petróleo (GLP).
Por otro lado, sobre cuál fue el cambio más significativo de la compañía desde su llegada a la presidencia dijo que “lo más difícil era cambiar la cultura de YPF. Ese era el riesgo mayor. Una cosa es diagnosticar y otra es ejecutar”, dijo respecto, y añadió que “decimos que hay una sola palabra, que es superación. Es la única que vale”, advirtiendo que los términos éxito y fracaso se suprimieron del diccionario interno de la empresa.
Por último, Marín afirmó ante los mercados internacionales que “hace solamente 15 meses no teníamos nada de GNL. ¿Qué hicimos? Abrimos mercados” y cerró diciendo: “Antes no estábamos preparados, pasó Ucrania y no lo tomamos; hoy estamos preparados y estoy seguro de que el GNL va a ser una realidad y va a ayudar a cambiar a la Argentina”.
El presidente y CEO de la empresa petrolera de bandera YPF, Horacio Marín, dijo cuál es la estrategia de la compañía para los años venideros, enmarcada en el proyecto del Gas Natural Licuado (GNL), siendo eje y objetivo claro las exportaciones energéticas por millones de dólares. “YPF ya es la mitad de Ford y para 2030 va a ser una de las 20 petroleras más grandes del mundo”, vaticinó.
En el marco de un panel en el IAE Summit 2026, evento organizado por IAE Business School, Marín dijo que “hoy podemos decir que YPF es más grande que Halliburton y la mitad de Ford”. Y sumó: “A fin de año podemos tener una sorpresa” al referirse a las metas de la empresa con el proyecto del GNL como eje central y con Vaca Muerta como plataforma de ascenso.
Al respecto, Marín sostuvo que la Argentina prevé exportar más de USD 30.000 millones en energía para 2031. Sobre esto dijo que es una meta clara a alcanzar y que, para ello, “lo más importante fue haber puesto un objetivo país. Ahí rompimos esa posible grieta que había en la Argentina porque todos estamos empujando para el mismo lado”.
Y para lograr alcanzarla, explicó que el plan de YPF es cuadruplicar su valor en cuatro años, motivado en el desarrollo de cuatro hubs de producción en Vaca Muerta.
El desafío de Marín con YPF
“Es el proyecto más difícil que me va a tocar trabajar en mi vida. Armarlo y ejecutarlo es muy complejo desde todo punto de vista: desde lo técnico, lo comercial, lo financiero y lo jurídico”, subrayó el CEO de YPF. Sobre el proyecto, la empresa realiza el trabajo en 14 documentos de 300 páginas en total. Para el mismo se prevé iniciar el project finance, el cual será gestionado por el banco americano JP Morgan desde julio de este año con el claro objetivo de tener el esquema financiero definido antes de finales de 2026.
La cifra, en dólares, ronda el orden de los USD 24.000 millones de inversión en infraestructura. La misma abarcará la construcción de una planta de alrededor de 200 hectáreas. “Vamos a hacer una planta que es el 70% de la refinería de La Plata en cuatro años”, dijo Marín comparando la obra con la refinería de La Plata y aseguró que será “el project finance más grande de Latinoamérica en la historia”.
Si bien es complejo, también es ambicioso; Marín se mostró confiado y dijo que la solidez del RIGI, el deseo del mercado financiero internacional y el perfil de los socios de YPF en el proyecto son factores favorables para la realización.
Participé del #IAESummit2026, un espacio para reflexionar sobre el rol de la Argentina en un mundo que redefine su orden económico y energético.
Compartí los avances que estamos logrando en @YPFoficial. Este año alcanzaremos los 250 mil barriles propios por día, frente a los 95… pic.twitter.com/n4WHInbODD
Asimismo, sumó que el conflicto en Medio Oriente favoreció al país: “Estamos en una zona lejos de guerra. Desde 1800 hasta la fecha nunca hubo un conflicto que nos complique, entonces es un país seguro para proveer energía al mundo”.
Bahía Blanca, en la mira
En este punto, Marín contó qué planes tiene para incluir a la ciudad bonaerense en el negocio gasífero, la cual se consolidará en el marco de polo petroquímico y agroindustrial, bajo el proyecto de TGS de NGL y la posible expansión de la planta de Compañía Mega, siendo ambos pilares del abastecimiento del mercado local y sobre lo cual dijo que “con los dos proyectos en funcionamiento, vamos a estar en el orden de los 85 millones de metros cúbicos de capacidad de procesamiento”.
Además, Punta Colorada ingresa como polo exportador. En el lugar, YPF piensa construir una planta de 200 hectáreas invirtiendo USD 7.000 millones con el objetivo de procesar y exportar gas con valor agregado. En este sentido, Marín dijo que “todos los productos que nosotros generemos en Punta Colorada son productos de exportación”.
En este contexto, sumó que lo que se prevé comercializar con YPF, la empresa podría convertirse en el quinto exportador mundial de gas licuado de petróleo (GLP).
Por otro lado, sobre cuál fue el cambio más significativo de la compañía desde su llegada a la presidencia dijo que “lo más difícil era cambiar la cultura de YPF. Ese era el riesgo mayor. Una cosa es diagnosticar y otra es ejecutar”, dijo respecto, y añadió que “decimos que hay una sola palabra, que es superación. Es la única que vale”, advirtiendo que los términos éxito y fracaso se suprimieron del diccionario interno de la empresa.
Por último, Marín afirmó ante los mercados internacionales que “hace solamente 15 meses no teníamos nada de GNL. ¿Qué hicimos? Abrimos mercados” y cerró diciendo: “Antes no estábamos preparados, pasó Ucrania y no lo tomamos; hoy estamos preparados y estoy seguro de que el GNL va a ser una realidad y va a ayudar a cambiar a la Argentina”.
El Consorcio de Gestión del Puerto Dock Sud fue el epicentro de una operación logística de gran envergadura vinculada al proyecto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), el cual es impulsado por la petrolera de bandera YPF con el objetivo de ampliar la capacidad de transporte como exportación de los hidrocarburos provenientes de Vaca Muerta.
La tarea tuvo lugar en el muelle público del Puerto Dock Sud, donde se realizó la carga de 721 tubos de acero del buque MV Athanasia; del total, 658 contaban con revestimiento de hormigón. Dichos materiales forman parte de la infraestructura offshore que se instalará en Punta Colorada, provincia de Río Negro.
EL PUERTO DOCK SUD CONECTA LA INDUSTRIA BONAERENSE CON EL FUTURO ENERGÉTICO ARGENTINO Realizamos la carga de 721 tubos de acero —658 revestidos de hormigón— para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur de YPF Logística estratégica para el desarrollo energético del país. #VacaMuertapic.twitter.com/SEd1iBM9Pj
Al respecto, la presidenta del Consorcio, Mónica Litza, contó que “esta operación demuestra el valor estratégico de Dock Sud dentro de la cadena logística que acompaña el desarrollo energético argentino” y sumó que el puerto “aporta infraestructura, conectividad y capacidad operativa para proyectos que son fundamentales para el crecimiento del país”.
La operación que involucró a más de 10.100 toneladas de materiales provistos por SIAT/Tenaris, primeramente, llegó a Dock Sud, donde fueron almacenados en la zona fiscalizada de Loginter.
Posteriormente, parte de los tubos fue trasladada a la planta de Socotherm, ubicada en la localidad de Escobar, al norte del Conurbano bonaerense, donde se les realizó un revestimiento especial a base de hormigón antes de regresarlos a Dock Sud para su embarque final.
El trabajo conjunto fue realizado por distintos actores industriales, logísticos y energéticos como: SIAT/Tenaris en la provisión de los materiales; Tenaris/Loginter a cargo del acopio y estiba; Socotherm en el proceso industrial especializado; y Arendal en la coordinación logística y el transporte marítimo.
Luego, los materiales serán trasladados hasta San Antonio Este, ciudad desde la cual serán instalados mediante una embarcación especializada como parte de la infraestructura submarina del proyecto VMOS.
“El desarrollo necesita infraestructura, inversión y articulación entre el sector público y el sector privado. Esta operación refleja precisamente esa capacidad de trabajo conjunto”, añadió Litza.
A través de este tipo de trabajos, Dock Sud avanza en su consolidación como un nodo logístico estratégico a fin de acompañar proyectos productivos y energéticos de escala nacional y cada una de estas operaciones de esta magnitud confirma el rol del puerto de Avellaneda para vincular producción, industria, logística y desarrollo.
El Consorcio de Gestión del Puerto Dock Sud fue el epicentro de una operación logística de gran envergadura vinculada al proyecto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), el cual es impulsado por la petrolera de bandera YPF con el objetivo de ampliar la capacidad de transporte como exportación de los hidrocarburos provenientes de Vaca Muerta.
La tarea tuvo lugar en el muelle público del Puerto Dock Sud, donde se realizó la carga de 721 tubos de acero del buque MV Athanasia; del total, 658 contaban con revestimiento de hormigón. Dichos materiales forman parte de la infraestructura offshore que se instalará en Punta Colorada, provincia de Río Negro.
EL PUERTO DOCK SUD CONECTA LA INDUSTRIA BONAERENSE CON EL FUTURO ENERGÉTICO ARGENTINO Realizamos la carga de 721 tubos de acero —658 revestidos de hormigón— para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur de YPF Logística estratégica para el desarrollo energético del país. #VacaMuertapic.twitter.com/SEd1iBM9Pj
Al respecto, la presidenta del Consorcio, Mónica Litza, contó que “esta operación demuestra el valor estratégico de Dock Sud dentro de la cadena logística que acompaña el desarrollo energético argentino” y sumó que el puerto “aporta infraestructura, conectividad y capacidad operativa para proyectos que son fundamentales para el crecimiento del país”.
La operación que involucró a más de 10.100 toneladas de materiales provistos por SIAT/Tenaris, primeramente, llegó a Dock Sud, donde fueron almacenados en la zona fiscalizada de Loginter.
Posteriormente, parte de los tubos fue trasladada a la planta de Socotherm, ubicada en la localidad de Escobar, al norte del Conurbano bonaerense, donde se les realizó un revestimiento especial a base de hormigón antes de regresarlos a Dock Sud para su embarque final.
El trabajo conjunto fue realizado por distintos actores industriales, logísticos y energéticos como: SIAT/Tenaris en la provisión de los materiales; Tenaris/Loginter a cargo del acopio y estiba; Socotherm en el proceso industrial especializado; y Arendal en la coordinación logística y el transporte marítimo.
Luego, los materiales serán trasladados hasta San Antonio Este, ciudad desde la cual serán instalados mediante una embarcación especializada como parte de la infraestructura submarina del proyecto VMOS.
“El desarrollo necesita infraestructura, inversión y articulación entre el sector público y el sector privado. Esta operación refleja precisamente esa capacidad de trabajo conjunto”, añadió Litza.
A través de este tipo de trabajos, Dock Sud avanza en su consolidación como un nodo logístico estratégico a fin de acompañar proyectos productivos y energéticos de escala nacional y cada una de estas operaciones de esta magnitud confirma el rol del puerto de Avellaneda para vincular producción, industria, logística y desarrollo.
El acuerdo incluye garantía fiscal por un plazo de 30 años para las actividades vinculadas al proyecto en las concesiones no convencionales Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte, Las Tacanas I y II, condicionada a la permanencia dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Forma parte de la estrategia provincial para acelerar el desarrollo gasífero asociado a la exportación de Gas Natural Licuado (GNL), una iniciativa que YPF impulsa junto a socios internacionales y que contempla mayores niveles de inversión, incremento de la producción, infraestructura dedicada y nuevas capacidades de transporte para abastecer mercados externos.
Entre los aspectos centrales del convenio se encuentra la definición de un régimen especial de regalías para el gas destinado a licuefacción. El esquema prevé alícuotas variables de entre el 7,5% y el 12%, según la evolución de los precios internacionales del GNL medidos a través del índice JKM (Japan Korea Marker), utilizado como referencia para el mercado asiático.
Además, se establece la exención del impuesto sobre los Ingresos Brutos para determinadas operaciones realizadas entre Vehículos de Proyecto Único (VPU) adheridos al RIGI cuando el destino final de la producción sea la exportación.
Otro de los puntos destacados es el compromiso asumido por YPF de ejecutar obras de infraestructura o realizar aportes equivalentes por hasta 175 millones de dólares.
El gobernador Rolando Figueroa destacó que el desarrollo del gas natural licuado representa una oportunidad histórica para ampliar las exportaciones, atraer inversiones de largo plazo y posicionar a la provincia como un actor relevante en el mercado energético global. Permitirá monetizar a gran escala los recursos gasíferos que hoy salen de Vaca Muerta.
La iniciativa permitirá incrementar la actividad económica, generar empleo, ampliar la infraestructura energética y fortalecer la competitividad de Neuquén en un contexto internacional cada vez más exigente para los grandes proyectos de exportación de hidrocarburos.
El acuerdo
El proyecto GNL incluye un esquema de aceleración del desarrollo a mayor escala, intensidad de inversión y horizonte productivo de las concesiones no convencionales, con capacidad de generar un incremento sustancial del nivel de actividad y explotación de los recursos hidrocarburíferos provinciales, mayores volúmenes de producción, expansión de infraestructura, gasoducto de transporte y un impacto económico positivo en el mediano y largo plazo.
También reconoce que el contexto de alta competencia internacional y de desventajas logísticas de la Argentina, se hace necesario establecer condiciones especiales que otorguen previsibilidad y competitividad al proyecto.
El convenio alcanzó a las concesiones Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y el lote Las Tacanas, sobre las cuales YPF solicitó la conformación de cinco nuevas concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH): Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, y Aguada Villanueva Norte.
La Provincia evaluó técnicamente los proyectos y consideró que resultan adecuados para maximizar la renta hidrocarburífera y promover el desarrollo económico provincial.
YPF deberá notificar en un plazo máximo de 24 meses la decisión final de inversión y la obtención del financiamiento internacional necesario para el proyecto.
En el acuerdo, YPF asumió un compromiso de inversión en infraestructura por 175 millones de dólares, monto que podrá ejecutarse mediante obras o aportes económicos destinados a proyectos definidos con el gobierno provincial.
El acuerdo señala que esas inversiones deberán traducirse en mejoras concretas para las comunidades vinculadas al desarrollo hidrocarburífero, fortaleciendo infraestructura, servicios y condiciones de vida.
El proyecto de GNL tendrá capacidad para generar un incremento sustancial de la actividad económica, mayores volúmenes de producción de gas, expansión de infraestructura dedicada y la construcción de un gasoducto específico para abastecer el complejo exportador.
Compañía Mega inauguró un nuevo tren de fraccionamiento en Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires, tras una inversión de 260 millones de dólares. Este proyecto forma parte de un plan mayor que totaliza 650 millones y apunta a incrementar hasta un 50% la producción de líquidos del gas natural (NGL), un insumo clave para la industria energética argentina.
Los accionistas de Mega son YPF, con un 38%; Petrobras, con un 34%; y Dow, con un 28%. La obra busca fortalecer la capacidad de la empresa para acompañar la expansión de la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta y contribuir al desarrollo del sistema energético nacional.
El acto oficial contó con la presencia de Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; Federico Susbielles, intendente de Bahía Blanca; y Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, además de autoridades locales, representantes de las empresas accionistas, clientes y referentes del sector energético.
Horacio Marín destacó que “Mega es una empresa que cumple 25 años, genera cultura en sus trabajadores, especialmente en los que están desde el inicio. Con la segunda etapa de ampliación de Mega, un proyecto presentado en el RIGI (Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones), vamos a poder procesar entre 40 y 42 millones de metros cúbicos de gas de Vaca Muerta. Ampliar Mega es darle valor agregado al gas natural”.
Por su parte, Tomás Córdoba afirmó que “esta ampliación representa uno de los hitos más importantes de nuestra historia como una empresa clave para habilitar el procesamiento y acondicionamiento del gas y petróleo proveniente de Vaca Muerta”. Añadió que el proyecto refleja la confianza de los accionistas en las oportunidades energéticas de Argentina y permitirá estructurar el próximo ciclo de crecimiento, con más capacidad y eficiencia para sostener la producción y exportación.
El intendente Federico Susbielles resaltó que “esta inversión consolida a Bahía Blanca como uno de los principales polos energéticos e industriales del país. El desarrollo de infraestructura como el Nuevo Tren de Fraccionamiento no solo potencia el crecimiento de Vaca Muerta, sino que también genera empleo, dinamiza la economía regional y posiciona a la ciudad como un nodo clave para la exportación de energía argentina”.
La instalación fue construida bajo la modalidad llave en mano (EPC) por AESA y permitirá absorber el crecimiento sostenido de la producción de gas natural, así como la mayor disponibilidad de líquidos asociados provenientes de Vaca Muerta. Esto incrementará la capacidad de procesamiento y fortalecerá la generación de valor para la compañía.
Desde sus comienzos en 2001, Mega es un actor fundamental en el segmento midstream nacional, procesando cerca del 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina. Opera una infraestructura integrada que conecta Vaca Muerta con el puerto de Bahía Blanca mediante un poliducto de 600 kilómetros, posicionándose como el principal exportador argentino de GLP y gasolina natural, además de ser el mayor proveedor de etano para la petroquímica local.
En paralelo, la empresa avanza con la siguiente fase de inversiones, que contempla 650 millones de dólares entre 2023 y 2028. En abril presentó un proyecto de 360 millones bajo el RIGI para ampliar la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural, con obras en Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires. Estas mejoras permitirán aumentar la producción total en un 27% e incorporar más de 500.000 toneladas anuales adicionales de NGL.
Se estima que aproximadamente el 80% del volumen incremental será destinado a mercados de exportación, principalmente en forma de propano, butano y gasolina natural, mientras que el 20% restante abastecerá el mercado interno, especialmente con etano para la industria petroquímica.
Uruguay atraviesa un nuevo capítulo de tensión interna tras decidir relocalizar en Paysandú la megaplanta de hidrógeno verde proyectada por la multinacional Hif Global, luego de zanjar una polémica con Argentina. El intendente de Paysandú, Nicolás Olivera, del Partido Nacional, criticó la demora del Ministerio de Industria, encabezado por el presidente Yamandú Orsi, en avanzar con la inversión.
Olivera expresó su preocupación: “Cada minuto cuenta. No me explico qué cosa tienen más importante que hacer en el Ministerio de Industria”. El intendente espera que antes de fin de junio se firme el contrato que otorgue certezas a la empresa, advirtiendo que la millonaria inversión de USD 5.300 millones, la mayor en la historia de Uruguay, podría perderse si otro país ofrece condiciones más favorables.
El principal escollo para concretar el proyecto radica en el precio al que Uruguay venderá la energía generada. Hif Global propone un valor de USD 40 por megavatio hora, cifra que no convence al Ministerio de Industria y Energía, que aún evalúa las condiciones definitivas del contrato.
La ministra de Industria, Fernanda Cardona, señaló que aún falta definir la ubicación exacta del proyecto y el precio de la energía, aunque aseguró que están “muy cerca” de un acuerdo. Además, indicó que los plazos establecidos se mantienen y que Hif Global tiene hasta fin de año para decidir si realiza la inversión.
Cardona remarcó la importancia de avanzar con cautela: “Es un proyecto que se anunció en 2022. Por supuesto que cada día cuenta, pero trabajemos para que sea una realidad”. También destacó que la multinacional está analizando las vías para financiar el emprendimiento.
La ministra recordó los avances logrados en poco tiempo, incluyendo el memorándum de entendimiento y la participación de entidades nacionales como Ancap, Alur y UTE. Además, mencionó que se solicitó a la empresa que mantenga un laboratorio para que las universidades Udelar y UTEC puedan generar conocimiento sobre hidrógeno en Uruguay, un aporte que no estaba previsto inicialmente.
El plan de Hif Global contempla construir una megaplanta dedicada a la producción de combustibles sintéticos con una capacidad de 880 mil toneladas de eCombustibles. Se proyecta que las primeras exportaciones comiencen en 2029, con Asia y Europa como principales mercados.
El gobierno uruguayo evalúa proponer que la planta se instale en un terreno de 48 hectáreas ubicado en Nuevo Paysandú, propiedad de la petrolera estatal Ancap, como parte de las negociaciones para facilitar el proyecto.
Fomento Minero de Santa Cruz Sociedad del Estado (Fomicruz S.E.), en su carácter de propietaria de la estación de servicio EPA ubicada en el paraje La Esperanza, asumió el pasado viernes de manera directa la operación del expendio de combustibles, ante la finalización del contrato de concesión vigente.
Al respecto, se precisa que el vínculo contractual con la firma privada que operaba dicha boca de expendio concluyó en el mes de noviembre de 2025, habiéndose extendido hasta la fecha mediante sucesivas prórrogas. En consonancia con la decisión política de que la administración de este activo estratégico permanezca bajo la órbita del Estado Santacruceño, Fomicruz S.E. tomó el control operativo con el objetivo primordial de garantizar la continuidad y el normal abastecimiento de combustible en un nodo vial clave como lo es la Ruta Provincial N°5.
Paralelamente, durante la misma jornada, se constituyó una mesa de diálogo y negociación con el exconcesionario a fin de dar inicio a una transición ordenada. En este sentido, la premisa fundamental del Gobierno Provincial es salvaguardar los puestos de trabajo y garantizar la estabilidad laboral de todo el personal que se desempeña en el establecimiento.
La Secretaría de Energía de la Nación prorrogó el plazo de operación de la Central Hidroeléctrica Futaleufú por parte de su actual concesionaria hasta diciembre de 2026 para preservar el suministro.
El complejo hidroeléctrico, cuya concesión original de 30 años venció el 15 de junio de 2025, se encuentra actualmente en un periodo de transición. Esta planta tiene como uno de los principales clientes el complejo industrial de la firma Aluar ubicado en la provincia de Chubut
De acuerdo con la Resolución 130/2026 del Ministerio de Economía, publicada en el Boletín Oficial de la República Argentina, la empresa debe presentar una carta de adhesión en un plazo de siete días para formalizar la extensión.
La normativa indica que la firma “continuará operando como fecha máxima hasta el 15 de diciembre de 2026 inclusive, o bien hasta el perfeccionamiento de la Licitación Pública Nacional e Internacional”.
Para cumplir con la prórroga, la concesionaria deberá actualizar la garantía de cumplimiento de contrato por un monto no inferior a US$1.500.000.
Además, la resolución especifica que la empresa tendrá que “cumplir con la totalidad de las obligaciones de su respectivo Contrato de Concesión” iniciado en 1995, lo que incluye el pago de regalías a la provincia y la presentación de inventarios trimestrales.
El Estado Nacional ratificó su intención de convocar a un proceso competitivo para otorgar una nueva concesión.
Mientras tanto, se mantendrá un veedor oficial para supervisar la operación y se invitó a la provincia de Chubut a designar un representante para colaborar en la transición.
La Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente autorizó la cesión del 100% de la participación de YPF en las concesiones de explotación de hidrocarburos de las áreas Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande, a favor de Venoi.
La medida se enmarca en el proceso de reestructuración de activos convencionales iniciado por YPF a través del denominado Plan Andes, mediante el cual la compañía busca focalizar su estrategia en activos no convencionales, mientras transfiere áreas convencionales a operadores con mayor especialización en este tipo de yacimientos.
“Esta cesión es parte del dinamismo y atomización de los actores del sector, de una reconfiguración del mapa de operadores en Mendoza”, destacó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, y agregó que “tenemos la obligación y la responsabilidad de trabajarlo como una oportunidad de mejorar en eficiencia para crecer en producción”.
Por su parte, el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, aseguró que “este proceso permite sostener la actividad en áreas convencionales, promover nuevas inversiones y garantizar la continuidad productiva bajo un esquema de control técnico, económico, legal y ambiental por parte de la Provincia.
Continuidad operativa y seguridad jurídica
Las áreas convencionales continúan cumpliendo un rol clave para Mendoza. No solo por su aporte productivo, sino también por la infraestructura existente, el empleo local, la cadena de proveedores, el conocimiento técnico acumulado y la recaudación provincial asociada a la actividad.
Las áreas Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande fueron otorgadas originalmente a YPF y se encuentran dentro del conjunto de activos convencionales de la provincia. La resolución autoriza la transferencia a Venoil S.A. luego de la intervención de las áreas técnicas, económicas y legales correspondientes, que evaluaron la capacidad legal, técnica y económico-financiera de la cesionaria.
La autorización otorgada tendrá una vigencia de cuatro meses desde la notificación de la resolución. Dentro de ese plazo, YPF S.A. y Venoil S.A. deberán formalizar la escritura pública definitiva de cesión y presentarla ante la Dirección de Hidrocarburos para su toma de razón y efectiva vigencia.
Además, la resolución deja establecido que el pedido de prórroga de las concesiones por 10 años, solicitado por las partes, será analizado en una instancia posterior, una vez perfeccionada la cesión.
El Gobernador Alberto Weretilneck destacó la aprobación del RIGI para el Gasoducto Dedicado San Matías, una obra de U$S 1.300 millones que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina y generará nuevas oportunidades de empleo, inversión y desarrollo para Río Negro.
La decisión del Comité Evaluador del RIGI marca un nuevo paso dentro del proyecto de GNL que Southern Energy (Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG) desarrollará en el Golfo San Matías.
“Cada avance confirma que nuestra provincia se consolida como un destino confiable para las inversiones, con reglas claras y una visión de desarrollo de largo plazo”, sostuvo Weretilneck.
El Gasoducto Dedicado San Matías permitirá transportar gas natural desde la cuenca neuquina hasta la costa rionegrina, donde será abastecido el sistema de unidades flotantes de licuefacción que exportará GNL argentino al mundo.
“Sabemos que falta y que queda mucho por hacer. Pero también sabemos que las grandes transformaciones empiezan así: con decisiones, inversiones y obras concretas que generan trabajo, desarrollo y oportunidades para los rionegrinos”, afirmó el Gobernador.
Se trata de una infraestructura central para completar la cadena de exportación de gas desde Vaca Muerta hacia los mercados internacionales, con Río Negro como punto estratégico de salida. La obra tendrá 471 kilómetros de extensión y capacidad para transportar 27 millones de metros cúbicos diarios.
Con este nuevo paso, Río Negro consolida su rol en el mapa energético nacional e internacional, como puerta de salida de la energía argentina al mundo y como protagonista de una etapa histórica que proyecta desarrollo para las próximas décadas.
La provincia del Neuquén y la empresa YPF firmaron un acuerdo estratégico destinado a mejorar la competitividad del proyecto de gas natural licuado (GNL), en una apuesta de largo plazo para posicionar a la Argentina como exportador global de energía a partir del aporte fundamental de Vaca Muerta.
El convenio fue rubricado por el gobernador Rolando Figueroa y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín. Establece un régimen especial de incentivos para viabilizar el desarrollo del proyecto de GNL asociado a áreas no convencionales de Vaca Muerta.
“Avanzamos muchísimo. Los equipos técnicos vienen trabajando desde hace ocho meses y vamos a enviar el acuerdo a la Legislatura para su aprobación”, destacó el gobernador.
Figueroa consideró que es necesario que el GNL argentino sea competitivo en el mundo. “Si no logramos precios competitivos, no habrá inversiones ni mercado para exportar”, aseguró.
Dijo que por ese motivo se trabajó sobre un esquema que permita competitividad para las empresas y garantías para la provincia, “estableciendo pisos y techos vinculados al precio sobre el que se pagan las regalías”.
“Todo está condicionado a la firma definitiva del proyecto de inversión entre YPF y los socios internacionales. Una vez firmado, se activarán las condiciones del acuerdo”, explicó el mandatario neuquino y remarcó que “es un paso histórico para Neuquén, porque garantiza inversiones y consolida una nueva etapa de desarrollo vinculada al GNL”.
El acuerdo
En los fundamentos del acuerdo, se destaca que YPF trabaja en un proyecto GNL de clase mundial, que incluye un esquema de aceleración del desarrollo a mayor escala, intensidad de inversión y horizonte productivo de las concesiones no convencionales, con capacidad de generar un incremento sustancial del nivel de actividad y explotación de los recursos hidrocarburíferos provinciales, mayores volúmenes de producción, expansión de infraestructura, gasoducto de transporte y un impacto económico positivo en el mediano y largo plazo.
También se indica que el contexto de alta competencia internacional y las desventajas logísticas de la Argentina hacen necesario establecer condiciones especiales que otorguen previsibilidad y competitividad al proyecto. Se remarca que la magnitud de las inversiones requiere garantías de estabilidad y mecanismos compatibles con estándares internacionales de financiamiento.
El convenio alcanza a las concesiones Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y el lote Las Tacanas, sobre las cuales YPF solicitó la conformación de cinco nuevas concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH): Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, y Aguada Villanueva Norte. Según el texto del acuerdo, la Provincia ya evaluó técnicamente los proyectos y consideró que resultan adecuados para maximizar la renta hidrocarburífera y promover el desarrollo económico provincial.
La iniciativa contempla un esquema de aceleración de inversiones y producción vinculado directamente al futuro desarrollo exportador de GNL. En ese marco, YPF deberá notificar en un plazo máximo de 24 meses la decisión final de inversión y la obtención del financiamiento internacional necesario para el proyecto.
En el acuerdo, YPF asumió un compromiso de inversión en infraestructura por 175 millones de dólares, monto que podrá ejecutarse mediante obras o aportes económicos destinados a proyectos definidos con el gobierno provincial. El acuerdo señala que esas inversiones deberán traducirse en mejoras concretas para las comunidades vinculadas al desarrollo hidrocarburífero, fortaleciendo infraestructura, servicios y condiciones de vida.
Además, la Provincia acordó otorgar estabilidad fiscal por un plazo de hasta 30 años posteriores a la puesta en marcha de cada etapa del proyecto, siempre que mantenga su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
El proyecto de GNL tendrá capacidad para generar un incremento sustancial de la actividad económica, mayores volúmenes de producción de gas, expansión de infraestructura dedicada y la construcción de un gasoducto específico para abastecer el complejo exportador.
La entrada en vigencia del acuerdo dependerá ahora de la aprobación de los decretos provinciales correspondientes, la ratificación de la Legislatura neuquina y la confirmación formal de la inversión y financiamiento del proyecto GNL.
El gobernador Rogelio Frigerio inauguró en Arroyo Barú el Parque Solar Fotovoltaico, una obra que demandó una inversión de 600 millones de pesos y que permitirá fortalecer la matriz energética local tanto para el desarrollo de la industria, como para los pobladores.
Tras inaugurar las nuevas instalaciones, el mandatario subrayó que este parque solar “es una respuesta al sector privado, que necesita energía para seguir creciendo, para tomar más empleados”; pero además “es para la gente, y el Estado responde a esa demanda con estas obras, con estas inversiones”.
Para dimensionar la magnitud de la obra, hizo notar que “en este momento la demanda de energía del pueblo es un poco más de lo que se genera con esta energía solar. Por supuesto en el verano la demanda es mayor y esto funciona como un estabilizador, pero es muy importante”.
“Creo que es un momento bisagra para la comuna, para la región y quería estar acá compartiendo este momento”, enfatizó luego y destacó que a este parque solar se sumará en los primeros meses del año próximo la subestación transformadora de 33 a 13.3 kv, que permitirá alimentar tanto a la localidad como a la zona productiva. “Esto va a permitir la radicación de más industrias y beneficiar a las existentes que reclaman hoy mayor potencia”, dijo finalmente.
Por su parte, el presidente comunal de Arroyo Barú, Javier Soto, indicó que a partir de la puesta en marcha de esta obra, se está inyectando energía limpia y renovable a la red. “Es un punto de inflexión para nuestra comunidad porque esto trae aparejado crecimiento, desarrollo e inversión; y que el gobernador esté presente acá hoy, manifiesta su visión de apostar a que la provincia crezca y se desarrolle”, concluyó.
Sobre el parque solar, el presidente de Enersa, Uriel Brupbacher, precisó que “son 483 kw los que se generarán y una inversión de 600 millones de pesos”; y destacó que con esta obra “estamos mejorando la calidad del servicio y contribuyendo a las inversiones que se están planteando en la zona, al abastecer y liberar parte de la línea que se ocupaba para otros servicios”.
Adelantó luego que se trabaja en “la subestación, que permitirá mejorar muchísimo más la calidad de servicio, tanto en el tipo de incidencia en la energía, como en el abastecimiento a industrias e inversiones agrícolas que se están desarrollando en la zona”.
Estuvo presente además en la inauguración de la obra, el secretario de Energía de la provincia, Jorge Tarchini.
Mendoza dio un nuevo paso en la consolidación de su matriz energética renovable con la entrada en operación comercial plena del Parque Solar San Rafael, desarrollado por la empresa Genneia en el distrito de 25 de Mayo.
Con una potencia instalada de 180 MW, el proyecto eleva la capacidad solar de la provincia a cerca de 800 MW en operación. «La entrada en operación plena de un nuevo parque solar en Mendoza refleja la transición energética que efectivamente está abordando la provincia de Mendoza, con planificación que surge de la sinergia entre la visión del regulador, junto a la inversión y eficiencia del sector privado», afirmó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.
La ministra agregó que este nuevo hito «reafirma el posicionamiento de Mendoza como una provincia modelo en energías renovables» y destacó que el crecimiento de la infraestructura energética provincial constituye una herramienta fundamental para acompañar el desarrollo industrial y minero con energía limpia, competitiva y sostenible.
Por su parte, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, destacó que «la habilitación comercial de San Rafael ratifica nuestra capacidad de ejecución a gran escala. Este activo suministrará energía eficiente a la industria argentina, con especial foco en el sector minero de la región, que demanda soluciones de descarbonización robustas para viabilizar sus operaciones en los mercados globales”.
La obra demandó una inversión de USD 180 millones y forma parte de un conjunto de proyectos que posicionan a Mendoza entre las jurisdicciones con mayor crecimiento en generación solar del país.
El parque se emplaza sobre un predio de 500 hectáreas y cuenta con 400.000 paneles solares bifaciales de alta eficiencia. Su producción anual superará los 500.000 MWh, volumen equivalente al consumo eléctrico de aproximadamente 135.000 hogares. Además, contribuirá a evitar la emisión de cerca de 230.000 toneladas de dióxido de carbono por año, reforzando el aporte de la provincia a la transición energética y a la reducción de emisiones.
Con la puesta en marcha del Parque Solar San Rafael, Genneia supera los USD 430 millones invertidos en Mendoza. La compañía cuenta actualmente con tres activos solares operativos en la provincia que suman 450 MW de capacidad instalada, consolidando al territorio mendocino como uno de los principales polos de generación solar de Argentina.
Esta capacidad resulta estratégica para abastecer a grandes usuarios industriales a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), fortaleciendo la oferta de energía limpia para sectores productivos con creciente demanda energética, entre ellos la minería, la industria y otras actividades vinculadas al desarrollo económico provincial.
Energía renovable para impulsar el crecimiento productivo y el empleo
Durante la etapa de construcción, la obra movilizó a más de 300 trabajadores en su pico de actividad, generando empleo y movimiento económico en la región.
La incorporación de nueva generación renovable adquiere especial relevancia en el contexto del crecimiento de sectores estratégicos como la minería, que requiere cada vez más disponibilidad de energía competitiva para abastecer proyectos de exploración, construcción y producción.
El acceso a energía limpia constituye además un factor determinante para el cumplimiento de estándares ambientales, sociales y de gobernanza (ESG), cada vez más exigidos por los mercados internacionales y por los organismos de financiamiento que acompañan el desarrollo de grandes proyectos productivos.
En este escenario, Mendoza avanza en la construcción de una oferta energética capaz de acompañar el crecimiento de la actividad minera y de otros sectores industriales, fortaleciendo su competitividad y generando nuevas oportunidades de inversión.
Una estrategia integral para fortalecer la matriz energética mendocina
La puesta en funcionamiento de San Rafael se suma a otros proyectos estratégicos incorporados recientemente al sistema eléctrico provincial, entre ellos El Quemado, inaugurado recientemente en el departamento de Las Heras, y el Parque Solar Anchoris, en Luján de Cuyo, con 180 MW.
Actualmente Mendoza suma 774,4 MW de capacidad instalada con los distintos parques solares que tiene en funcionamiento en el territorio provincial. En línea con este crecimiento en energías limpias, se proyecta superar los 1000 MW al 2030 con proyectos en carpeta como el Parque Solar Mendoza Sur, también de Genneia.
El crecimiento de la generación eléctrica se complementa con uno de los programas de infraestructura energética más importantes de los últimos años. Entre las obras actualmente en marcha se destacan la Estación Transformadora Valle de Uco, la Estación Transformadora Mendoza Norte y la obra Marcado-La Dormida, además del reciente inicio del proceso licitatorio para una nueva línea de alta tensión de 132 kV que conectará San Rafael con General Alvear.
Estas inversiones permitirán ampliar la capacidad de transporte eléctrico, mejorar la confiabilidad del sistema y generar las condiciones necesarias para incorporar nuevos proyectos de generación renovable en todo el territorio provincial.
De esta manera, Mendoza continúa consolidando una política energética basada en la expansión de la generación limpia, la modernización de la infraestructura eléctrica y la articulación entre los sectores público y privado.
La Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP) ubicada en Arroyito, Neuquén, podría reactivarse tras una década sin producción gracias a una propuesta de modernización presentada por las empresas Saesa y Spark. El proyecto, que contempla una inversión superior a 120 millones de dólares, busca poner en funcionamiento al menos una de las líneas productivas en un plazo de tres años.
El 19 de mayo, ambas compañías llevaron su iniciativa al Ministerio de Economía, que junto con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), propietaria de las instalaciones, comenzó a analizar la propuesta. Juan Bosch, CEO de Saesa, señaló que el agua pesada tiene una demanda significativa no solo en la energía nuclear, sino también en sectores como la medicina y la industria farmacéutica.
El plan se apoya en el desarrollo actual de Vaca Muerta, usando el gas extraído de esta formación no convencional para abastecer la planta. Bosch confirmó que ya se firmaron preacuerdos con algunas operadoras de la cuenca y que las conversaciones continúan avanzando. Además, estimó que la reactivación podría generar cerca de 200 empleos directos.
Desde 2017, cuando la planta dejó de operar durante el gobierno de Mauricio Macri, la PIAP ha sido objeto de varios intentos de reactivación sin resultados concretos. Incluso se propusieron alternativas para reconvertir el complejo, como la producción de fertilizantes. El gobierno neuquino también realizó una ronda de consultas con potenciales inversores internacionales a mediados de 2025 para impulsar el interés privado.
Saesa busca producir agua pesada y ha recibido buena recepción en mercados internacionales, especialmente en Europa, donde cuenta con una oficina comercial. Tras la presentación formal, el Ejecutivo nacional podría declarar de interés público el proyecto y convocar a una licitación pública para concesionar la planta, proceso en el que la propuesta de Saesa y Spark competirá en igualdad de condiciones.
En relación con los plazos, Bosch explicó que no existe un límite temporal impuesto por la normativa nacional, por lo que el avance dependerá del aval gubernamental y la demanda del mercado. “Nuestro planteo es que pertenezca al Estado, pero con una concesión para que se pueda modernizar y luego aprovechar en términos de producción”, afirmó.
La planta, inaugurada en 1993 durante la presidencia de Carlos Menem, alcanzó su pico de producción en 1998 y luego comenzó un declive que culminó con su paralización dos décadas después. Durante los últimos nueve años, solo se realizaron trabajos de mantenimiento con presupuestos limitados.
Bosch remarcó la oportunidad que representa la reactivación para Vaca Muerta, ya que la planta podría procesar hasta 600.000 metros cúbicos de gas por día, transformando este recurso en un producto de exportación con alto valor agregado. Esto permitiría integrar a Argentina en las principales cadenas productivas globales de energía nuclear, salud, biotecnología y farmacéutica.
El próximo paso sería realizar un estudio técnico para evaluar el estado actual de la PIAP, que desde su cierre solo ha contado con mantenimiento básico. Saesa y Spark confían en que esta iniciativa podrá dinamizar la economía regional y fortalecer la industria energética nacional a través de esta planta emblemática.
La Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP) ubicada en Arroyito, Neuquén, podría reactivarse tras una década sin producción gracias a una propuesta de modernización presentada por las empresas Saesa y Spark. El proyecto, que contempla una inversión superior a 120 millones de dólares, busca poner en funcionamiento al menos una de las líneas productivas en un plazo de tres años.
El 19 de mayo, ambas compañías llevaron su iniciativa al Ministerio de Economía, que junto con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), propietaria de las instalaciones, comenzó a analizar la propuesta. Juan Bosch, CEO de Saesa, señaló que el agua pesada tiene una demanda significativa no solo en la energía nuclear, sino también en sectores como la medicina y la industria farmacéutica.
El plan se apoya en el desarrollo actual de Vaca Muerta, usando el gas extraído de esta formación no convencional para abastecer la planta. Bosch confirmó que ya se firmaron preacuerdos con algunas operadoras de la cuenca y que las conversaciones continúan avanzando. Además, estimó que la reactivación podría generar cerca de 200 empleos directos.
Desde 2017, cuando la planta dejó de operar durante el gobierno de Mauricio Macri, la PIAP ha sido objeto de varios intentos de reactivación sin resultados concretos. Incluso se propusieron alternativas para reconvertir el complejo, como la producción de fertilizantes. El gobierno neuquino también realizó una ronda de consultas con potenciales inversores internacionales a mediados de 2025 para impulsar el interés privado.
Saesa busca producir agua pesada y ha recibido buena recepción en mercados internacionales, especialmente en Europa, donde cuenta con una oficina comercial. Tras la presentación formal, el Ejecutivo nacional podría declarar de interés público el proyecto y convocar a una licitación pública para concesionar la planta, proceso en el que la propuesta de Saesa y Spark competirá en igualdad de condiciones.
En relación con los plazos, Bosch explicó que no existe un límite temporal impuesto por la normativa nacional, por lo que el avance dependerá del aval gubernamental y la demanda del mercado. “Nuestro planteo es que pertenezca al Estado, pero con una concesión para que se pueda modernizar y luego aprovechar en términos de producción”, afirmó.
La planta, inaugurada en 1993 durante la presidencia de Carlos Menem, alcanzó su pico de producción en 1998 y luego comenzó un declive que culminó con su paralización dos décadas después. Durante los últimos nueve años, solo se realizaron trabajos de mantenimiento con presupuestos limitados.
Bosch remarcó la oportunidad que representa la reactivación para Vaca Muerta, ya que la planta podría procesar hasta 600.000 metros cúbicos de gas por día, transformando este recurso en un producto de exportación con alto valor agregado. Esto permitiría integrar a Argentina en las principales cadenas productivas globales de energía nuclear, salud, biotecnología y farmacéutica.
El próximo paso sería realizar un estudio técnico para evaluar el estado actual de la PIAP, que desde su cierre solo ha contado con mantenimiento básico. Saesa y Spark confían en que esta iniciativa podrá dinamizar la economía regional y fortalecer la industria energética nacional a través de esta planta emblemática.
Pluspetrol anunció la apertura de inscripciones para Young Trails 2026, su programa destinado a jóvenes profesionales que buscan integrarse a equipos de Exploración & Producción. La convocatoria comenzó el 4 de junio y está dirigida a graduados o próximos a graduarse que deseen colaborar en el desarrollo de Vaca Muerta, el principal proyecto de hidrocarburos no convencionales en Argentina.
Los interesados podrán postularse a través de la página web oficial de la empresa, apuntando a perfiles orientados a la exploración y producción de hidrocarburos. La iniciativa ofrece la oportunidad de formar parte de proyectos vinculados a Vaca Muerta, que concentra una gran parte de la actividad y las inversiones del sector energético en el país.
En la presentación oficial, Pluspetrol definió a Young Trails como “su programa de jóvenes profesionales” y destacó que busca incorporar talentos que acompañen la operación de la compañía en este segmento. Además, señaló que el programa está pensado para quienes tengan “ganas de impulsar el futuro energético del país”.
Con más de una década de trayectoria, Young Trails se consolida como un esquema que impulsa el desarrollo profesional de nuevas generaciones, ofreciendo acompañamiento y oportunidades de crecimiento dentro de la organización.
La empresa también informó que, además del portal de inscripción, se podrá acceder a más información sobre el programa a través de sus redes sociales corporativas.
Pluspetrol es una empresa privada, internacional e independiente que se enfoca en la exploración y producción de hidrocarburos. Fundada hace más de 45 años en Neuquén, Argentina, la compañía ocupa actualmente el cuarto lugar en producción de petróleo y el sexto en gas en el país. Asimismo, tiene operaciones en Perú, donde es el principal productor de gas y petróleo, y presencia en Brasil, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos y Uruguay.
Pluspetrol anunció la apertura de inscripciones para Young Trails 2026, su programa destinado a jóvenes profesionales que buscan integrarse a equipos de Exploración & Producción. La convocatoria comenzó el 4 de junio y está dirigida a graduados o próximos a graduarse que deseen colaborar en el desarrollo de Vaca Muerta, el principal proyecto de hidrocarburos no convencionales en Argentina.
Los interesados podrán postularse a través de la página web oficial de la empresa, apuntando a perfiles orientados a la exploración y producción de hidrocarburos. La iniciativa ofrece la oportunidad de formar parte de proyectos vinculados a Vaca Muerta, que concentra una gran parte de la actividad y las inversiones del sector energético en el país.
En la presentación oficial, Pluspetrol definió a Young Trails como “su programa de jóvenes profesionales” y destacó que busca incorporar talentos que acompañen la operación de la compañía en este segmento. Además, señaló que el programa está pensado para quienes tengan “ganas de impulsar el futuro energético del país”.
Con más de una década de trayectoria, Young Trails se consolida como un esquema que impulsa el desarrollo profesional de nuevas generaciones, ofreciendo acompañamiento y oportunidades de crecimiento dentro de la organización.
La empresa también informó que, además del portal de inscripción, se podrá acceder a más información sobre el programa a través de sus redes sociales corporativas.
Pluspetrol es una empresa privada, internacional e independiente que se enfoca en la exploración y producción de hidrocarburos. Fundada hace más de 45 años en Neuquén, Argentina, la compañía ocupa actualmente el cuarto lugar en producción de petróleo y el sexto en gas en el país. Asimismo, tiene operaciones en Perú, donde es el principal productor de gas y petróleo, y presencia en Brasil, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos y Uruguay.
Durante mayo de 2026, la actividad de completación en Vaca Muerta registró un repunte significativo al alcanzar 2.484 etapas de fractura, lo que representa un aumento del 6,4% respecto a las 2.335 operaciones realizadas en abril. Este desempeño convierte a mayo en el segundo mejor mes del año, solo superado por marzo, que tuvo 2.616 punciones.
El informe mensual elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, destaca que en los primeros cinco meses del año ya se acumularon 12.198 etapas de fractura, manteniendo a Vaca Muerta en niveles históricamente elevados pese a algunas fluctuaciones mensuales. La secuencia de actividad mensual muestra un ritmo intenso: enero cerró con 2.392 fracturas, febrero con 2.371, marzo alcanzó el máximo anual, abril descendió y mayo volvió a crecer.
El petróleo sigue siendo el motor principal del desarrollo no convencional en la región. De las fracturas realizadas en mayo, el 96,2% correspondieron a proyectos petroleros, totalizando 2.390 operaciones, mientras que solo 94 etapas correspondieron a la ventana de gas, concentradas principalmente en desarrollos de Tecpetrol en Fortín de Piedra.
Desde el inicio del desarrollo masivo en Vaca Muerta, se han acumulado 110.619 etapas de fractura. El crecimiento en la última década fue exponencial, pasando de 1.716 punciones anuales en 2016 a un récord de 23.894 fracturas en 2025, lo que implica un incremento superior al 1.290% en menos de diez años.
En cuanto a las empresas operadoras, YPF mantiene un liderazgo sólido, concentrando el 50% de la actividad mensual con 1.242 etapas de fractura en mayo. Le siguen Vista Energy con 405 operaciones (16,3%) y Chevron con 188 fracturas (7,6%). Chevron además presentó un megaproyecto de u$s13.800 millones para desarrollar el área El Trapial en Neuquén, reforzando su compromiso con la región.
En el ranking histórico, YPF acumula 53.906 etapas de fractura, casi la mitad de todas las realizadas desde 2016. Vista Energy, Tecpetrol, Pan American Energy, Shell y Pluspetrol completan la lista de las operadoras más activas. Destaca la evolución de Vista Energy, que pasó de 286 fracturas en 2019 a más de 2.600 en 2025, consolidándose como un actor clave.
Por áreas, Loma Campana, operada por YPF, se posicionó nuevamente como el bloque con mayor actividad en mayo con 689 etapas de fractura. Le siguen La Amarga Chica y Bajada del Palo Oeste, con 323 y 260 fracturas respectivamente, ambos proyectos de alta productividad.
En el sector de servicios, Halliburton se afirma como líder indiscutido, ejecutando 1.303 etapas de fractura en mayo, equivalentes al 52,5% de toda la actividad mensual. La empresa trabajó principalmente para YPF, Chevron y Shell. SLB se posicionó en segundo lugar con 651 fracturas (26%), seguida por Calfrac, Tenaris y SPI.
El informe refleja que Vaca Muerta podría superar el récord anual de fracturas alcanzado en 2025 si mantiene el ritmo actual. Con 12.198 etapas acumuladas en cinco meses, la formación está en camino de alcanzar cerca de 29.000 fracturas en 2026, consolidándose como uno de los principales polos de shale a nivel global a pesar de la volatilidad internacional y los desafíos logísticos.
Durante mayo de 2026, la actividad de completación en Vaca Muerta registró un repunte significativo al alcanzar 2.484 etapas de fractura, lo que representa un aumento del 6,4% respecto a las 2.335 operaciones realizadas en abril. Este desempeño convierte a mayo en el segundo mejor mes del año, solo superado por marzo, que tuvo 2.616 punciones.
El informe mensual elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, destaca que en los primeros cinco meses del año ya se acumularon 12.198 etapas de fractura, manteniendo a Vaca Muerta en niveles históricamente elevados pese a algunas fluctuaciones mensuales. La secuencia de actividad mensual muestra un ritmo intenso: enero cerró con 2.392 fracturas, febrero con 2.371, marzo alcanzó el máximo anual, abril descendió y mayo volvió a crecer.
El petróleo sigue siendo el motor principal del desarrollo no convencional en la región. De las fracturas realizadas en mayo, el 96,2% correspondieron a proyectos petroleros, totalizando 2.390 operaciones, mientras que solo 94 etapas correspondieron a la ventana de gas, concentradas principalmente en desarrollos de Tecpetrol en Fortín de Piedra.
Desde el inicio del desarrollo masivo en Vaca Muerta, se han acumulado 110.619 etapas de fractura. El crecimiento en la última década fue exponencial, pasando de 1.716 punciones anuales en 2016 a un récord de 23.894 fracturas en 2025, lo que implica un incremento superior al 1.290% en menos de diez años.
En cuanto a las empresas operadoras, YPF mantiene un liderazgo sólido, concentrando el 50% de la actividad mensual con 1.242 etapas de fractura en mayo. Le siguen Vista Energy con 405 operaciones (16,3%) y Chevron con 188 fracturas (7,6%). Chevron además presentó un megaproyecto de u$s13.800 millones para desarrollar el área El Trapial en Neuquén, reforzando su compromiso con la región.
En el ranking histórico, YPF acumula 53.906 etapas de fractura, casi la mitad de todas las realizadas desde 2016. Vista Energy, Tecpetrol, Pan American Energy, Shell y Pluspetrol completan la lista de las operadoras más activas. Destaca la evolución de Vista Energy, que pasó de 286 fracturas en 2019 a más de 2.600 en 2025, consolidándose como un actor clave.
Por áreas, Loma Campana, operada por YPF, se posicionó nuevamente como el bloque con mayor actividad en mayo con 689 etapas de fractura. Le siguen La Amarga Chica y Bajada del Palo Oeste, con 323 y 260 fracturas respectivamente, ambos proyectos de alta productividad.
En el sector de servicios, Halliburton se afirma como líder indiscutido, ejecutando 1.303 etapas de fractura en mayo, equivalentes al 52,5% de toda la actividad mensual. La empresa trabajó principalmente para YPF, Chevron y Shell. SLB se posicionó en segundo lugar con 651 fracturas (26%), seguida por Calfrac, Tenaris y SPI.
El informe refleja que Vaca Muerta podría superar el récord anual de fracturas alcanzado en 2025 si mantiene el ritmo actual. Con 12.198 etapas acumuladas en cinco meses, la formación está en camino de alcanzar cerca de 29.000 fracturas en 2026, consolidándose como uno de los principales polos de shale a nivel global a pesar de la volatilidad internacional y los desafíos logísticos.
Una empresa suiza adquirió los activos de la Raizen Argentina, dueña de 894 estaciones de servicio Shell y la refinería de Dock Sud por U$S1.420 millones.
Se trata de Mercuria Energy Group que en la Argentina es socia del empresario José Luis Manzano. La firma adquiriente aseguró que mantendrá la continuidad de los empleados y los proveedores con los que hasta la fecha operaba Raizen.
“Esta adquisición refleja el compromiso de largo plazo de Mercuria con la inversión estratégica en los mercados energéticos globales y refuerza la presencia ya establecida de la compañía en América Latina”, señaló la firma en un comunicado.
La venta incluye la opción de seguir utilizando la marca y la imagen de Shell con lo cual para los consumidores no habrá ningún cambio.
La empresa dijo: “Considera que Argentina representa un mercado energético importante, con sólidos fundamentos de largo plazo y oportunidades significativas de crecimiento operativo e inversión“.
“Mercuria cuenta con la solidez financiera, la capacidad operativa y la visión de largo plazo necesarias para respaldar y hacer crecer este negocio”, dijo Brian Falik, director global de Inversiones de Mercuria.
La operación fue anunciada de manera simultánea por Raízen ante la Bolsa de San Pablo y por Mercuria desde su sede en Ginebra. La brasileña necesitaba liquidez para reestructurar una deuda de US$13.240 millones —solo superada en el historial reciente de Brasil por la de la antigua Odebrecht— y tiene urgencia: sus acciones en San Pablo se derrumbaron 70% en 2025. El año pasado ya había vendido sus activos en Paraguay; esta vez el movimiento es de otra escala.
En la Argentina, Mercuria tiene historia. Ingresó al país en 2009 bajo el nombre El Trébol y luego se fusionó con Andes Energía —el vehículo del empresario José Luis Manzano— para dar origen a Phoenix Global Resources, la petrolera que fue la primera en producir petróleo no convencional en Río Negro. Sus actividades en América Latina abarcan desde México y Panamá hasta la Argentina, donde ya opera activos logísticos además de su participación en Phoenix.
El Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa activó el estado de alerta y movilización en Vaca Muerta debido a la falta de respuestas concretas en las negociaciones con las empresas petroleras de la región.
Tras casi dos meses de conversaciones sin resultados definitivos, la organización gremial informó a la Subsecretaría de Trabajo de Neuquén sobre la medida adoptada. El sindicato, liderado por Marcelo Rucci, cuestionó la dilación en las negociaciones y responsabilizó a las operadoras por la falta de definiciones en el último mes en relación a los reclamos de los trabajadores que desempeñan funciones en el sector de torre.
El conflicto colectivo fue formalmente comunicado el 15 de abril, junto con la notificación del inicio de medidas de acción directa. Sin embargo, esas medidas se suspendieron tras acordar la apertura de una mesa de diálogo para intentar resolver la situación. El 21 de abril, el sindicato anunció la suspensión de las acciones gremiales previstas, en base a compromisos adquiridos por las cámaras empresariales, con el fin de preservar el proceso negociador.
— Sindicato de Petroleros Privados (@sindpetroleros) June 2, 2026
No obstante, el gremio señaló que varios de esos compromisos no se tradujeron en avances concretos, lo que generó un creciente malestar interno y llevó a endurecer la postura sindical. El reclamo se centra en las condiciones laborales del personal de torre, con puntos pendientes que aún no cuentan con respuestas satisfactorias por parte de las empresas.
Según el sindicato, la falta de definiciones genera incertidumbre entre los trabajadores y dificulta la construcción de consensos. Por ello, insistieron en la necesidad de retomar las negociaciones con propuestas que permitan acercar posiciones entre las partes involucradas.
La entidad gremial mantendrá el estado de alerta y movilización mientras continúen las negociaciones. Además, realizará reuniones internas para monitorear la situación en los distintos yacimientos de la región y evaluar el cumplimiento de los compromisos reclamados.
En caso de que no se registren avances en los próximos días, el sindicato no descartó la posibilidad de implementar nuevas medidas de fuerza. Advirtieron que el cumplimiento de los acuerdos asumidos es una “condición necesaria para encauzar el diálogo y evitar una escalada del conflicto”.
El Gobierno de Río Negro recibió la declaración de comercialidad presentada por la empresa Phoenix Global Resources para las áreas Confluencia Norte y Confluencia Sur, vinculadas a la actividad no convencional en la formación Vaca Muerta. A partir de esta presentación, la Provincia avanzará en la evaluación del pedido de concesión correspondiente, en el marco del seguimiento de las inversiones y el desarrollo productivo de estas áreas.
La presentación se realizó luego del cierre de la etapa exploratoria, en la que la empresa obtuvo resultados positivos y propuso su unificación conforme a lo previsto en el pliego de licitación.
“Si bien aún resta la aprobación técnica formal, este es un paso muy importante para la Provincia. La declaración de comercialidad en áreas vinculadas a Vaca Muerta muestra que Río Negro tiene potencial, planificación y condiciones para seguir ampliando su desarrollo energético”, sostuvo la Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.
Resultados positivos en la etapa exploratoria
Durante la reunión de comisión de enlace técnico, la empresa repasó algunas inversiones, como la perforación de 2 pads, con un total de 7 pozos horizontales, lo que permitió adquirir, registrar e interpretar información clave del subsuelo.
A partir de la performance de producción del bloque, se determinó un fluido del orden de los 27 grados API, con volúmenes destacados dentro de los pads del no convencional shale.
Otro dato relevante es que durante la fase exploratoria se utilizó un 75% de arena rionegrina y la gestión de residuos se realizó dentro de la provincia, fortaleciendo el impacto local de la actividad.
“Para nosotros es central que cada proyecto energético se traduzca en más actividad para Río Negro, más participación de proveedores locales y más oportunidades para los rionegrinos. La energía tiene que ser una palanca de desarrollo provincial”, afirmó Moya.
Además, en el marco de los contratos vigentes, durante la última semana se realizaron reuniones de comisión de enlace técnico con Quintana E&P Argentina SRL, Tango Energy Argentina SA y Tecpetrol SA. Allí participaron equipos técnicos de la Secretaría de Hidrocarburos, la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y el Departamento Provincial de Aguas (DPA).
El objetivo fue evaluar la actividad realizada, verificar el cumplimiento de compromisos contractuales y analizar las proyecciones de trabajo en cada área.
Quintana: sobrecumplimiento en Estación Fernández Oro
En el área Estación Fernández Oro, operada por Quintana E&P Argentina SRL, la empresa expuso los montos de inversión ejecutados hasta la fecha, que reflejan un sobrecumplimiento de los compromisos asumidos durante el proceso de extensión del plazo de concesión.
Durante 2025 y 2026 se realizaron 4 workover, 4 reactivaciones y mejoras productivas mediante optimizaciones.
También se destacaron los avances del proyecto piloto de reinyección de gas para movilizar líquidos. A la fecha, se reinyectaron 54 millones de metros cúbicos mediante compresores propios y rentados.
La empresa prevé poner próximamente en producción los pozos vinculados al proyecto para evaluar su viabilidad.
Tango: nuevas inversiones y actividad en áreas prorrogadas
En el caso de las áreas Entre Lomas, 25 de Mayo–Medanito SE y Jagüel de los Machos, actualmente bajo titularidad de Tango Energy, la comisión se centró en la continuidad de los compromisos asumidos y su adecuación a la visión de la nueva empresa.
En esas áreas se realizaron 16 workover y se continuó con el proyecto piloto de recuperación secundaria con agua de formación. Y para lo que resta del año, la empresa tiene prevista la perforación de un pozo, 12 workover y 130 reactivaciones.
Además, se destacó una inversión en facilities superior a los 15 millones de dólares, que incluye la construcción de un nuevo oleoducto de 12 pulgadas y una traza de 30 kilómetros para tratar la producción de Entre Lomas en la planta de 25 de Mayo–Medanito.
Tecpetrol: seguimiento del área Agua Salada
En el área Agua Salada, operada por Tecpetrol SA, durante 2025 y 2026 se realizaron 2 workover, la fractura del pozo BLC.x-1 y 15 intervenciones con equipos de pulling para sostener los niveles de producción.
Para este año, la empresa tiene prevista la puesta en producción del pozo BLC.x-1 y la realización de un nuevo workover.
Energía con control, planificación y rumbo provincial
Desde la Secretaría de Hidrocarburos se continuará con nuevas reuniones de comisión de enlace, como parte del esquema de seguimiento que la Provincia sostiene sobre la actividad hidrocarburífera.
El Gobierno Provincial ratifica así una política de control técnico, diálogo permanente con las empresas y defensa de los recursos rionegrinos, en una etapa en la que el desarrollo energético ocupa un lugar estratégico para el futuro de Río Negro.
“Río Negro está en marcha porque hay planificación, control y una decisión clara de defender nuestros recursos. El crecimiento energético tiene sentido si genera desarrollo, empleo y oportunidades concretas para nuestra gente”, concluyó Moya.
Para acompañar el desarrollo de las actividades productivas bajo criterios de sostenibilidad y control permanente, la secretaría de Ambiente y Recursos Naturales de la Provincia, a través de la dirección provincial de Fiscalización y Control de Procesos, intensificó durante abril las tareas de control y monitoreo ambiental en todo el territorio neuquino.
Se alcanzó un total de 511 inspecciones realizadas en actividades vinculadas al sector hidrocarburífero, residuos especiales, minería y desarrollo sostenible.
Los datos reflejan un importante crecimiento de la actividad fiscalizadora respecto de abril de 2025, cuando se habían efectuado 91 inspecciones. De esta manera, la cantidad de controles realizados aumentó un 462 por ciento en términos interanuales, consolidando la política de fortalecimiento de la presencia territorial y el seguimiento de las actividades productivas.
Durante abril de 2026 se recibieron 607 solicitudes de inspección, de las cuales 542 estuvieron relacionadas con fiscalización de Oil & Gas, residuos especiales y minería, mientras que las restantes 65 correspondieron a fiscalización ambiental y desarrollo sostenible en el ámbito pecuario.
Del total de inspecciones efectivamente realizadas, 478 estuvieron vinculadas a actividades de Oil & Gas, residuos especiales y minería, mientras que 33 correspondieron a controles ambientales y de desarrollo sostenible. Esto representa una cobertura del 84 por ciento de las inspecciones solicitadas para el período.
En el sector hidrocarburífero, los controles incluyeron el seguimiento de incidentes ambientales, la fiscalización de equipos de torre, relevamientos de instalaciones, canteras y programas de monitoreo ambiental. En este sentido, se realizaron 52 inspecciones asociadas al seguimiento de incidentes, 90 vinculadas a equipos de torre y 336 correspondientes a otras acciones de control y monitoreo.
Desde la dirección provincial de Fiscalización y Control de Procesos destacaron que en este último grupo se logró una cobertura superior a la planificada gracias al relevamiento y control integral de instalaciones en el yacimiento Aguada San Roque, operado por TotalEnergies.
La comparación con abril de 2025 evidencia además un crecimiento significativo en todos los segmentos de fiscalización. Las inspecciones en actividades de Oil & Gas, residuos especiales y minería pasaron de 76 a 478 controles, mientras que las vinculadas a fiscalización ambiental y desarrollo sostenible aumentaron de 15 a 33 inspecciones.
Asimismo, los controles asociados al seguimiento de incidentes, canteras y programas de monitoreo crecieron de 60 a 388 intervenciones, y las inspecciones sobre equipos de torre pasaron de 16 a 90 durante el mismo período.
Los resultados obtenidos reflejan el fortalecimiento de las capacidades de fiscalización ambiental de la provincia, orientadas a garantizar el cumplimiento de la normativa vigente, prevenir impactos ambientales y acompañar el desarrollo de las actividades productivas bajo criterios de sostenibilidad y control permanente.
La Federación de Trabajadores de la Industria del Gas Natural de la República Argentina (FETIGNRA) declaró el estado de alerta nacional y expresó su contundente rechazo a los despidos y a los procesos de tercerización que se vienen registrando en empresas distribuidoras y transportadoras de gas en todo el país.
En un comunicado, la organización gremial sostuvo que las desvinculaciones se producen a pesar de que el sector atravesó uno de los mejores momentos económicos de los últimos años, con balances favorables, aumentos tarifarios autorizados y una mejora de sus indicadores financieros.
La federación calificó la reducción de personal propio como una medida que no responde a necesidades operativas ni económicas reales, sino a una estrategia empresarial destinada a reducir costos laborales mediante la sustitución de trabajadores en relación de dependencia por empresas contratistas y tercerizadas.
Según el documento, esta práctica implica una clara precarización de las condiciones laborales y afecta a trabajadores con experiencia, conocimiento técnico y años de servicio en la actividad.
Además, la organización advirtió que numerosas tareas que históricamente eran realizadas por personal especializado están siendo transferidas a empresas tercerizadas que, según FETIGNRA, emplean trabajadores con menores niveles de protección laboral y, en algunos casos, sin la capacitación técnica adecuada para funciones vinculadas a un servicio público esencial.
La federación también manifestó su preocupación por el impacto que la reducción sistemática de personal propio podría tener sobre la calidad del servicio y la seguridad de las instalaciones relacionadas con la distribución y el transporte de gas natural.
En ese sentido, cuestionó la “pasividad” de los organismos de control y sostuvo que la defensa de la seguridad operacional, la calidad del servicio y la protección de los trabajadores debería ser una prioridad para las autoridades regulatorias.
Por último, FETIGNRA exigió el cese inmediato de los despidos que considera injustificados, la preservación de los puestos de trabajo, el respeto de los derechos laborales adquiridos y la implementación de políticas orientadas a la capacitación, la estabilidad y el desarrollo profesional de los trabajadores del sector.
Luego de que la Secretaría de Energía informara este martes un nuevo ajuste en el régimen de precios del gas propano con que se abastecen diversas localidades del país, el Gobierno aprobó los nuevos cuadros tarifarios para las empresas distribuidoras, que deberán incluir las bonificaciones establecidas en el marco del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
La medida se implementó a través de varias resoluciones del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE), publicadas este jueves en el Boletín Oficial con la firma de su directorio: Héctor Falzone, Griselda Lambertini, Marcelo Alejandro Nachón y Vicente Serra.
Se trata de un aumento en el precio del servicio provisto en zonas donde no hay red de gas natural y el suministro en hogares y comercios es mediante redes de tuberías subterráneas.
Mediante la resolución 126/2026 publicada este martes en Boletín Oficial se estableció que el valor del gas propano que las empresas distribuidoras deberán incluir en los cuadros tarifarios pasará a representar el sesenta por ciento (60%) del Precio de Paridad de Exportación (PPE) calculado según la metodología vigente. Desde junio de 2025 era del 40%, y en marzo de 2024 había subido al 25%.
En esa línea, se aprobaron nuevos cuadros tarifarios para las empresas Camuzzi Gas Pampeana S.A., Camuzzi Gas del Sur S.A., Gas Nea S.A., Naturgy Ban S.A., Litoral Gas S.A. y la Distribuidora de Gas Cuyana S.A., que distribuyen en varias zonas del país.
El gas propano por redes se utiliza principalmente en localidades que no están conectadas a los grandes gasoductos de gas natural. En Argentina tiene una fuerte presencia en regiones patagónicas, cordilleranas y zonas aisladas del interior del país.
Entre las provincias donde existen localidades abastecidas con propano por redes se encuentran Tierra del Fuego, Santa Cruz, Chubut, Río Negro, Neuquén, La Pampa, Mendoza, Jujuy, Salta, Catamarca y La Rioja.
Los gobernadores de nueve provincias del Norte Grande se reunirán en la sede del Consejo Federal de Inversiones (CFI) en San Telmo, Ciudad de Buenos Aires, con el propósito de definir una postura conjunta sobre la reforma del régimen de Zona Fría que impulsa el gobierno nacional de Javier Milei.
El encuentro busca superar las diferencias políticas que existen entre los mandatarios, quienes representan a diversos partidos y mantienen diferentes niveles de diálogo con la Casa Rosada. La cuestión energética, en particular la reforma del subsidio al gas natural, es uno de los temas que más consenso genera entre ellos.
Entre los participantes confirmados están los gobernadores: Osvaldo Jaldo (Tucumán), Raúl Jalil (Catamarca), Carlos Sadir (Jujuy), Gustavo Sáenz (Salta), Elías Suárez (Santiago del Estero), Gildo Insfrán (Formosa), Ricardo Quintela (La Rioja), Hugo Passalacqua (Misiones) y Juan Pablo Valdés (Corrientes). La presencia de Leandro Zdero (Chaco) era incierta hasta última hora.
La reforma en discusión busca modificar el régimen de subsidios al gas natural, que otorga descuentos del 30% al 50% en las facturas de gas para regiones con bajas temperaturas, originalmente concentrado en la Patagonia y zonas cordilleranas. En 2021, durante la gestión de Alberto Fernández, el régimen se amplió para incluir más de 4 millones de hogares en distintas provincias, entre ellas varias del norte argentino.
“Dios quiera que la economía se lleve puesto todo, pero no a los argentinos como está sucediendo ahora”: el salteño Gustavo Sáenz advirtió que los gobernadores están pidiendo que “se garantice el abastecimiento del gas al Norte”.
El gobierno de Milei cuestiona esta ampliación, argumentando que el régimen dejó de cumplir su función original y se convirtió en un subsidio generalizado que afecta a todos los usuarios. La reforma propuesta busca excluir a muchas de las zonas incorporadas en 2021, generando un ahorro fiscal estimado entre 200.000 y 460.000 millones de pesos anuales, según la evolución de tarifas y consumo.
Ante esta situación, los gobernadores del Norte Grande han comenzado a analizar un mecanismo de compensación para las provincias que enfrentan temperaturas extremas durante el verano, idea informalmente llamada “Zona Caliente”. Estas provincias suelen registrar temperaturas superiores a los 40 °C, lo que incrementa el consumo eléctrico por el uso intensivo de sistemas de refrigeración, tanto en hogares como en actividades comerciales y productivas.
El debate del martes buscará medir el consenso interno para avanzar con esta propuesta y definir los instrumentos más adecuados para negociar con el gobierno nacional. Aunque la reunión fue convocada oficialmente para revisar avances en la “Hoja de Ruta hacia un Futuro Federal”, que incluye temas de logística, recursos hídricos, educación, trabajo e industrias culturales, la cuestión energética dominará gran parte del diálogo.
Más allá de la discusión técnica, este encuentro representa una oportunidad para que gobernadores con posturas políticas diversas actúen de manera colectiva frente a la Casa Rosada, buscando recuperar capacidad de negociación en un contexto de concentración de decisiones fiscales y presupuestarias a nivel nacional.
De alcanzar un acuerdo, la negociación sobre la reforma de Zona Fría y la eventual creación de una “Zona Caliente” se convertirá en uno de los próximos capítulos clave en la compleja relación entre las provincias del Norte Grande y la administración del presidente Javier Milei.
La Secretaría de Energía dispuso este miércoles un nuevo incremento en el porcentaje del precio del gas propanopor redes que se incorpora a los cuadros tarifarios, al elevarlo del 40% al 60% del denominado Precio de Paridad de Exportación (PPE).
La medida fue oficializada mediante una resolución publicada en el Boletín Oficial y alcanza a las localidades abastecidas con gas propano indiluido por redes, un sistema utilizado principalmente en zonas que no cuentan con acceso a la red de gas natural. En provincia de Buenos Aires, de hecho, impactará principalmente en usuarios de pequeños pueblos del interior que son abastecidas con gas propano por redes.
Según los fundamentos de la norma, el objetivo es continuar con la “readecuación progresiva” de los precios para acercarlos a los costos reales de abastecimiento del servicio.
La Secretaría de Energía sostuvo que el valor actualmente reconocido en las tarifas se mantiene significativamente por debajo del precio de referencia del mercado, lo que genera distorsiones económicas y un elevado costo fiscal para el Estado nacional.
Por ese motivo, instruyó al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) a incorporar en los cuadros tarifarios un valor equivalente al 60% del precio calculado según el mecanismo establecido por la Resolución 36/2015.
Un aumento gradual del gas
La actualización forma parte de un esquema de incrementos progresivos definido por el Gobierno. En marzo de 2024, la Secretaría de Energía había establecido que el precio del propano por redes representara el 25% del valor de referencia. Posteriormente, en junio de 2025, ese porcentaje fue elevado al 40%.
Con la resolución publicada ahora, el porcentaje asciende al 60%, profundizando el proceso de reducción de subsidios y acercamiento de las tarifas a los costos de abastecimiento.
La nueva disposición entró en vigencia con su publicación en el Boletín Oficial y deberá ser aplicada por el Enargas en los cuadros tarifarios correspondientes a las localidades abastecidas con propano por redes.
Si bien la medida implica una presión alcista sobre las tarifas de los usuarios, el impacto final dependerá de cómo quede conformado cada cuadro tarifario.
Chevron, la empresa petrolera estadounidense, presentó un megaproyecto para invertir USD 13.800 millones en el desarrollo del bloque El Trapial, ubicado en la formación de Vaca Muerta. Esta iniciativa fue formalizada bajo el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) y representa una ampliación significativa de la presencia de la compañía en la cuenca neuquina.
En un comunicado oficial, Chevron destacó el avance del gobierno argentino en materia de regulación energética, señalando que “Chevron reconoce los esfuerzos del gobierno argentino por los importantes avances logrados para el desarrollo de los recursos energéticos de Argentina. Marcos como el RIGI, que contribuyen a la previsibilidad regulatoria e incentivan las decisiones de inversión a largo plazo, son pasos clave para la industria energética de Argentina”.
La petrolera ya tiene operaciones en el bloque El Trapial y posee el 50% no operativo de las concesiones Loma Campana y Narambuena, que desarrolla junto con YPF, la principal productora de hidrocarburos del país. Desde 2013, Chevron fue pionera en invertir en Vaca Muerta, junto con YPF, en el bloque de shale oil Loma Campana.
Además, Chevron es una de las pocas multinacionales que permanecieron en la formación tras el éxodo de empresas extranjeras iniciado en 2024, junto a TotalEnergies y Shell. Esta continuidad refleja la confianza de la compañía en el potencial de Vaca Muerta y en las recientes mejoras en el entorno de negocios argentino.
En marzo de 2026, durante el evento CERAWeek by S&P Global en Houston, el CEO global de Chevron, Mike Wirth, reconoció que, pese a persistentes desafíos impositivos, laborales y comerciales en Argentina, se están observando avances concretos en el clima de inversión. “La geología es excelente”, afirmó, y agregó: “El desafío en la Argentina siempre estuvo más bien arriba del suelo”.
Wirth explicó que los obstáculos relacionados con leyes laborales, restricciones para importar equipos y limitaciones para exportar producción están siendo abordados sistemáticamente. “Nuestra satisfacción con la geología es grande y yo esperaría que, con el tiempo, observemos avances sostenidos en el entorno local”, sostuvo, y elogió al presidente Javier Milei por “mejorar la capacidad de inversión” en el país.
Durante esa misma presentación, Wirth ubicó a Argentina junto a Bolivia, la cuenca Permian y Bakken dentro de una cartera global unificada de yacimientos no convencionales. Este esquema busca acelerar la transferencia de tecnología y mejores prácticas entre países, posicionando a Argentina como un activo clave para la compañía.
El anuncio del megaproyecto para El Trapial se da tras conversaciones entre directivos de Chevron y el gobierno argentino a principios de mayo, durante la visita presidencial de Javier Milei a Los Ángeles junto al ministro de Economía Luis Caputo. En ese encuentro, la empresa adelantó su intención de expandir su estrategia en el país, reforzando su compromiso con el desarrollo energético local.
La petrolera YPF dijo que el proyecto que impulsa en Argentina para producir y exportar gas natural licuado (GNL) demandará una inversión total de 50.000 millones de dólares.
“Este es un proyecto de 30.000 millones de dólares (de inversión) en los primeros cuatro años y de 50.000 millones de dólares en total”, señaló el presidente y director ejecutivo de YPF, Horacio Marín.
Al participar en la octava conferencia de la Asociación de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel) inaugurada en Buenos Aires, Marín sostuvo que espera que el denominado proyecto Argentina LNG comience a desarrollarse en 2027.
El proyecto prevé llevar gas natural de la formación de hidrocarburos no convencionales Vaca Muerta (Neuquén) a un puerto sobre el Atlántico en la provincia de Río Negro y allí convertirlo en GNL en barcos de licuefacción, para su posterior exportación, en principio, a Europa.
YPF, controlada por el Estado, impulsa este proyecto junto con la italiana Eni y XRG, una subsidiaria de Abu Dhabi National Oil Company. Marín dijo que espera que el documento de decisión final de inversión del proyecto sea firmado con sus socios este año.
“Vamos a duplicar el tamaño de YPF con este proyecto. Es muy grande lo que estamos haciendo”, aseguró Marín, que preside la mayor productora de hidrocarburos de Argentina.
La iniciativa prevé, en principio, la producción de 12 millones de toneladas de GNL por año para 2030, con una proyección de exportaciones de GNL y líquidos asociados que podría alcanzar los 14.000 millones de dólares al año.
La producción se hará en dos unidades flotantes de licuefacción, cada una con una capacidad de 6 millones de toneladas anuales.
El proyecto contempla en su totalidad la posibilidad de expandir la producción de GNL a 18 millones de toneladas anuales, lo que podría generar exportaciones de GNL y líquidos de gas natural por hasta 20.000 millones de dólares anuales, según cálculos de YPF en base a los precios de mercado esperados.
Marín resaltó que el proyecto posicionará a Argentina como uno de los principales exportadores mundiales de GNL.
Los hogares argentinos con auto gastaron casi $39.000 extra por mes en nafta desde el inicio de la guerra en Medio Oriente entre Irán y Estados Unidos e Israel, según reveló un informe del Instituto Argentina Grande (IAG).
El impacto del conflicto bélico se siente en el bolsillo de los argentinos que cuentan con un vehículo, debido a la suba de los combustibles, propiciada por el bloqueo del estrecho de Ormuz, por donde transita el 20% del petróleo global.
En el reporte, la entidad precisó que el impacto del aumento de precios en los surtidores afecta al 46,5% de los hogares argentinos, que son los que cuentan con automóvil, y calculó que “estos mensualmente consumen en promedio 75 litros de nafta súper y 26,2 litros de nafta premium”.
En este sentido, puntualizó que “desde el comienzo del conflicto en Irán, la media de aumento a nivel país del litro de nafta súper fue de $388 y la premium $372”, al subir un 24% y 19,7%, respectivamente, por lo que estimó que “representa un gasto mensual extra de $38.874 para los hogares con automóvil”.
De esta manera, teniendo en cuenta que la guerra comenzó a fines de febrero pasado y hasta ahora han transcurrido tres meses, la suma del costo adicional que tuvieron que afrontar los argentinos con auto asciende a $116.600.
En relación al efecto del encarecimiento del combustible sobre el salario, el informe expuso que la cantidad de horas de trabajo necesarias para cubrir el gasto mensual en nafta pasó de 17,6 en febrero a 20,8 en abril, por lo que señaló que “cubrir el gasto mensual en nafta implica 3 horas más de trabajo”.
Asimismo, planteó cuál sería el impacto anual del aumento de la nafta sin nuevas actualizaciones al precisar que “de sostenerse estos precios los hogares argentinos con automóvil gastarán $466.497 extra al año en combustible”.
En un encuentro realizado en la Residencia Oficial Argentina en Londres, el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, expuso ante destacados gestores de activos e inversores institucionales con presencia en mercados emergentes. Durante la presentación, destacó las oportunidades de inversión que ofrece Mendoza, así como los avances en previsibilidad, turismo, infraestructura, seguridad jurídica y desarrollo productivo.
El evento contó con la participación de la embajadora argentina en el Reino Unido, Mariana Plaza; el presidente de la British Argentine Chamber of Commerce (BACC), Javier Álvarez; representantes de Balanz y directivos de fondos de inversión y servicios financieros. También asistieron referentes de entidades como RBC BlueBay, Rokos Capital, Pictet, HSBC Asset Management, Andromeda Capital, Amundi, UBP Emerging Markets Fixed Income, Finisterre Capital y Plenisfer Investments (Generali Group).
En su intervención, Cornejo resaltó que Mendoza ha mantenido en las últimas cuatro décadas una trayectoria de estabilidad financiera, asegurando que “la Provincia nunca entró en default en los últimos 40 años”. Subrayó además que, pese a las fluctuaciones económicas nacionales, en la última década la provincia no solo evitó déficits sino que generó superávit, buscando siempre su autonomía frente a la macroeconomía nacional.
El gobernador explicó que Mendoza está en condiciones de aprovechar tanto las oportunidades locales como la coyuntura internacional favorable, impulsada por la demanda global de energía, alimentos y minerales críticos. Para ello, la provincia trabaja en fortalecer su matriz productiva e incorporar nuevas actividades económicas.
El presidente de la British Argentine Chamber of Commerce valoró la reunión como una oportunidad para intercambiar perspectivas sobre la economía argentina y las posibilidades de crecimiento próximas, señalando que “las consultas formuladas por los inversores evidenciaron un interés muy concreto en seguir analizando y aumentar posiciones en el país”.
Por su parte, la embajadora Mariana Plaza destacó la agenda del gobernador en Londres, que incluyó una visita a la London Stock Exchange y encuentros con referentes del sector financiero internacional. Comentó que en la Bolsa de Valores se dialogó sobre mecanismos de cooperación y cómo las empresas mineras de Mendoza podrían acceder a financiamiento a través de los inversores presentes en la bolsa.
Plaza resaltó la presentación de Cornejo, que abarcó el perfil de Mendoza y proyectos de inversión en minería, energía, turismo y vitivinicultura, y mencionó que el gobernador respondió consultas de alrededor de 30 invitados, entre inversores británicos y representantes de bancos internacionales.
El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI, por sus siglas en inglés) se disparó este lunes un 5,49 %, hasta los 92,16 dólares el barril, tras conocerse que Irán frenó las negociaciones de paz con los Estados Unidos, aunque el presidente Donald Trump dijo que dichas conversaciones continúan “a un ritmo acelerado”.
Los contratos de futuros del WTI para el mes de julio, el crudo de referencia en los Estados Unidos, sumaron 4,8 dólares respecto al cierre anterior.
En los últimos tres meses, a partir del inicio de las hostilidades en Oriente Medio entre los Estados Unidos e Israel contra Irán, el precio del petróleo se incrementó en un 40% -con picos cercanos a 120 dólares el barril.
Irán acusa a EE.UU. de violar el alto el fuego
La agencia Tasnim, vinculada a la Guardia Revolucionaria iraní, divulgó que el equipo negociador de Irán ha suspendido las conversaciones y el intercambio de mensajes con los Estados Unidos. por los nuevos ataques de Israel contra el Líbano, y además cerrará por completo el estrecho de Ormuz, según el medio económico CNBC.
Teherán “bloqueará completamente el estrecho de Ormuz y abrirá otros frentes, incluyendo el estrecho Bab el-Mandeb”, que conecta el Mar Rojo con el Golfo de Aden, recoge CNBC citando a Tasnim.
Sin embargo, Trump dijo momentos después en Truth Social que el diálogo de paz con Irán continúa a “un ritmo acelerado”.
Además, en declaraciones previas a CNBC, el líder republicano restó importancia a un eventual fin de las negociaciones: “Realmente no me importa. Me da completamente igual”, afirmó.
Según el medio, esto sembró el temor entre los inversores a que Irán y los Estados Unidos no alcancen un acuerdo para reabrir el estratégico estrecho de Ormuz, una ruta clave para el tránsito de hidrocarburos.
A esto se suma que el Gobierno de los Estados Unidos divulgó esta mañana que interceptó y destruyó dos misiles lanzados por Irán contra sus tropas en Kuwait, mientras que la Guardia Revolucionaria iraní denunció una ofensiva estadounidense contra una torre de telecomunicaciones en el sur del país.
A finales de la semana pasada, se informó de que Teherán y Washington habían alcanzado un preacuerdo que estaba pendiente de la aprobación de Trump, pero medios estadounidenses afirmaron más tarde que el mandatario pidió enmendar algunas disposiciones del borrador.
La provincia de Neuquén otorgó cinco concesiones hidrocarburíferas no convencionales a la empresa YPF. Se trata de las áreas Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, Aguada Villanueva Norte, y cedidas por Pluspetrol a comienzos de abril.
Se trata de un paso fundamental en el proyecto de gas natural licuado (GNL) que impulsan el gobernador Rolando Figueroa y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín y por el cual se reunieron la semana pasada.
Alcanza un total de 56 proyectos de explotación no convencional de shale y tight, que abarcan una superficie de 11.331,18 kilómetros cuadrados. Representa un 38 por ciento sobre la superficie total de Vaca Muerta en la provincia del Neuquén.
La etapa piloto de las concesiones vigentes implica inversiones totales de 9.980 millones de dólares y la perforación de 695 pozos. Para la fase de desarrollo continuo, en tanto, se proyectan inversiones por 232,7 mil millones de dólares y la perforación de más de 15.900 pozos.
Además contemplan un bono de infraestructura por USD 158,22 millones.
El gobernador consideró que es necesario que el GNL argentino sea competitivo en el mundo. “Si no logramos precios competitivos, no habrá inversiones ni mercados para explotar”, aseguró. Recordó que junto a YPF vienen trabajando para potenciar el proyecto del GNL que permitirá mejorar la competitividad, a través de un régimen de incentivos.
La definición de las obras, su alcance, el cronograma y los mecanismos de control se establecerán mediante un Acta Acuerdo, cuya ejecución será supervisada y certificada por el ministerio de Infraestructura de la Provincia.
Aguada Villanueva Norte
En el área Aguada Villanueva Norte, con una superficie de 47,8 km², se ejecutará un plan piloto que contempla la perforación, terminación y puesta en producción de 2 (dos) pozos horizontales.
El proyecto prevé una inversión de USD 29,04 millones en un plazo de cinco años, con ramas laterales de 2.000 metros y 33 etapas de fractura.
Asimismo, se incorporan dos pozos horizontales ya en producción como inversión preexistente vinculada a la actividad exploratoria. La inversión en Responsabilidad Social Empresaria (RSE) asciende a USD 1,75 millones.
Meseta Buena Esperanza I y II
Las áreas Meseta Buena Esperanza I (205,95 km²) y II (97,76 km²) concentran una de las mayores inversiones.
El plan piloto de Meseta Buena Esperanza I contempla la perforación de 12 pozos horizontales, con una inversión de USD 160,93 millones, mientras que Meseta Buena Esperanza II prevé 6 (seis) pozos con una inversión de USD 87,60 millones.
La inversión en RSE asociada asciende a USD 7,63 millones.
Las Tacanas I y II
En las áreas Las Tacanas I (86 km²) y II (236 km²), los planes piloto prevén la perforación de 18 pozos horizontales:
En las Las Tacanas I: 8 pozos con una inversión de USD 110,35 millones.
Las Tacanas II: 10 pozos con una inversión de USD 137,47 millones.
La inversión en RSE asciende a USD 7,38 millones, en línea con el 2,5% de la inversión total asociada a los proyectos.
La Empresa Provincial de Energía Chubut (EPECH) llevó adelante la apertura de sobres correspondiente a la Licitación Privada N° 01/26 para la ejecución de la obra denominada “Construcción Microred Parque Solar Fotovoltaico Paso de Indios 2,8 MWp y Obras Complementarias”, un proyecto estratégico para el fortalecimiento del sistema energético de la Meseta Central provincial.
El acto se realizó en la sede de EPECH, con la participación de autoridades de la empresa, representantes técnicos y empresas oferentes interesadas en el desarrollo de la obra.
Desde EPECH se destacó el importante interés generado por la convocatoria, ya que un total de siete empresas adquirieron los pliegos licitatorios y finalmente se recepcionaron cinco ofertas formales, las cuales serán evaluadas en las próximas etapas administrativas y técnicas previstas en el proceso licitatorio.
Las empresas oferentes que participaron del acto de apertura fueron Itasol S.A. que ofertó 5.478.082 dólares; Grupo Zenit con una cotización de 7.467.938 dólares; Aldar S.A. con una oferta de 7.018.754,40 dólares; Sudelco S.A. que presentó una cotización de 7.177.503,64 dólares y Electroluz que planteó un presupuesto de 5.554.808,26 dólares.
Energía sustentable para el interior
La concreción de esta obra es posible gracias al convenio oportunamente celebrado entre el Gobierno de la Provincia del Chubut y EPECH, firmado por el gobernador Ignacio “Nacho” Torres, mediante el cual se impulsa el desarrollo de infraestructura energética sustentable para localidades del interior provincial, avanzando en un esquema de transición energética y reducción de la generación aislada a base de combustibles fósiles.
La iniciativa contempla la construcción de una microred inteligente con generación solar fotovoltaica y obras complementarias asociadas, permitiendo avanzar hacia un sistema energético más eficiente, sustentable y confiable para la localidad de Paso de Indios.
El proyecto prevé una capacidad instalada de 2,8 MWp y forma parte del plan de infraestructura energética impulsado por EPECH junto al Gobierno del Chubut, con el objetivo de fortalecer el abastecimiento eléctrico en localidades del interior provincial, reducir la dependencia de combustibles fósiles y avanzar en la incorporación de energías renovables.
Asimismo, la obra permitirá disminuir costos operativos asociados a la generación aislada, mejorar la calidad del servicio eléctrico y generar un impacto ambiental positivo mediante la reducción de emisiones vinculadas al consumo de combustibles tradicionales.
Finalizada la apertura de ofertas, la comisión evaluadora avanzará ahora con el análisis técnico y económico de las propuestas presentadas, conforme a las condiciones establecidas en los pliegos licitatorios.
Néstor Marcelo Lambogliarenunció este lunes a la presidencia delEnte Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE) a semanas de haber asumido en el cargo y de haber sido designado por cinco años y los motivos de la decisión estarían ligados a la fuerte interna que existe en el organismo. En este contexto, el hasta ahora vicepresidente, Vicente Serra, quedó a cargo de la institución.
En concreto, de acuerdo a fuentes del organismo, el fin de ciclo de Lamblogia se dio por una disputa puertas adentro con Marcelo Nachón, vocal del ente y ex interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas). y producto de estas divergencias de criterios, el flamante exfuncionario decidió dar un paso al costado.
“La salida de Néstor Marcelo Lamboglia no afecta la continuidad institucional del ENRGE, ya que el directorio mantiene su funcionamiento con total normalidad. Tras la dimisión, el vicepresidente Vicente Serra asumió de inmediato las funciones de la presidencia, garantizando que no exista vacancia ni interrupción en la gestión del organismo”, comentaron fuentes oficiales.
Para las fuentes oficiales, la dimisión fue por “motivos personales”. A su vez, desmintieron internas y recalcaron que su paso por el ente es valorado positivamente dentro de la estructura del organismo”.
El cargo en manos de Serra tendrá una corta duración ya que está previsto que se inicie un nuevo concurso para la selección del próximo presidente del organismo, a fin de asegurar un proceso ordenado en la designación de autoridades.
El ENRGE se creó en julio de 2025 como parte de un proceso de simplificación administrativa impulsado por la Ley de Bases. El organismo busca unificar las funciones de los antiguos entes reguladores del gas (Enargas) y la electricidad (ENRE), con el objetivo de mejorar la coordinación y el control de ambos sectores.
De esta forma, el ENRGE depende de la Secretaría de Energía y busca optimizar la fiscalización de los servicios públicos, alineándose con estándares internacionales como los propuestos por la OCDE.
La Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) resolvió otorgar a Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NA-SA) la renovación de la licencia de operación de la Central Nuclear Atucha II hasta el 26 de mayo de 2036, luego de completar las evaluaciones regulatorias correspondientes.
La medida fue formalizada mediante la Resolución 135/2026, publicada en el Boletín Oficial, y alcanza a la Central Nuclear “Presidente Dr. Néstor Carlos Kirchner” – Central Nuclear Atucha II (CNA UII), cuya licencia anterior vencía el 26 de mayo de 2026.
Según los considerandos de la resolución, NA-SA presentó el pedido de renovación el 3 de marzo de 2026 y la Gerencia de Licenciamiento y Control de Reactores Nucleares verificó el cumplimiento de los requisitos regulatorios vinculados con seguridad radiológica y nuclear, protección física, salvaguardias, protección radiológica, transporte y emergencias radiológicas y nucleares.
La ARN indicó que los resultados de las evaluaciones e inspecciones fueron documentados en un informe técnico que recomendó conceder la renovación de la licencia por un período de diez años.
La licencia de operación otorgada establece una vigencia hasta el 26 de mayo de 2036 para la instalación ubicada en Lima, partido de Zárate, provincia de Buenos Aires.
De acuerdo con la resolución, las distintas áreas técnicas, administrativas y jurídicas del organismo regulador intervinieron en el expediente antes de la aprobación por parte del Directorio de la ARN.
Las facturas de gas aumentarán 2,81% en el mes de junio y las de electricidad 1,5%, de acuerdo a los nuevos cuadros tarifarios que realizaron los entes reguladores.
De esta forma la factura media de la red de gas tendrá un alza por encima de la inflación de mayo (se estima menor a 2,6%). En cambio, la de electricidad se ajustará por debajo de esa misma referencia, pero el alza depende en gran medida de los entes reguladores provinciales.
En ese contexto, el ente regulador aplicó un alza de más del 4,5% sobre los precios que aplicarán las distribuidoras de energía eléctrica, Edenor y Edesur, y del 4,4% en los consumos de gas natural, Metrogas y Naturgy en el AMBA.
La decisión quedó plasmada este viernes mediante una docena de resoluciones publicadas en el Boletín Oficial. El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE) aprobó los nuevos cuadros tarifarios que deben aplicar las distribuidoras de todo el país desde este lunes 1° de junio.
El Gobierno decidió desacelerar el ritmo de quita de subsidios en mantener en ambos servicios para amortiguar los efectos de la inflación. Un reciente informe de la Oficina de Presupuesto del Congreso (OPC) señaló que los subsidios en el primer trimestre se ubicaron en 0,16% del PIB.
Del total de las transferencias realizadas por el Estado Nacional, el 75% se destinó al sector eléctrico, mientras que el 22% correspondió al rubro del gas natural.
Tarifas de gas: cuánto pagarán los usuarios del AMBA, según la categoría de consumo en junio
Los nuevos valores que regirán desde junio se inscriben en la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT), que contempla 31 aumentos mensuales consecutivos entre 2025 y 2030.
Según la resolución 39, para el caso de Metrogas, que distribuye en la Ciudad de Buenos Aires y once partidos del conurbano bonaerense, los montos para usuarios residenciales sin subsidios serán:
Categoría R1 (la más baja): $4151,79 en CABA y $4794,64 en el conurbano, lo que implica un alza de 4,4% respecto de mayo.
Categoría R4 (consumo más alto): hasta $99.190,28 en CABA y $53.903,91 en el Gran Buenos Aires.
Para los usuarios de Naturgy Ban, que distribuye en 30 municipios del norte y el oeste del conurbano, la resolución 38 del ENRGE estableció que los montos para usuarios residenciales sin subsidios serán:
Categoría R1 (la más baja): $3401,41.
Categoría R4 (consumo más alto): $36.423,39.
Aumento de tarifas de luz: cómo quedan los precios en junio
El Gobierno fijó los nuevos valores de distribución de energía eléctrica que se trasladarán a la factura final.
A continuación, a modo de ejemplo, los nuevos valores para los usuarios residenciales de Edenor:
Para los usuarios residenciales de Edenor, la categoría R1 —correspondiente a consumos de hasta 150 kWh mensuales— tendrá un cargo fijo de $1661,69 y un cargo variable de $71,518 por kWh. Mientras para los de Edesur, será de $1629 y $70,513, respectivamente.
El Gobierno bonaerense aprobó nuevos cuadros tarifarios para las distribuidoras eléctricas de la provincia de Buenos Aires, incorporando los precios mayoristas definidos por la Secretaría de Energía de la Nación y una actualización transitoria del Valor Agregado de Distribución (VAD), que comenzará a regir desde el 1° de junio de 2026.
La medida alcanza a EDELAP, EDEA, EDEN y EDES, e impactará en las 200 cooperativas eléctricas del interior bonaerense. La resolución fue publicada este viernes en el Boletín Oficial y se apoya en el recálculo realizado por el Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA).
Según replicó la agencia DIB, el cargo fijo aumentará en dos tramos entre un 6% y 7%, de acuerdo al consumo. Mientras que el cargo variable trepará en torno al 8%, siempre para aquellos usuarios residenciales sin subsidio. En cambio, aquellos que están beneficiados por el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) tendrán un salto en la tarifa mayor: el cargo fijo trepará en loas dos etapas un 7,5% mientras que el cargo variable de la factura un 11%.
Los nuevos cuadros incorporan los precios estacionales de energía y potencia mayorista establecidos por la Resolución 109/2026 de la Secretaría de Energía nacional para el período mayo-julio de 2026, además de los costos de transporte y del Fondo Nacional de la Energía Eléctrica (FNEE).
Tarifas de luz con subsidios
La resolución también mantiene el esquema de subsidios energéticos focalizados dispuesto por el Decreto nacional 943/2025. De esta manera, seguirán vigentes las bonificaciones para usuarios residenciales beneficiarios del SEF, tarifa social, clubes de barrio y entidades de bien público.
En el caso de los usuarios residenciales subsidiados, el tope de consumo bonificado continuará siendo de 300 kWh mensuales durante mayo, junio y julio. El excedente por encima de ese límite se abonará sin subsidio. En este caso puntual, la Resolución 109 fijó esa bonificación adicional en un 10,67% sobre el consumo base para esos tres meses. Pero el beneficio “se va reduciendo mes a mes” con el objetivo de avanzar en la reestructuración del esquema de subsidios energéticos y dar previsibilidad a las facturas.
Además, el Gobierno provincial autorizó desde junio una actualización transitoria del VAD, del Sobrecosto por Generación Local (SGL), del Agregado Tarifario y del Cargo Transición Tarifaria (CTT), en el marco de la etapa de transición tarifaria vigente hasta la implementación de una nueva revisión tarifaria integral.
La norma también actualiza las compensaciones destinadas a distribuidoras receptoras del Fondo Provincial de Compensaciones Tarifarias y ratifica beneficios específicos para clubes de barrio, entidades sin fines de lucro y usuarios alcanzados por tarifa social.
Aumentos del gas
Por otra parte, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad aprobó nuevos cuadros tarifarios para Metrogas que comenzarán a regir desde el 1° de junio de 2026, en el marco de la actualización mensual de tarifas y de la revisión quinquenal del servicio. También el ajuste impacta en Camuzzi, empresa que brinda servicio en gran parte de la provincia de Buenos Aires.
La medida fue oficializada mediante una resolución publicada este viernes y forma parte del esquema de recomposición tarifaria impulsado por el Gobierno nacional tras la declaración de emergencia energética. Según el texto oficial, el incremento contempla tres componentes: la actualización del precio del gas definida por la Secretaría de Energía, un nuevo escalón de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) y el mecanismo de ajuste mensual previsto en las reglas de la licencia.
Para los usuarios del interior bonaerense, la suba será de un 5% en el cargo fijo y de casi 2 puntos en el cargo variable (que depende del consumo). La suba se da en medio del debate sobre el futuro de la zona fría.
Rusiaconsideró “ilegal” la detención del petrolero Tagor por parte de Francia, según declaró el portavoz del Kremlin, Dmitry Peskov.
Las autoridades francesas informaron que sus fuerzas armadas detuvieron el petrolero Tagor en el océano Atlántico el lunes, alegando que el buque navegaba desde Murmansk, Rusia, bajo bandera falsa.
La embajada de Rusia en París indicó que había solicitado formalmente información a las autoridades francesas sobre la posible presencia de ciudadanos rusos a bordo del petrolero detenido, pero aún no había recibido respuesta del Ministerio de Relaciones Exteriores de Francia.
Según información preliminar, el capitán del petrolero incautado por la Armada francesa es ciudadano ruso, según informaciones de Xinhua.
“Consideramos tales acciones ilegales; rozan la piratería internacional. Rechazamos categóricamente la afirmación de que se están llevando a cabo en pleno cumplimiento del derecho internacional”, afirmó Peskov.
El presidente de Francia, Emmanuel Macron, informó que la Armada de su país abordó el domingo un petrolero procedente de Rusia en el océano Atlántico.
A través de un mensaje publicado este lunes en X, el mandatario francés señaló que la Armada francesa subió al Tagor, un petrolero vinculado a Rusia “sujeto a sanciones internacionales”.
La Marine nationale a arraisonné hier matin un nouveau pétrolier sous sanctions internationales en provenance de Russie : le Tagor. Notre détermination est constante et totale.
De acuerdo con Macron, la operación se llevó a cabo en el Atlántico, en alta mar, con el apoyo de varios socios, entre ellos el Reino Unido, y “en pleno cumplimiento del derecho marítimo internacional”.
Macron consideró “inaceptable que los buques eludieran las sanciones internacionales, violaran el derecho del mar y ayudaran a financiar la guerra de Rusia contra Ucrania, que se prolonga durante más de cuatro años”.
El Gobierno aplazó los aumentos que iba a aplicar en junio sobre los impuestos a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono, cuya implementación fue pospuesta para el 1° de julio.
La medida se implementó a través del Decreto 405/2026, publicado este lunes en el Boletín Oficial con la firma del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el ministro de Economía, Luis Caputo.
Según se expresa en los considerandos de la norma, “con el propósito de continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible, resulta necesario, para los productos en cuestión, diferir los incrementos remanentes originados en las referidas actualizaciones”.
Así, la decisión evita que desde junio se traslade a los surtidores una carga tributaria más elevada. Si bien el decreto no elimina esos ajustes, sí vuelve a diferir su aplicación, una herramienta que el Poder Ejecutivo viene utilizando desde hace varios meses para moderar el efecto que tendrían sobre los valores al público.
Según la consultora Politikón Chaco, durante abril hubo una caída en el volumen de ventas de naftas y gasoil del 5,1% respecto al mes anterior, y de 2,4% frente al mismo período de 2025.
En el marco del proceso de cesión de áreas hidrocarburíferas convencionales de YPF a la provincia de Santa Cruz, autoridades del Gobierno Provincial mantuvieron una reunión con representantes de la operadora continuadora Quintana Energy, en la que se realizó la presentación formal del informe de auditoría de pasivos ambientales correspondiente al área Cañadón León – Meseta Espinosa, ubicada en la Cuenca del Golfo San Jorge.
La reunión, fue encabezada por el secretario de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, Gastón Farías, acompañado por Lorenzo Gallardo, subsecretario de Fiscalización de Residuos y Efluentes Industriales; Sebastián Caballero, subsecretario de Saneamiento Ambiental; y Aldana Villarreal, todos del Ministerio de Energía y Minería.
Por Quintana Energy participaron Marcelo González Pondal, Miguel Carresane, José Herberth y Lucas Paradelo, apoderado de la firma. En representación de Ambiental del Sud estuvieron presentes Maximiliano Turic y Lucas Monelos.
El relevamiento fue encomendado por Quintana Energy a Ambiental del Sud y ejecutado sobre el yacimiento Cañadón León – Meseta Espinosa, una de las áreas incluidas en el acuerdo de cesión suscripto entre YPF y FOMICRUZ, mediante el cual la provincia asumió la administración de los activos hidrocarburíferos convencionales para avanzar en un nuevo esquema de operación e inversión.
La auditoría ambiental presentada contempla el relevamiento integral, inventario, clasificación y caracterización de hallazgos ambientales realizados en campo, que aporta una mirada central que contribuye al proceso de análisis y evaluación ambiental del área de mención.
Finalmente, se destacó que Quintana Energy forma parte del esquema de continuidad operativa definido para las áreas maduras de la Cuenca del Golfo San Jorge, garantizando la continuidad de la actividad, el sostenimiento de puestos de trabajo y la ejecución de nuevas inversiones en los yacimientos convencionales de Santa Cruz.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, mantuvo una reunión con autoridades de Pan American Energy en el marco de la inversión de USD 680 millones prevista por la empresa para desarrollar un nuevo esquema de recuperación terciaria en Cerro Dragón, a través de la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros, y perforaciones adicionales, destinadas a incrementar la producción convencional y contrarrestar el declino del área.
El anuncio fue realizado de manera conjunta por el mandatario provincial; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge “Loma” Ávila; y el Group CEO de PAE, Marcos Bulgheroni; ante el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, junto a funcionarios nacionales y provinciales.
Al respecto, Torres destacó la importancia de las inversiones que Pan American Energy viene realizando en la provincia y aseguró que “son una señal concreta de confianza en el potencial productivo de Chubut y en el futuro de una industria clave para la economía provincial”.
Recibimos junto al secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, al Gobernador de Chubut @NachoTorresCh y al CEO de @PAEArgentina, Marcos Bulgheroni, quienes nos presentararán un nuevo RIGI para el área de Cerro Dragón.
“El crecimiento y sostenimiento de la actividad demuestra que, cuando hay previsibilidad y compromiso entre el sector público y privado, se generan oportunidades de desarrollo, empleo y fortalecimiento de las economías regionales”, expresó el mandatario, agregando además que el plan de inversiones “permitirá modernizar la producción, incorporar tecnología y sostener miles de puestos de trabajo directos e indirectos en toda la Cuenca”.
“Chubut tiene un enorme potencial y necesita continuar consolidando políticas que incentiven nuevas inversiones, impulsen la competitividad y acompañen el crecimiento de la industria hidrocarburífera, generando un impacto positivo y sostenible a largo plazo”, concluyó Torres.
Más producción y empleo
Pan American Energy anunció que presentará la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar con un nuevo desarrollo en el área de Cerro Dragón, basado en un proyecto de recuperación terciaria que contempla la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros.
La iniciativa prevé inversiones por casi USD 680 millones para extender la vida útil de una cuenca madura como la del Golfo San Jorge, incorporando nuevas tecnologías orientadas a incrementar la producción y mejorar la eficiencia operativa del yacimiento.
CON EL RIGI, CHUBUT SUMA USD 680 MILLONES PARA POTENCIAR CERRO DRAGÓN Y SOSTENER EL EMPLEO
El proyecto contempla además la preparación de cerca de 220 pozos inyectores y alrededor de 650 pozos productores, que durante su vida útil podrán generar una producción incremental acumulada de 24 millones de barriles de petróleo, equivalentes a más de 11.300 barriles diarios en su pico de producción.
Asimismo, el desarrollo permitirá incrementar los ingresos provinciales a través de regalías asociadas a la producción incremental y generará una mayor actividad en la cuenca, habilitando el desarrollo de nuevas zonas que anteriormente no resultaban económicamente viables.
La recuperación terciaria es una técnica que se aplica luego de las etapas de recuperación primaria y secundaria, con el objetivo de movilizar el petróleo remanente atrapado en el yacimiento y maximizar su aprovechamiento. En este caso, el sistema incorpora polímeros que permiten aumentar la viscosidad del fluido inyectado y mejorar el desplazamiento del petróleo hacia los pozos productores.
El anuncio, realizado en el Palacio de Hacienda, fue encabezado por el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo; el Group CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; y el gobernador del Chubut, Ignacio Torres; junto al secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González; el ministro de Hidrocarburos del Chubut, Federico Ponce; el secretario general del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge “Loma” Ávila; y el secretario general del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar.
Por parte de PAE también estuvieron presentes el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.
El Gobierno de Río Negro las adjudicó las áreas hidrocarburíferas de Medianera y Rinconada–Puesto Morales tras la publicación del Decreto N° 548/26 en el Boletín Oficial. La medida fue dispuesta por el gobernador Alberto Weretilneck y otorga a Geopetrol las concesiones de explotación por un plazo de 10 años, contados desde la entrada en vigencia del contrato. La decisión permite dar continuidad a la operación de yacimientos maduros, sostener la actividad económica vinculada al sector y preservar las fuentes laborales.
La adjudicación se concretó en el marco del Concurso Público Nacional e Internacional N° 02/25, convocado por la Provincia para reactivar áreas hidrocarburíferas convencionales. El proceso recibió ofertas de Geopetrol Drilling S.A., Petrolsur Energía S.A. y la UTE Titanium Energy S.A. – Emepa S.A., y luego avanzó con la evaluación técnica y económica de las propuestas.
La Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, destacó que la adjudicación “es una decisión estratégica para evitar la paralización de áreas con historia productiva, sostener la operación y cuidar el empleo vinculado a la actividad hidrocarburífera”.
“Son yacimientos maduros, con condiciones técnicas y económicas complejas. Por eso la Provincia diseñó un proceso que permita atraer operadores con capacidad real de inversión, continuidad operativa y compromiso con el desarrollo regional”, afirmó Moya.
Medianera y Rinconada–Puesto Morales son áreas convencionales con una larga trayectoria de explotación, iniciada en la década del 60. Su madurez productiva y el alto porcentaje de agua en los pozos reducen la competitividad de la explotación, por lo que la licitación contempló condiciones excepcionales, entre ellas una reducción de la alícuota de regalías al 6%.
El objetivo es garantizar inversiones necesarias para sostener la operación, preservar fuentes de trabajo, impulsar la participación de empresas locales y regionales de obras y servicios, avanzar en la remediación ambiental y adecuar instalaciones.
Inversiones para recuperar producción
Para el área Medianera, Geopetrol propuso un Plan de Continuidad Operativa de USD 605.000 durante los primeros dos años y un Plan de Desarrollo e Inversiones de USD 1.625.100 para los ocho años restantes de la concesión.
En Rinconada–Puesto Morales, el Plan de Continuidad Operativa asciende a USD 1.400.000 para los primeros dos años, mientras que el Plan de Desarrollo e Inversiones prevé USD 2.540.000 para el período restante.
“Esta adjudicación marca un paso concreto dentro del rumbo energético de Río Negro. No se trata sólo de mantener pozos activos: se trata de cuidar trabajo, recuperar producción, ordenar áreas vencidas y generar condiciones para que la actividad convencional siga aportando al desarrollo provincial”, sostuvo Moya.
La funcionaria remarcó además que el nuevo concesionario tiene previsto iniciar operaciones el próximo 1 de junio, asegurando la continuidad laboral y respetando la antigüedad del personal afectado a cada área.
Un proceso transparente para áreas vencidas
Esta licitación pública es la primera que se realiza sobre concesiones de explotación que no fueron prorrogadas durante 2024 y 2025, y cuyos plazos se encontraban vencidos. La Provincia avanzó con este procedimiento ante la caducidad o imposibilidad de prorrogar las concesiones existentes y la necesidad de garantizar la seguridad de las instalaciones, evitar la paralización productiva y seleccionar nuevos operadores con solvencia técnica y operativa.
El Decreto N° 548/26 también declaró desierta la licitación correspondiente al área Las Bases, debido a que no se presentaron oferentes. Por este motivo, su administración quedará en poder de la Provincia de Río Negro.
El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) dio un paso fundamental en su fase submarina con la llegada del buque noruego Skandi Hera a Punta Colorada, en la provincia de Río Negro. Esta embarcación transporta cadenas de 400 metros y anclas de 42 toneladas para la instalación de monoboyas offshore, que funcionarán como terminales flotantes ancladas al fondo marino y conectadas mediante ductos submarinos para transferir crudo a grandes buques tanque sin requerir puertos tradicionales.
La colocación de estas monoboyas representa un avance clave para VMOS, cuyo objetivo es vincular la producción petrolera de la Cuenca Neuquina con el Golfo San Matías, transformando a Punta Colorada en una plataforma exportadora de petróleo de escala industrial.
La campaña de instalación está prevista para mediados de 2026 e incluye la colocación de dos monoboyas ubicadas entre 5 y 9 kilómetros de la costa rionegrina, luego de los estudios geotécnicos realizados en 2025. El sistema de anclaje diseñado debe soportar las duras condiciones marítimas y garantizar operaciones permanentes de carga.
El proyecto cuenta con la coordinación de DOF Group, que opera dos embarcaciones: el Skandi Hera, responsable del transporte y montaje, y el Skandi Patagonia, que brindará apoyo en maniobras y soporte operativo.
VMOS es uno de los proyectos energéticos más significativos de Argentina, ya que prevé transportar petróleo desde la Cuenca Neuquina hasta la costa atlántica de Río Negro mediante un oleoducto. Desde allí, el crudo podrá ser cargado directamente en buques de exportación, superando uno de los principales obstáculos logísticos de Vaca Muerta: la capacidad para evacuar el petróleo hacia mercados internacionales.
Con la terminal offshore en funcionamiento, Punta Colorada se consolidará como la principal puerta de salida del shale oil argentino al exterior. Además, se planifica una segunda campaña offshore entre el tercer y cuarto trimestre de 2026 para continuar con las etapas siguientes de instalación y conexión submarina.
En el contexto regional, Neuquén alcanzó una producción de 629.000 barriles por día y apunta a superar el millón en el corto plazo. Chubut, en tanto, registró en marzo 117.000 barriles diarios y Santa Cruz, 56.000 barriles. Además de la riqueza geológica, existen incentivos estatales en Neuquén que no se replican en otras provincias.
Por otro lado, la empresa PECOM informó que comenzó formalmente la operación del yacimiento Manantiales Behr tras cumplir las condiciones previstas para su explotación. También, Continental Resources, compañía del magnate Harold Hamm, presentó una iniciativa privada para acceder al área La Huella, que abarca 506 km² sobre una formación no convencional.
Horacio Marín, actual titular de YPF, destacó el crecimiento de la petrolera nacional durante el último año y subrayó la necesidad de invertir en Vaca Muerta. A la vez, anticipó que él continuará al frente de la empresa hasta 2031: “Hay que saber irse en el momento preciso”.
Durante su exposición en el Latin Economic Forum, el ejecutivo sostuvo que el objetivo de la petrolera estatal fue pensado “como un objetivo de país” y remarcó que el crecimiento del sector podría convertirse en el segundo gran motor de la economía argentina. Asimismo comentó que el offshore y las nuevas energías serán las próximas claves del crecimiento de la petrolera estatal en el largo plazo.
En ese sentido, aclaró que el campo continuará siendo un actor central de la economía nacional: “Estoy seguro de que el agro va a crecer y espero que mucho más que la energía. Lo más rentable en la Argentina es el campo”. Sin embargo, destacó que el petróleo y el gas aparecen hoy como el gran cambio estructural para el país.
El titular de YPF señaló que el desarrollo energético se disparó antes que otros sectores porque “se generó un círculo virtuoso” impulsado por un contexto político y económico favorable a las inversiones privadas.
“Para que eso pase tiene que haber un gobierno business friendly, que te dé estabilidad macroeconómica, incentivos y reglas claras. Los gobiernos generan las condiciones de contorno y los privados generamos riqueza”, sostuvo.
Hoy participé en el 12° Latam Economic Forum, donde compartí un panel con Marcelo Mindlin, de @PampaEnergia. Durante mi exposición, destaqué que la semana pasada alcanzamos el valor más alto de nuestra acción desde que @YPFoficial cotiza en bolsa.
Marín elogió además la política económica de la administración de Javier Milei y sostuvo que el ordenamiento macroeconómico permitió acelerar inversiones. “YPF empujó y todos nos siguieron. Dijimos que era el momento de generar riqueza porque el Gobierno ordenó la macro y mejoró fuertemente las condiciones”, expresó.
El CEO destacó que la industria energética argentina proyecta inversiones por alrededor de u$s130.000 millones en los próximos años y consideró que el crecimiento será posible únicamente a partir de la colaboración entre empresas y el Estado.
“Tiene que haber mucho trabajo, colaboración entre compañías y reglas de mercado para que Vaca Muerta se desarrolle plenamente”, comentó.
En otro tramo de su discurso, Marín defendió la competitividad internacional de Vaca Muerta y aseguró que la formación neuquina puede competir incluso con los grandes desarrollos no convencionales de Estados Unidos.
“Vaca Muerta es mejor que cualquier shale americano desde el punto de vista productivo. La naturaleza jugó a nuestro favor: tal vez no tengamos la misma logística que Estados Unidos por una cuestión de escala, pero podemos competir perfectamente”, afirmó.
También remarcó que YPF fue “una condición necesaria” para alcanzar las metas de exportación energética y detalló que la compañía trabaja en proyectos colaborativos con otras petroleras para ampliar la escala productiva. “De cada tres barriles, uno será para consumo interno y dos para exportación”, explicó.
El ejecutivo aseguró que desde su llegada la producción de Vaca Muerta aumentó un 42% y destacó la reducción de costos y la mejora en productividad.
El análisis político de Horacio Marín de cara al futuro
Marín dejó clara la postura sobre su continuidad y, durante su exposición en el Latam Economic Forum, contó: “Cuando entré a YPF yo conocía al preisdente y lo único que me llegó fue que quería que genere valor. Milei me dio el qué, pero el cuándo no lo pregunté”.
En la misma línea, se proyectó a futuro de manera independiente de futuras (y supuestas) reelecciones de Javier Milei: “Es un presidente que quería hacer cambios y yo también. Son dos períodos presidenciales: yo sabía qué y cuándo, pero el cómo es el objetivo y el camino. Yo me voy en 2031: hay que saber irse en el momento preciso”.
En ese sentido, afirmó que “YPF se empieza a ir para arriba y genera más valor para todos los accionistas”. Sobre la performance de la compañía, describió que “hay 4 pilares, los extremos es el desarrollo de Vaca Muerta y la idea de invertir integramente en petróleo. Tenemos u$s220 mil millones par invertir gracias a las 16 mil locaciones auditadas”.
Sobre el futuro de la compañía, Marín aseguró que dejará una empresa completamente transformada hacia 2030 y adelantó que planea retirarse un año después. Según detalló, la YPF que imagina para el final de la década será “una de las diez mejores empresas de shale del mundo”, el principal exportador argentino y una firma con fuerte desarrollo tecnológico, generación de flujo de caja positivo y pago de dividendos desde 2028.
“Esta es la empresa que queda en 2030. Yo me voy en 2031. El día que abra la última válvula le voy a decir a Milei: ‘lo hicimos’”, expresó.
El Gobierno extendió hasta junio la bonificación adicional del 25% en las tarifas de gas y fijó un nuevo porcentaje de descuento para la electricidad, ambas medidas destinadas a los hogares inscriptos en el Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
La medida se implementó a través de la Resolución 121/2026 de la Secretaría de Energía, publicada este jueves en el Boletín Oficial con la firma de su titular, María Carmen Tettamanti.
El Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados, creado en diciembre de 2025 con el objetivo de unificar y reorientar los subsidios energéticos hacia los sectores de menores ingresos, reemplazó al sistema anterior de subsidios generalizados y establece bonificaciones diferenciadas según el nivel socioeconómico de los usuarios.
Las entidades de bien público, clubes de barrio y de pueblo, y otras organizaciones sin fines de lucro también quedan alcanzadas por las bonificaciones previstas en la resolución.
Gas: se mantiene el 25% de bonificación extraordinaria
Para los usuarios de gas natural y gas propano indiluido por redes beneficiarios del SEF, la resolución prorroga al mes de junio la bonificación adicional del 25% que ya había estado vigente en mayo. La justificación oficial apunta al aumento de la demanda por las bajas temperaturas y a la mayor necesidad de importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y combustibles alternativos, cuyos precios están expuestos a la volatilidad internacional.
Esta bonificación extraordinaria se suma a la general que el régimen SEF ya contempla en forma permanente, según lo establecido en el decreto que creó el sistema a fines de 2025.
Electricidad: sube levemente el porcentaje adicional
En el caso de la energía eléctrica, la medida reemplaza el descuento adicional del 10,67% que estaba previsto para junio por uno levemente mayor: 11,97%, aplicable sobre un consumo base de 300 kilovatios hora (kWh) mensuales para usuarios residenciales. El ajuste busca compensar, parcialmente, el mayor uso de calefacción eléctrica en los hogares durante los meses fríos.
La reciente escalada del conflicto en Oriente Medio ha impulsado el precio del petróleo a superar los 100 dólares por barril, reavivando la discusión sobre la seguridad energética a nivel global. Sin embargo, este aumento en los precios no ha logrado revertir la tendencia a la baja en las inversiones del sector petrolero, que continúan disminuyendo a favor de proyectos en electricidad y energías renovables.
El informe anual de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) revela que para 2026, el 60% de la inversión total en energía se destinará a iniciativas eléctricas, mientras el petróleo sigue perdiendo protagonismo incluso en medio de esta crisis energética histórica.
Según la AIE, la inversión mundial en energía alcanzará 3,4 billones de dólares en 2026, un ligero aumento respecto a los 3,3 billones del año anterior. De esta cifra, 2,2 billones se dirigirán a redes eléctricas, renovables, almacenamiento, energía nuclear, electrificación y eficiencia energética. En contraste, los hidrocarburos captarán 1,2 billones, apenas superior a los 1,1 billones de 2025, con notables diferencias entre petróleo, gas y carbón.
“Lo más notable es que aunque los precios del barril llevan de forma casi ininterrumpida por encima de los 100 dólares desde que Estados Unidos e Israel lanzaron los ataques contra Irán el 28 de febrero, eso no va a corregir la tendencia a la baja de la inversión en petróleo de los dos ejercicios precedentes y se quedará esta vez por debajo de los 500.000 millones de dólares (frente a 570.000 millones en 2025)”, explicó la AIE. Esto implica una caída del 12,3% en la inversión petrolera para este año.
La agencia atribuye esta reducción a la incertidumbre geopolítica y a la percepción generalizada de que los precios actuales son temporales. Grandes empresas energéticas y fondos de inversión consideran que el mercado se estabilizará una vez que se recuperen las reservas estratégicas y se normalicen las exportaciones desde el golfo Pérsico.
Esta situación refleja una transformación profunda en el sector energético, donde los inversores apuestan por el crecimiento ligado a la electrificación más que al consumo de combustibles fósiles. La expansión de vehículos eléctricos, el aumento de centros de datos relacionados con inteligencia artificial y la digitalización industrial están impulsando la demanda eléctrica mundial a un ritmo sin precedentes. En palabras del director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol, “el mundo está entrando en la era de la electricidad”.
Birol también calificó la actual crisis energética como “la mayor de la historia, más grande que todas las anteriores juntas”, y subrayó que las inversiones futuras dependerán de la confianza, priorizando la autosuficiencia y el desarrollo de energías renovables.
Mientras el petróleo pierde atractivo, el gas natural se posiciona como uno de los principales beneficiarios de la crisis. La inversión en gas llegará a 330.000 millones de dólares en 2026, el nivel más alto en una década, impulsada por grandes proyectos de gas natural licuado (GNL) en Estados Unidos y Catar que buscan asegurar el suministro internacional ante las tensiones geopolíticas.
El carbón también muestra un repunte inesperado, con inversiones que alcanzarán los 180.000 millones de dólares, la cifra más alta desde 2012. China concentra cerca del 70% de esta inversión, debido a la aprobación de nuevas plantas para garantizar la estabilidad eléctrica ante las restricciones en petróleo y gas. India se consolida como el segundo mayor inversor en carbón tras triplicar su gasto en la última década.
En contraste, la infraestructura eléctrica se convierte en el principal destino del capital energético global. Las inversiones en renovables rondarán los 665.000 millones de dólares, con 365.000 millones destinados a proyectos solares, aunque en términos de costos la caída en precios de tecnologías como los paneles fotovoltaicos explica parte de esta cifra, no una reducción en la instalación.
El crecimiento más significativo se observa en las redes eléctricas, que recibirán 550.000 millones de dólares, un aumento del 20% respecto al año anterior, y en sistemas de almacenamiento eléctrico con baterías, que superarán los 100.000 millones.
Fatih Birol advirtió que la guerra en Oriente Medio está redefiniendo las políticas energéticas globales y enfatizó que “la regla de oro es la diversificación”, ya que los países buscan disminuir su dependencia de un solo proveedor, combustible o tecnología.
El conflicto ha provocado daños significativos en infraestructuras energéticas de la región. Más de treinta instalaciones, entre refinerías, plantas petroquímicas y terminales de gas, han sufrido daños moderados o severos, incluyendo dos plantas de licuefacción en el complejo catarí de Ras Laffan, cuya reparación podría tardar años.
Además, el transporte marítimo ha sido afectado con una veintena de petroleros impactados por misiles o drones desde el inicio del conflicto, generando pérdidas por decenas de miles de millones de dólares.
Los productores del Golfo Pérsico ya exploran rutas alternativas para reducir su dependencia del estrecho de Ormuz, como la construcción o ampliación de oleoductos que permitan asegurar sus exportaciones.
Tango Energy completó la adquisición del 100% del capital accionario de Aconcagua Energía tras la transferencia del 7% restante que mantenían los fundadores Diego Trabucco y Javier Basso. La operación, formalizada en 2026, cierra una reorganización que se inició en 2025 y posiciona a Tango Energy, bajo la dirección del ex CEO de YPF Pablo Iuliano, como un actor clave en la explotación no convencional en Vaca Muerta.
La Comisión Nacional de Valores (CNV) fue informada de esta transferencia mediante un comunicado oficial donde se detalló que “Javier Basso y Diego Trabucco han transferido la totalidad de su tenencia accionaria en la sociedad, que a la fecha representa el 7% del capital social y de los votos de la sociedad, a Tango Energy, accionista controlante de la sociedad, con excepción de dos acciones adquiridas por Pablo Iuliano, director y CEO de la sociedad”.
Con la compra también se produjo una renovación en el directorio: la Asamblea de Accionistas aceptó las renuncias de Diego Salaverri y Santiago García Mirra, vinculados a los socios salientes, y designó a Andrés Ponce como director titular y a Mariana Urquiola como directora suplente.
El ingreso de Tango Energy a Aconcagua no fue sencillo. La compañía atravesó una crisis financiera profunda, con una deuda cercana a $447.604 millones, equivalente al 99% de sus activos y casi 17 veces su patrimonio neto. Para enfrentar esta situación, contrató asesores financieros y legales y comenzó un proceso de reestructuración integral.
Este proceso inició en julio de 2025 con un acuerdo de inversión que contemplaba una capitalización de US$36 millones y un cambio en el control societario, condicionado a la reestructuración de al menos el 90% de la deuda financiera y comercial. Un mes después, la compañía concretó un canje de obligaciones negociables con una adhesión cercana al 96%.
Paralelamente, la asamblea aprobó un aumento de capital mediante la emisión de más de 26,6 millones de acciones ordinarias Clase A, suscriptas íntegramente por Tango Energy, lo que representó una inversión de $12.138 millones. Así, el capital social pasó de $2 millones a $28,5 millones.
En declaraciones previas, Pablo Iuliano destacó: “Creo que los fundamentos de la compañía son sólidos. Tiene buenos bloques convencionales y, sobre todo, un gran potencial no convencional, que es el foco de mi carrera en los últimos 15 años. Esa fue la razón principal por la que decidí volver al ruedo”.
Respecto a las acciones inmediatas, señaló: “En los últimos meses se dejaron de realizar muchos trabajos de mantenimiento. Pensamos reactivar esos pozos y poner en marcha equipos parados. También trabajaremos en mejorar la eficiencia y, en el mediano plazo, en técnicas como la recuperación secundaria o asistida, muy comunes en campos maduros”.
Antes de la adquisición, Aconcagua Energía operaba 14 concesiones hidrocarburíferas en Río Negro, Neuquén y Mendoza, con 638 pozos activos. Bajo la nueva gestión, la empresa inició su incursión en el segmento no convencional, obteniendo tres concesiones en Vaca Muerta —Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque— que abarcan más de 150.000 acres. Tango Energy posee el 50% de estos derechos, mientras que Vista Energy controla el restante 50%.
La fase piloto de estas concesiones contempla la perforación de seis nuevos pozos con una inversión inicial de US$66 millones, con actividades previstas para la primera mitad de 2027. A cinco años, la empresa estima alcanzar una producción de 60.000 barriles diarios.
Este objetivo es significativo en el contexto de Vaca Muerta, donde la capacidad de producción diaria es un indicador clave para los grandes operadores. Con el respaldo de Trafigura, uno de los mayores traders de commodities a nivel global, y Vista Energy, Tango Energy cuenta con acceso tanto a capital como a canales de comercialización necesarios para el desarrollo del negocio no convencional.
Además, la provincia aprobó mediante decreto las concesiones no convencionales en sociedad con Vista Energy, y Tango Energy planea invertir entre 200 y 250 millones de dólares por año para potenciar la formación en Río Negro.
Mientras tanto, Neuquén alcanzó una producción récord de 629.000 barriles por día y aspira a superar el millón en el corto plazo. Otras provincias como Chubut y Santa Cruz registran producciones significativas, respaldadas por incentivos estatales que en algunas zonas resultan más favorables que en otras.
Durante los primeros cuatro meses de 2026, Vaca Muerta experimentó un notable aumento en su actividad de fractura hidráulica, alcanzando un total de 9.714 etapas de fractura. Esta cifra representa un incremento del 23% respecto al mismo período del año anterior, cuando se registraron 7.913 operaciones, según datos recopilados por Luciano Fucello, presidente de la Fundación Contactos Petroleros.
Este crecimiento se da en un contexto de producción récord para la provincia de Neuquén, que en abril alcanzó 628.924 barriles diarios de petróleo. Este volumen es un 3,13% superior al de marzo y supera en un 36,18% el nivel de abril de 2025. En el acumulado de los primeros cuatro meses del año, el aumento interanual llega al 32,37%. Cada etapa de fractura consiste en la inyección de agua, arena y aditivos a alta presión para liberar hidrocarburos atrapados en la roca, por lo que más fracturas se traducen directamente en mayor producción.
En cuanto a las empresas que lideran esta actividad, YPF se posiciona como la principal operadora con el 45% del total, sumando 4.431 etapas de fractura. Le sigue en segundo lugar Pluspetrol, que ha incrementado su presencia tras adquirir activos de ExxonMobil y contabilizó 1.190 operaciones. El tercer lugar lo ocupa Vista Energy, propiedad de Miguel Galuccio, con 975 fracturas.
Otras compañías con actividad significativa incluyen a Tecpetrol (699 etapas), Pampa Energía (647) y Pan American Energy (605). Por debajo de las 500 se encuentran Shell (446), TotalEnergies (426), Phoenix Global Resources (182) y Chevron (113).
En el sector de servicios, Halliburton lidera con 4.378 etapas, lo que equivale al 44% del total, seguida por SLB con 2.428 fracturas. Tenaris y Calfrac completan la lista con 1.307 y 1.149 operaciones respectivamente, mientras que SPI, empresa creada por Pluspetrol tras adquirir activos de Weatherford, registró 452 fracturas.
Respecto a los bloques más activos en Vaca Muerta, el área La Caverna, operada por YPF, encabeza el ranking con 1.152 etapas de fractura. Le siguen Lajas Este con 927 y La Amarga Chica con 833, este último operado por YPF con participación de Vista Energy y que busca desafiar el liderazgo histórico de Loma Campana, que contabilizó 714 fracturas y se mantiene entre los cinco más activos.
Además, Bajo del Choique, adquirido por Pluspetrol, completó 738 operaciones y se perfila como uno de los proyectos con mayor proyección en la cuenca neuquina. Otros bloques destacados en el top ten son Fortín de Piedra (Tecpetrol, 558), Bajada del Palo Oeste (Vista Energy, 497), Rincón de Aranda (Pampa Energía, 477), La Calera (Pluspetrol, 452) y Aguada Pichana Este (TotalEnergies, 426).
Con un total de 25 bloques fracturados en los primeros cuatro meses y una proyección anual cercana a las 28.000 etapas, Vaca Muerta se encamina a cerrar 2026 como el año de mayor actividad de fractura en su historia. Este crecimiento se sostiene en la combinación de nuevas operadoras ampliando su escala, empresas de servicios consolidadas y una competencia creciente entre bloques para posicionarse como los más productivos.
El gobernador Rolando Figueroa inauguró la obra de ampliación de la capacidad de suministro eléctrico para Senillosa, una infraestructura estratégica destinada a fortalecer el abastecimiento energético y acompañar el crecimiento de la demanda durante los próximos 20 años.
La obra demandó una inversión superior a los 9 millones de dólares y beneficiará de manera directa a más de 4.500 usuarios residenciales, comerciales y productivos de Senillosa y Arroyito, permitiendo una mejora sustancial en la calidad y confiabilidad del servicio eléctrico.
“Es muy importante la obra que estamos inaugurando hoy, es muy importante para poder pensar no sólo en Senillosa que está creciendo, sino que ya tenemos que ir haciendo las obras para esta provincia que va a tener un millón de habitantes. Nos tenemos que preparar porque en 2030 Neuquén va a ser una provincia distinta”, aseguró el gobernador durante su discurso inaugural.
“En un país que no inaugura hace años represas, en el próximo mes vamos a estar inaugurando la represa de Nahueve. Es otro pasito más que estamos dando para que le demos más seguridad a toda la provisión en el Norte neuquino. Fíjense qué obras importantes que estamos haciendo, y las estamos haciendo con una empresa provincial”, agregó.
Por su parte, el intendente de Senillosa, Lucas Páez expresó: “Es importante decir que esta obra tiene una capacidad máxima para abastecer 60.000 habitantes. No solamente los 22.000 actuales”, dijo y afirmó: “Está pensada en el desarrollo de lo que va a ser el Senillosa del 2030”.
“No solamente viene a resolver la situación actual eléctrica, sino que estamos pensando en el desarrollo de nuestra ciudad y pensando en las generaciones que vienen”, agregó.
El presidente del EPEN, Mario Moya aseguró que “esta obra va a cambiar el destino de Senillosa”. “Esta subestación representa una capacidad instalada de 10 MVA y una posibilidad de ampliar a otros 10 MVA más. Tengamos en cuenta que el consumo actual de la localidad ronda los 4 MVA”, detalló.
“Hicimos 20 kilómetros de línea de 33 kilovoltios que unen esta subestación con Arroyito, además de mejorar también el sistema de distribución dentro de la localidad. No solamente eso, sino que dejamos previsto también para todo el desarrollo que está teniendo la localidad”, explicó.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, se reunió con el presidente de Pecom, Luis Perez Companc, en las instalaciones de la compañía, en el marco de la recorrida que el empresario realizó por el yacimiento Manantiales Behr y del plan de inversiones de más de USD 200 millones que la empresa prevé desarrollar en la provincia durante los próximos 18 meses.
Participaron de la actividad el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge “Loma” Ávila; el CEO de Pecom, Horacio Bustillo; el director de Operaciones de Upstream de la firma, Jorge López Kessler; y el director de Relaciones Institucionales, Federico Monarca.
Durante la reunión, el titular de Pecom ratificó el compromiso de la empresa como inversor de largo plazo, con el objetivo de desarrollar las áreas que actualmente opera en la provincia: El Trébol-Escalante, Cañadón Perdido-Campamento Central y Manantiales Behr.
Asimismo, desde la compañía destacaron la importancia de sostener una mesa permanente de trabajo junto a los gremios y el Gobierno provincial, para analizar los distintos proyectos y avanzar en su implementación.
Al respecto, Torres destacó “el compromiso de una empresa con la que venimos trabajando en una agenda conjunta a mediano y largo plazo, en un contexto complejo a nivel nacional donde resulta indispensable avanzar con planificación y transparencia para fortalecer el potencial productivo de nuestra provincia”, y ratificó que la llegada de Pecom “es un caso de éxito y representa no solo inversión y confianza en Chubut, sino también la reactivación de una actividad fundamental para la economía provincial”.
Por otra parte, el titular del Ejecutivo puso en relieve que, durante el encuentro mantenido con Luis Perez Companc, “abordamos la agenda de inversiones de la compañía en nuestra provincia, reafirmando un plan de trabajo que prevé crecimiento, desarrollo y más puestos de trabajo para el sector”.
A partir de la salida de YPF y el posterior desembarco de Pecom en Chubut, “se pudo avanzar en un traspaso ordenado, donde todas las partes asumieron la responsabilidad de sostener la actividad y terminar con la incertidumbre laboral de muchas familias”, expresó el Gobernador, agregando que “vamos a seguir trabajando para garantizar inversiones y un compromiso productivo reflejado en una articulación público-privada que hace muchos años no se veía en Chubut”.
Inversiones previstas por más de USD 200 millones
Actualmente, Pecom opera tres yacimientos en la provincia del Chubut: El Trébol-Escalante, Cañadón Perdido-Campamento Central y Manantiales Behr.
En conjunto, las áreas superan los 35.000 barriles diarios de producción, mientras que la empresa avanza simultáneamente en un plan de inversiones superior a los USD 200 millones para los próximos 18 meses.
El modelo de desarrollo de la compañía prioriza una gestión orientada al desarrollo de reservas, maximizando el valor de los activos y extendiendo la vida útil de los campos. Para ello, combina la expansión de proyectos de recuperación terciaria y el desarrollo de nuevas áreas, con perforación de nuevos pozos y un ambicioso plan de intervenciones de workover (WO).
Los resultados ya pueden observarse en las áreas El Trébol-Escalante y Área Central, cuya producción creció un 12% desde que Pecom asumió la operación, con una proyección estimada de cerrar 2026 un 20% por encima del nivel inicial.
El Gobierno nacional oficializó la incorporación de un nuevo parque solar fotovoltaico al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que se desarrollará en San Carlos Centro, provincia de Santa Fe. La medida fue publicada en el Boletín Oficial mediante la resolución 120/2026 de la Secretaría de Energía.
Este proyecto, denominado Parque Solar Fotovoltaico San Carlos Centro, contará con una potencia instalada de 150 megavatios y estará ubicado en el departamento Las Colonias. Su conexión al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se realizará a través de una nueva estación transformadora de 132 kV, que se vinculará con la línea de alta tensión San Carlos-María Juana, bajo la jurisdicción de la Empresa Provincial de la Energía (EPE).
La autorización permite a la empresa Industrias Juan F. Secco S.A. operar como agente generador dentro del sistema eléctrico nacional, lo que implica la posibilidad de comercializar energía en el mercado mayorista. Según la resolución, Cammesa confirmó que la compañía cumplió con los requisitos técnicos necesarios para su ingreso, aunque debe finalizar la instalación de equipamientos relacionados con sistemas de comunicaciones y monitoreo operativo.
El proyecto ya cuenta con la aprobación ambiental otorgada por el gobierno de Santa Fe. En mayo de 2026, la Secretaría de Coordinación de Transformación Digital provincial validó el estudio de impacto ambiental. Además, el expediente fue publicado oficialmente en enero sin recibir objeciones.
La resolución establece que, en caso de que la incorporación del parque solar genere sobrecostos o problemas operativos para otros actores del sistema eléctrico, dichos gastos serán responsabilidad de la empresa desarrolladora.
Con 150 MW de potencia instalada, este emprendimiento se posiciona como uno de los desarrollos solares de mayor escala impulsados en Santa Fe. Se suma así al crecimiento de inversiones en energías renovables y a la generación eléctrica limpia en la región, contribuyendo a la transición energética nacional.
Las ventas de combustiblesal público volvieron a caer en abril y profundizaron una tendencia negativa que ya acumula tres meses consecutivos de retroceso interanual en la Argentina. Según datos relevados por la Secretaría de Energía en base a información aportada por las compañías petroleras, durante el cuarto mes del año se comercializaron 1.333.298 metros cúbicos, por debajo de los 1.365.814 registrados en el mismo período de 2025, lo que representó una baja del 2,38%.
La retracción también se observó frente al mes anterior. En comparación con marzo, el volumen total expendido disminuyó un 1,98%, aunque el informe aclaró que abril tuvo un día menos de actividad, ya que marzo contó con 31 jornadas y abril con 30.
El comportamiento del mercado continuó mostrando diferencias según el tipo de combustible. Los productos premium mantuvieron resultados positivos, aunque con un crecimiento más moderado respecto de los meses anteriores. La nafta premium registró un aumento interanual del 0,76%, mientras que el gasoil Grado 3 avanzó 5,85%.
La situación fue diferente en los combustibles tradicionales y de mayor volumen dentro del parque automotor argentino. La nafta súper retrocedió 1,63% frente al mismo mes del año pasado y el diésel Grado 2 sufrió una caída mucho más pronunciada, con una baja del 9,96%.
Crecen los premium mientras cae el consumo tradicional
Desde el sitio especializado Surtidores.com señalaron que “aunque más moderada, la tendencia de crecimiento en el consumo de combustibles Premium continúa creciendo”, mientras que las variedades tradicionales siguen mostrando descensos sostenidos en la demanda.
El informe del medio remarca además que la caída en el consumo de diésel Grado 2 “se repite un nuevo mes, pero con descensos más pronunciados”, consolidando un cambio gradual en la composición del mercado de combustibles.
En el desglose por provincias, Buenos Aires volvió a liderar el ranking nacional con 468.312 metros cúbicos despachados, aunque registró una baja interanual del 1,89%. Córdoba quedó en segundo lugar con 141.750 metros cúbicos y una caída del 5,74%, mientras que Santa Fe ocupó el tercer puesto con 106.571 metros cúbicos y una leve suba del 0,04%.
Entre las jurisdicciones con mejor desempeño aparecieron San Juan, con un crecimiento del 4,12%; Neuquén, con una mejora del 3,08%; y Tucumán, que avanzó 2,88%. En contraste, Corrientes registró la caída más fuerte del país con una baja del 10,01%, seguida por Formosa y Santa Cruz.
La evolución de las ventas también modificó el posicionamiento de las empresas petroleras. YPF fortaleció su liderazgo y se convirtió en la única compañía con resultados positivos durante abril, al alcanzar 746.648 metros cúbicos comercializados y un incremento interanual del 1,79%.
Por último, Shell registró una caída del 8,58% y totalizó 294.978 metros cúbicos vendidos. Axion Energy mostró una retracción del 3,89%, mientras que Puma Energy encabezó las bajas entre las principales firmas del mercado, con un descenso del 10,61% en comparación con abril de 2025.
El subsesecretario de Hidrocarburos de la Nación, Federico Veller, afirmó que el país atraviesa “una transformación profunda” sustentada en la desregulación, la apertura económica y la confianza en la iniciativa privada.
Durante su exposición en la Cumbre de Estaciones de Servicio ante más de 700 referentes de la industria, el funcionario defendió el rumbo impulsado por el Gobierno nacional y remarcó que el objetivo principal de la gestión es abandonar décadas de intervención estatal para construir un escenario más competitivo y atractivo para las inversiones, informó el sitio Surtidores.
Federico Veller y Federico Sturzenegger marcaron la agenda oficial, mientras petroleras, operadores y proveedores aprovecharon el encuentro para debatir inversiones, operación y nuevas oportunidades de negocio.
“Argentina está viviendo una transformación profunda en materia energética. Una transformación que parte de una convicción: el Estado no puede ni debe sustituir al sector privado. Su función es garantizar reglas claras, estabilidad y libertad para invertir”, afirmó Veller.
El funcionario consideró que las políticas aplicadas durante años sobre el mercado de combustibles generaron distorsiones que afectaron la capacidad de crecimiento del sector y limitaron el desarrollo tecnológico.
“Durante décadas, la intervención y el control político de los precios distorsionaron el sistema energético. Hoy estamos corrigiendo eso”, sostuvo.
Según explicó, la administración nacional busca recuperar “la lógica económica que da sustento a la inversión” para fortalecer toda la cadena de valor hidrocarburífera.
En ese marco, destacó el desempeño alcanzado por la balanza energética argentina, que durante 2025 registró un superávit histórico de 8.700 millones de dólares.
“El sector energético en general y el hidrocarburífero en particular se consolidó como uno de los grandes motores de la economía argentina”, señaló.
Además, proyectó que este año el saldo positivo superará los 10.000 millones de dólares, consolidando una fuente clave de estabilidad económica en un escenario internacional marcado por tensiones geopolíticas y volatilidad financiera.
Uno de los puntos centrales de su presentación estuvo relacionado con la decisión oficial de no intervenir sobre el mercado de combustibles frente a los recientes movimientos internacionales del precio del petróleo.
“No pusimos un barril criollo, no intervinimos en el mercado ni obligamos a las empresas a hacer tal o cual cosa. Actuamos así porque estamos convencidos de que el sector privado es el que sabe cómo encontrar el equilibrio”, expresó.
Para Veller, las compañías son quienes poseen el conocimiento técnico y comercial necesario para tomar decisiones eficientes. “Son quienes conocen al mercado y quienes van a tomar las mejores decisiones”, remarcó.
El subsecretario también puso el foco sobre el proceso de simplificación regulatoria que el Gobierno viene impulsando desde el inicio de la gestión. En ese sentido, indicó que durante los últimos dos años y medio se eliminaron numerosas normativas que, según definió, representaban obstáculos burocráticos para la actividad privada.
“Desde la secretaría de energía estamos convencidos que tenemos un sólido ecosistema de Estaciones de Servicio, y consideramos que después de años de una fuerte intervención estatal, es momento de que ustedes sean los nuevos protagonistas de esta etapa. Por eso quitamos un montón de trabas y capas de regulaciones que finalmente complicaban la vida al sector privado, que es quien invierte y genera trabajo”, manifestó.
El panel sectorial marcó una agenda urgente: bajar presión impositiva, revisar tasas viales, ordenar comisiones electrónicas, simplificar trámites y preparar las bocas de expendio para nuevos servicios.
Entre las medidas más relevantes, remarcó la habilitación del autodespacho de combustibles, considerada por el funcionario como “la desregulación más simbólica” dentro del sector. El esquema permite que las Estaciones de Servicio implementen surtidores de autoservicio de manera parcial o total, además de decidir libremente en qué horarios operar bajo esa modalidad.
“Esto significa darle libertad a las Estaciones de Servicio en un contexto de profundo avance tecnológico”, afirmó. Según explicó, el nuevo sistema también permitirá ampliar horarios de atención y reducir costos operativos, especialmente en establecimientos ubicados en zonas donde actualmente existen limitaciones comerciales.
El funcionario defendió además la implementación de Estaciones de Servicio móviles como una alternativa para garantizar abastecimiento en localidades alejadas o con infraestructura deteriorada. “La medida permite que lugares del interior donde muchas estaciones dejaron de operar cuenten con una solución segura, moderna y de rápida instalación”, señaló.
En paralelo, destacó la resolución 277/2025, que eliminó regulaciones vinculadas al almacenamiento aéreo de hidrocarburos. La normativa derogó un régimen vigente desde 2005 y reemplazó antiguos mecanismos administrativos por un sistema basado en estándares internacionales, declaraciones juradas técnicas y controles estatales más ágiles.
“Reemplazamos un viejo sistema de formularios, auditorías innecesarias y controles superpuestos por un esquema transparente y eficiente”, explicó.
Directivos de YPF, Raízen, AXION energy y PUMA Energy señalaron que el futuro del sector exigirá menos dependencia del surtidor y más desarrollo de tiendas, cafetería, tecnología y consumo adicional.
“Lo quitamos para hacerle la vida más fácil a cada uno de ustedes, para que puedan dedicarse a lo importante, que es brindar un servicio de calidad”, argumentó.
Ferrari presentó oficialmente el Ferrari “Luce”, el primer vehículo 100% eléctrico de su historia, y generó una inmediata controversia por su diseño y su ruptura con la identidad clásica de la marca italiana. El lanzamiento se realizó en Roma, en la Vela de Calatrava de la Città dello Sport, luego de tres años de desarrollo y una campaña de adelantos parciales.
El modelo marca el ingreso formal de Ferrari al segmento de autos eléctricos de alta gama. Sin embargo, la discusión quedó rápidamente centrada en su estética: líneas minimalistas, una carrocería muy acristalada y un color celeste que, para parte del público, lo acercan más a los superdeportivos chinos de nueva generación que a los tradicionales deportivos italianos de motor V8 o V12.
El diseño fue desarrollado junto al estudio “LoveFrom”, encabezado por Jony Ive, exresponsable del diseño de los iPhone en Apple. La influencia del diseñador británico aparece en una silueta limpia y futurista, con superficies continuas, ausencia de agresividad visual y una propuesta más cercana al diseño tecnológico que al lenguaje histórico de Ferrari.
Más allá de la polémica estética, el Luce representa uno de los desarrollos técnicos más ambiciosos de la compañía. El vehículo utiliza cuatro motores eléctricos, uno por rueda, que entregan una potencia total de 1.055 caballos y 990 Nm de torque. Con esa configuración, acelera de 0 a 100 km/h en 2,5 segundos y alcanza una velocidad máxima de 310 km/h.
La batería fue integrada en el piso del vehículo y utiliza una arquitectura de 800 voltios. Tiene una capacidad de 122 kWh, está compuesta por 210 celdas distribuidas en 15 módulos y admite cargas ultrarrápidas de hasta 350 kW. Ferrari estima una autonomía cercana a los 530 kilómetros, aunque la homologación definitiva todavía sigue en proceso.
Un auto que rompe con todo el estereotipo Ferrari
El Luce también rompe con la tradición de Ferrari por su formato. Tiene cinco plazas, cuatro puertas y un baúl de 597 litros, convirtiéndose en el primer modelo eléctrico y el segundo vehículo familiar en la historia moderna de la marca. Su estructura alcanza más de cinco metros de largo y supera las dos toneladas de peso.
Para compensar esas dimensiones, Ferrari desarrolló un nuevo chasis que incrementa un 25% la rigidez flexional y un 35% la torsional respecto de modelos anteriores. La batería funciona además como parte estructural del vehículo, una solución utilizada en plataformas eléctricas de última generación para mejorar estabilidad y comportamiento dinámico.
En el apartado técnico aparecen suspensiones activas en las cuatro ruedas, dirección trasera, vectorización de torque y un sistema de frenado regenerativo capaz de recuperar hasta un 50% más de energía respecto de los híbridos previos de la compañía. El sistema “FLOW” distribuye automáticamente el par entre las ruedas para optimizar tracción y eficiencia.
Por fin conocemos el Ferrari Luce y es… controversial. El primer auto 100% eléctrico de la casa de Maranello es como nada que hayamos visto antes. ¿Parece Ferrari? No. ¿Era la intención? Creo que sí.
El interior combina tecnología y lujo con una interfaz basada en cuatro pantallas OLED desarrolladas junto a Samsung Display. El vehículo incluye además un sistema de sonido de 3.000 watts con 21 parlantes y una llave fabricada en Gorilla Glass con pantalla E Ink integrada.
Ferrari también trabajó especialmente el apartado sonoro, uno de los puntos más sensibles para los fanáticos de la marca. En lugar de recrear artificialmente el rugido de combustión, el Luce utiliza sensores y acelerómetros para captar las vibraciones reales de los motores eléctricos y amplificarlas dentro del habitáculo.
La compañía defendió públicamente la decisión de avanzar hacia una nueva identidad estética y tecnológica. John Elkann, presidente de Ferrari, sostuvo durante la presentación que el Luce “no es una respuesta al cambio”, sino una decisión deliberada para liderar la próxima etapa de la industria automotriz.
Pese a las críticas en redes sociales y foros especializados, Ferrari confirmó que toda la producción prevista para 2027 ya fue vendida. El precio base supera los 550.000 euros y puede aumentar considerablemente con las opciones de personalización, una de las características históricas de la marca italiana.
Genneia firmó un acuerdo de financiamiento con el BID Invest, con el objetivo de impulsar la construcción de nuevos parques solares y de sistemas de almacenamiento con baterías, por un primer tramo de USD 185 millones, pero que puede ser ampliable a USD 320 millones, según anunciaron en un comunicado.
Esta inversión le permitirá a Genneia, empresa que cuenta con el 23% del total de la potencia instalada de energías renovables en nuestro país, facilitar la ejecución de 4 Parques Solares: en Cuyo, el PS San Rafael de 180 MW de potencia, y el PS San Juan Sur de 129 MW; mientras que en la provincia de Buenos Aires son el PS Lincoln y el PS Junín, ambos de 20 MW de potencia cada uno. En ese sentido, el préstamo también permitirá que la empresa avance en la instalación de un sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) de 40 MW en el nodo Maschwitz, en la provincia de Buenos Aires, optimizando así la estabilidad de la red frente a los picos de demanda.
Respecto al financiamiento, la compañía energética informó que, en un primer tramo, el acuerdo es por USD 185 millones, en el marco de una estructura ampliable hasta USD 320 millones, que cuenta con plazos de vencimiento de entre 7 y 15 años. “Este acuerdo no sólo consolida el liderazgo de Genneia en la transición energética, sino que se posiciona como un catalizador fundamental para la competitividad industrial y el crecimiento del sector minero en regiones estratégicas”, sostuvo la compañía.
Un aspecto clave de este acuerdo es que el enfoque está puesto en el norte argentino. BID Invest, miembro del grupo Banco Interamericano de Desarrollo especializado en el sector privado de América Latina y el Caribe, brindará asistencia técnica y económica para apoyar estudios de proyectos de transmisión eléctrica vinculados con nuevas inversiones en minerales críticos, como el litio y el cobre.
Esta infraestructura “es esencial para poder desarrollar proyectos mineros en la Puna y la región andina que operen con energía limpia y competitiva, reduciendo la huella de carbono de las exportaciones argentinas y cumpliendo con las crecientes exigencias de sostenibilidad de los mercados globales”, manifestó Genneia en el comunicado.
Los precios internacionales del petróleo registraron una notable tendencia a la baja durante la jornada financiera de este lunes 25 de mayo en los mercados energéticos globales. Los futuros del crudo de referencia estadounidense West Texas Intermediate(WTI)retrocedieron más de un 5 por ciento para cotizar en torno a los 91 dólares por barril de hidrocarburo.
El desplome de los indicadores comerciales se produjo luego de que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, afirmara que un acuerdo político con la República Islámica de Irán se encuentra prácticamente negociado.
Este tratado preliminar contempla de forma prioritaria la reapertura del estrecho de Ormuz, vía marítima por donde transita aproximadamente el 20 por ciento del comercio mundial de crudo.
A pesar del optimismo inicial en los mercados de valores, analistas de firmas financieras internacionales señalaron que los precios de los suministros de energía se mantendrán elevados a largo plazo. Los expertos explicaron que la reactivación total de las operaciones portuarias en el golfo Pérsico tardará varios meses debido a los daños estructurales sufridos durante el conflicto regional.
Especialistas del sector energético calculan que el proceso de normalización de la importante ruta de navegación marítima podría prolongarse por un periodo de entre tres y seis meses de trabajo técnico. Sin embargo, una resolución diplomática inmediata permitiría liberar de golpe cerca de 100 millones de barriles de crudo que permanecen varados en embarcaciones de carga.
El Gobierno nacional junto con autoridades de Santa Cruz dieron un paso importante para la reactivación del complejo hidroeléctrico compuesto por las represas Cóndor Cliff y La Barrancosa, ubicadas sobre el río Santa Cruz. Durante el pasado fin de semana, funcionarios realizaron una visita técnica para evaluar el estado actual de las obras y avanzar en la nueva etapa administrativa del proyecto.
La recorrida incluyó inspecciones en diferentes sectores de la obra, reuniones de trabajo y recorridos por los campamentos, donde se prevé reanudar la actividad en los próximos meses. Desde la provincia destacaron que estas centrales representan una obra estratégica, tanto por su aporte a la matriz energética nacional como por el impacto económico regional que generará.
El ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, subrayó la importancia de que el proyecto impulse la creación de empleo genuino para los santacruceños, enfatizando la aplicación de la Ley 90/10 para la contratación local. Según Álvarez, “el crecimiento de la provincia debe estar acompañado por empleo genuino para los santacruceños”. Además, vinculó la continuidad de las obras con el acuerdo financiero entre Argentina y China, fundamental para sostener el desarrollo de las centrales.
La visita estuvo encabezada por una comitiva nacional integrada por Vicente Heredia, director nacional de Obras Hídricas; Liliana Guerrero, directora nacional de Aprovechamiento Multipropósito; Magali Montedoro, directora de Políticas y Programación; y otros funcionarios y asesores técnicos, junto al diputado nacional Jairo Guzmán. Por Santa Cruz participaron, además de Álvarez, Emilio Rivera, secretario de Recursos Hídricos, y Gastón Farías, secretario de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero.
Uno de los cambios más relevantes en esta nueva etapa es la transferencia de la responsabilidad de las represas desde ENARSA a la Subsecretaría de Recursos Hídricos del Ministerio de Economía. Esta medida, oficializada en abril mediante el Decreto 238/2026, busca centralizar la gestión para lograr una administración más eficiente y un mejor control de los fondos públicos. El decreto también restablece los nombres originales de las obras, Cóndor Cliff y La Barrancosa, eliminando las denominaciones previas que homenajeaban a figuras políticas.
Hasta ahora, ENARSA tenía a su cargo la ejecución del proyecto desde 2017, pero con el traspaso, la Subsecretaría de Recursos Hídricos asumirá todas las facultades y obligaciones, incluyendo el contrato de obra y sus adendas. La Secretaría de Energía coordinará con ENARSA la transferencia ordenada de funciones para garantizar una transición eficiente.
El complejo hidroeléctrico, parte del Programa Nacional de Obras Hidroeléctricas, cuenta con una potencia instalada de 1.740 MW. La licitación fue adjudicada en 2013 a la UTE conformada por Electroingeniería, China Gezhouba Group Company Limited e Hidrocuyo, con un financiamiento principal de más de US$4.700 millones otorgado por bancos chinos en 2014.
Desde su inicio, el proyecto ha atravesado renegociaciones contractuales, cambios de jurisdicción, modificaciones en su denominación y reestructuraciones financieras, además de períodos de paralización parcial y revisiones ambientales que modificaron el cronograma original. La reactivación actual busca superar estos obstáculos para retomar el ritmo de obra y consolidar el aporte energético y económico para la región.
La Corte Suprema de Justicia rechazó una demanda colectiva presentada por la Asociación de Superficiarios de la Patagonia (ASSUPA) contra varias compañías petroleras que operan en la Cuenca Neuquina, entre ellas YPF, Chevron, Pan American Energy, Pluspetrol, Total Austral, Vista Oil & Gas y Pampa Energía. La acción judicial, que se extendió por más de dos décadas, buscaba acreditar un daño ambiental colectivo asociado a la actividad hidrocarburífera en Vaca Muerta.
El tribunal consideró que no se logró demostrar de forma concreta la existencia de contaminación interjurisdiccional ni perjuicios ambientales específicos vinculados a la explotación petrolera en la región. En su fallo, la Corte cuestionó la presentación por su “vaguedad e imprecisión”, señalando que la demanda se basó en hipótesis generales en lugar de evidencias palpables.
Los jueces Horacio Rosatti, Silvina Andalaf Casiello, Rocío Alcalá y Luis Renato Rabbi Baldi Cabanillas indicaron que “la prueba ofrecida por la actora no persigue la corroboración de circunstancias fácticas, sino que pretende una investigación sobre las conjeturas formuladas en la demanda”.
Asimismo, la Corte remarcó que ASSUPA pretendía que las pericias judiciales determinaran posteriormente la ubicación de los focos contaminantes y la responsabilidad de cada empresa, lo que evidenció la imposibilidad de precisar “circunstancias de tiempo, modo y lugar” de los hechos denunciados.
El tribunal recordó que en resoluciones previas había subrayado la necesidad de aportar estudios técnicos o pruebas ambientales que permitieran demostrar una “verosímil afectación” con alcance interjurisdiccional, pero la asociación se limitó a denunciar de manera generalizada la contaminación de suelos, aguas y aire sin identificar casos concretos.
El fallo también destacó que vincular de forma amplia toda la actividad hidrocarburífera con un daño ambiental colectivo “constituye un vano esfuerzo” para probar que la contaminación excedía los límites provinciales. La demanda solicitaba que las petroleras implementaran medidas integrales de recomposición ambiental, crearan un fondo especial para restauración y adoptaran acciones preventivas para evitar nuevos daños en Vaca Muerta.
Finalmente, la Corte concluyó que no existían las condiciones necesarias para avanzar a una nueva etapa procesal, dado que no se pudo identificar un daño ambiental colectivo susceptible de reparación judicial. Por la complejidad jurídica del caso, las costas fueron distribuidas en el orden causado. En el proceso también participaron el Estado nacional y las provincias de Buenos Aires, La Pampa, Mendoza y Neuquén.
En abril de 2026, la provincia de Neuquén alcanzó un nuevo récord en producción de hidrocarburos gracias a Vaca Muerta, con un promedio diario de 628.924 barriles de petróleo. Esto representa el 67% del total producido en Argentina, es decir, dos de cada tres barriles del país provienen de esta región, que además aporta el 58% del gas nacional.
Los números oficiales, basados en datos de la Secretaría de Energía, indican un crecimiento del 3,13% en comparación con marzo de 2026 y un aumento interanual del 36,18% respecto a abril de 2025. En el acumulado de los primeros cuatro meses del año, la suba fue del 32,37%.
Este progreso en la producción también se refleja en las exportaciones energéticas, que sumaron 1.554 millones de dólares en abril, lo que implica un incremento del 85,9% en un año. Según el informe del Indec, la balanza energética fue responsable del 52% del superávit comercial récord registrado en ese mes.
Neuquén volvió a alcanzar un récord histórico en producción de petróleo. En abril de 2026 la provincia registró 628.924 barriles diarios: +3,13% vs marzo +36,18% interanual Además, el 97,10% de la producción petrolera fue no convencional.#Neuquén#VacaMuerta#Energíapic.twitter.com/widd594Tti
— Ministerio de Energía (@EnergiaNqn) May 21, 2026
En Neuquén, la producción no convencional domina el sector hidrocarburífero. En petróleo, los recursos no convencionales alcanzaron 610.664 barriles diarios, equivalente al 97,10% del total provincial. En gas, la cifra fue de 91,65 millones de metros cúbicos diarios, representando el 90,57% de la producción local.
El aumento mensual del petróleo se debió principalmente a mayores volúmenes en las áreas de El Trapial Este, La Angostura Sur I, Bajada del Palo Este, La Amarga Chica y Narambuena. Entre abril de 2025 y 2026, la producción acumulada creció un 34,10%.
Las compañías que lideraron la extracción de petróleo en la provincia fueron YPF con 319,7 mil barriles diarios, seguida por Vista con 79,2 mil barriles, Shell con 33,0 mil barriles y Pan American Energy con 27,0 mil barriles, entre otras.
En cuanto al gas, la producción provincial alcanzó 101,19 millones de metros cúbicos diarios en abril de 2026, mostrando una leve caída del 0,08% respecto a marzo, pero un aumento interanual del 10,91%. En el acumulado anual, el crecimiento fue del 5,94%.
Dentro del gas no convencional, el shale gas aportó 82,75 millones de metros cúbicos diarios, lo que equivale al 81,78% del total provincial, y el tight gas sumó 8,90 millones, con una participación del 8,79%. En términos de producción acumulada por área, Fortín de Piedra lideró con 40.650 millones de metros cúbicos, seguido por Aguada Pichana Este, La Calera y Aguada Pichana Oeste.
El impacto positivo también se reflejó en la balanza comercial del país, que en abril de 2026 registró un superávit récord de 2.711 millones de dólares. Las exportaciones totales alcanzaron 8.914 millones de dólares, un crecimiento del 33,6% interanual, mientras que las importaciones disminuyeron un 4% respecto al mismo mes de 2025.
El Indec señaló que el aumento exportador se debió a “un alza de 20,6% en las cantidades exportadas y de 10,8% en los precios”. Por su parte, la reducción de importaciones se atribuyó a una caída del 7,7% en las cantidades compradas, pese a un incremento del 4,1% en los precios.
El economista Nadin Argañaraz explicó que la balanza energética en abril mostró un resultado favorable de 1.402 millones de dólares, con exportaciones por 1.554 millones e importaciones por 152 millones. Además, destacó que en el primer cuatrimestre del año el saldo comercial mejoró en 1.175 millones de dólares respecto a 2025, impulsado por un aumento de 802 millones en las ventas y una reducción de 372 millones en las compras externas.
Ante la disparada en el consumo de gas por la ola polar, casi 150 empresas ya sufren cortes en el suministro. Las distribuidoras suspendieron el suministro de gas natural a unas 130 fábricas de Córdoba y estaciones de servicio que venden Gas Natural Comprimido (GNC).
Los cortes suceden a mediados de mayo, cuando todavía las temperaturas no son tan bajas en el país. La Unión Industrial de Córdoba (UIC) se quejó de que “la industria no puede producir bajo incertidumbre diaria ni absorber sobrecostos extraordinarios derivados del uso forzado de combustibles alternativos”. Son las que tienen contratos interrumpibles en el Norte del país.
El contrato ya tiene prevista la restricción del servicio en caso de necesidad, y ante el crecimiento de la demanda en los hogares.
La decisión se tomó por la llegada del frío, con temperaturas mínimas de 3 grados en Córdoba, para priorizar el abastecimiento de la demanda “prioritaria” (hogares, escuelas, hospitales y clubes).
En Distribuidora de Gas del Centro ese consumo superaría los 5,7 millones de m3 diarios sobre el fin de esta semana.
Si bien son habituales las restricciones en el abastecimiento de gas para usuarios que tienen contratos interrumpibles -y pagan un menor costo- en invierno.
El Gobierno dejó de lado la planificación energética y entregó al sector privado la decisión de cuánto y a qué precio ejecutar las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir los faltantes de suministro en invierno.
Por eso en mayo solamente llegaron dos cargamentos de gas licuado y en junio vendrán otros 9, con costos que la industria considera excesivos.
El sector fabril pagará 21,50 dólares por millón de BTU por el gas importado y no tendrá ayuda del Estado para hacer frente a ese aumento en los costos.
El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, respondió frente a eso que “el sector privado es mucho más eficiente y está en juego su dinero, y a su dinero lo cuidan”.
Con la voluntad oficial no solo de cuidar la caja sino también de que sean los privados quienes tengan la gestión del sector energético, por segunda vez en 2026 el sistema tiene que atravesar una etapa de cortes de gas. La anterior vez había sido a fines de abril.
Se espera que en junio, con mayor cantidad de gas disponible (un barco de GNL llegará a Escobar cada 3 días) se normalice el sistema, pero dependerá del comportamiento climático.
Los usuarios de gran parte de Ciudad de Buenos Aires se vieron afectados por un apagón masivo producto de una explosión de un transformador que provocó un incendio en la subestación de Parque Centenario de Edesur. Ante esto, más de 100 mil usuarios se quedaron sin luz cerca de las 4 de la mañana y actualmente hay cinco mil.
Los barrios más perjudicados son Caballito, Villa Crespo, Almagro y La Paternal. Según los datos del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), el pico se dio cerca de las 4:35 con más de 110 mil afectados de Edesur y más de 600 con Edenor.
Al menos tres dotaciones de Bomberos Voluntarios se acercaron para controlar el fuego de la subestación ubicada en la intersección de las calles de Ramos Mejía y Machado. La zona se encuentra con fuerte presencia policial por haber sido un incendio de gran magnitud.
SE INCENDIÓ UNA SUBESTACIÓN DE EDESUR Y HUBO CASI 100.000 USUARIOS SIN LUZ
Un incendio de gran magnitud en la subestación de Edesur de Parque Centenario provocó un apagón durante la madrugada del viernes en la Ciudad de Buenos Aires. El episodio se originó tras la explosión de… pic.twitter.com/HKpodg6BDI
Edesur informa que esta mañana se registró un incidente en un transformador de la Subestación Centenario y que por razones de seguridad se cortó el suministro eléctrico en la zona.
“Tras maniobras realizadas por nuestros equipos técnicos, ya se recuperó el servicio para más del 70% de los clientes inicialmente afectados“, informó Edesur. Los Bomberos logaron apagar las llamas y no se registraron heridos. Según el personal del SAME, ninguno de los vecinos requirió atención médica.
Desde las 6:30 se empezó a normalizar el servicio de manera paulatina, pero no dieron detalles exactos de cuándo podría volver el suministro eléctrico en su totalidad.
Las bajas temperaturas que afectan a distintas regiones del país provocaron un aumento significativo en el consumo de gas natural, que se ubicó un 20% por encima del promedio del año anterior. Esta situación generó una fuerte presión sobre el sistema energético nacional, impulsando a las distribuidoras a implementar restricciones en el suministro de gas destinadas a industrias y estaciones de GNC.
La medida, vigente desde comienzos de esta semana y sin fecha definida para su levantamiento, apunta a asegurar el abastecimiento en sectores prioritarios como hogares, escuelas y hospitales. En particular, afecta a aquellas empresas que cuentan con contratos de suministro interrumpible, modalidad que permite suspender el servicio ante emergencias climáticas o incrementos excepcionales de la demanda.
Actualmente, la demanda total de gas ronda los 150 millones de metros cúbicos diarios, de los cuales aproximadamente 70 millones corresponden a usuarios residenciales e instituciones esenciales. Cabe destacar que cerca del 30% del consumo se concentra en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
En la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, la mayoría de las estaciones de servicio mantienen contratos firmes, por lo que se espera que la restricción no afecte de manera significativa a los automovilistas, a diferencia de otras provincias donde el impacto es mayor.
Según datos oficiales de Enargas, la demanda prioritaria escaló a 67 millones de metros cúbicos diarios, marcando un aumento respecto a los 54,3 millones registrados en la misma semana de 2025. Este crecimiento se vincula directamente con una temperatura media actual inferior a la del año pasado.
Para fortalecer la oferta energética, la empresa estatal Enarsa coordinó la llegada de dos barcos con gas natural licuado al buque regasificador ubicado en Escobar y lanzó una licitación para la adquisición de otros nueve cargamentos previstos para el mes siguiente. Sin embargo, la incorporación de estos volúmenes importados generó críticas desde el sector productivo debido al aumento en las tarifas.
La cámara de agroexportadores Ciara-CEC expresó formalmente su descontento ante las autoridades, solicitando explicaciones sobre la diferencia en los precios establecidos por el Estado. En respuesta, el secretario coordinador de Energía, Daniel González, intentó calmar las preocupaciones del sector y afirmó: “Nos vamos a asegurar de que cuando tomemos el invierno completo, el costo total no sea mayor al que hubiéramos tenido con el sector privado”.
Con la llegada del invierno y la previsión de un consumo en ascenso, tanto el Gobierno como el sector energético mantienen un monitoreo constante para garantizar la continuidad del suministro en los hogares y sectores esenciales, priorizando el uso eficiente del gas disponible.
En abril, la balanza energética fue responsable del 52% del saldo positivo en el intercambio comercial, favorecida por un aumento en las exportaciones y una significativa reducción de importaciones, en un contexto de auge sectorial y precios internacionales elevados.
Según el economista Nadin Argañaraz, la balanza energética registró un superávit de USD 1.402 millones durante ese mes, sustentado en exportaciones por USD 1.554 millones e importaciones por solo USD 152 millones.
En el primer cuatrimestre de 2026, el saldo mejoró USD 1.175 millones respecto al mismo periodo del año anterior, producto de un incremento en las ventas externas por USD 802 millones y una reducción en las compras al exterior por USD 372 millones.
El informe detalla que el efecto cantidad aportó USD 1.155 millones adicionales, mientras que el efecto precio sumó USD 20 millones al saldo neto del sector energético durante estos primeros cuatro meses del año.
En detalle, la disminución en el precio de la energía importada permitió un ahorro de USD 84 millones, complementado con un ahorro extra de USD 288 millones debido a la menor cantidad de importaciones. Por otro lado, el efecto precio en las exportaciones generó una pérdida de USD 65 millones, compensada ampliamente por un aporte de USD 867 millones por aumento en la cantidad exportada.
Durante abril, las exportaciones totales de bienes alcanzaron un récord para ese mes con USD 8.914 millones, un aumento interanual del 33,6%. Esto impulsó la balanza comercial a un superávit de USD 2.711 millones, el mayor para un abril, manteniendo un saldo favorable por 29 meses consecutivos, según el informe del Indec sobre Intercambio Comercial Argentino (ICA).
El comercio total, que incluye exportaciones e importaciones, llegó a USD 15.118 millones en abril, lo que representa un incremento del 15,1% respecto al mismo mes de 2025. Las importaciones descendieron un 4%, totalizando USD 6.204 millones.
La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) proyecta que, con un crecimiento sostenido en la producción de crudo y gas, Argentina podría alcanzar exportaciones por USD 41.758 millones hacia 2035.
El presidente de CEPH, Carlos Ormachea, destacó: “Históricamente el aumento de precios internacionales se transformaba en un déficit creciente para la Argentina. Hoy, sin embargo, potencia el superávit de la balanza comercial”.
El estudio de CEPH resalta que Argentina atraviesa una ventana estratégica debido a la evolución de la demanda global. Mientras se espera que la demanda de petróleo crezca hasta mediados de la próxima década y luego descienda gradualmente, el consumo de gas natural prevé incrementos hasta 2050 gracias a la sustitución del carbón en la matriz energética mundial.
“Por primera vez en la historia disponemos de recursos para abastecer la demanda local y, a la vez, conformar una plataforma de exportación a gran escala destinada a abastecer la demanda mundial”, afirma el informe.
En paralelo, las inversiones en el sector continúan en ascenso. Recientemente, YPF solicitó su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar con el proyecto LLL Oil, considerado uno de los mayores planes de exportación petrolera en la historia argentina.
La petrolera estima que la inversión alcanzará USD 25.000 millones en los próximos 15 años, convirtiendo a LLL Oil en la iniciativa más importante presentada bajo el RIGI. Se proyectan 1.152 pozos perforados y un plateau de producción de 240.000 barriles diarios a partir de 2032, con todo el crudo destinado exclusivamente a la exportación a través de VMOS.
Un grave accidente se produjo el miércoles por la tarde en la zona de Chachahuén Sur, a 340 kilómetros al sur de Malargüe, Mendoza, donde explotó un camión cisterna en una base petrolera. La tragedia terminó con la vida de dos trabajadores petroleros.
El siniestro tuvo lugar cerca de las 19:35, cuando el camión cisterna, propiedad de la empresa TSB, sufrió una explosión en medio de la llanura que caracteriza a la llamada Vaca Muerta mendocina, un área clave para la producción hidrocarburífera de la región.
Las víctimas fueron identificadas como Sergio Adrián Sanchuc, de 47 años, quien falleció en el lugar, y Gastón Antonio Andrada, de 40 años, quien fue trasladado de urgencia a un centro asistencial en Rincón de los Sauces, Neuquén, pero murió minutos después debido a la gravedad de sus heridas.
Al llegar al sitio, las fuerzas policiales entrevistaron al supervisor de planta, quien relató haber escuchado una fuerte explosión seguida de la aparición de una nube de gas. Los agentes confirmaron la muerte de uno de los operarios y la gravedad del estado del otro, que finalmente no pudo sobrevivir.
La localidad de Pata Mora, situada en el límite con Neuquén, está estrechamente vinculada con la actividad petrolera y minera. Actualmente, la región atraviesa un proceso de reinversión con el objetivo de convertirse en un gran parque industrial y polo logístico dentro de la Vaca Muerta mendocina.
La investigación sobre las causas de esta explosión y la muerte de los trabajadores está siendo liderada por la Unidad Fiscal de Malargüe, que continúa recabando información para esclarecer los hechos.
Comunicado de la empresa TSB S.A.
“Ante el lamentable hecho ocurrido en el día miércoles, alrededor de las 19:00 horas, en el área de operaciones de Chachahuén Sur, en la zona de Pata Mora, Cía. TSB S.A. expresa su más profunda solidaridad y acompañamiento a las familias afectadas en este difícil momento”.
“Para la compañía, la integridad y seguridad de las personas constituyen una prioridad absoluta. Hemos activado de manera inmediata los protocolos de contingencia, disponiendo un equipo interdisciplinario abocado exclusivamente a brindar la asistencia integral, contención emocional y humana que las familias requieran”.
En este marco, destacaron que se encuentran abocados a la investigación y que se activaron los protocolos internos de asistencia y contención para los familiares.
Con la llegada de las bajas temperaturas y el aumento del consumo de gas en los hogares durante el invierno, miles de usuarios argentinos están buscando confirmar si todavía mantienen activo el subsidio en las tarifas de servicios públicos.
La aplicación Mi Argentina permite verificar en pocos pasos si una persona continúa recibiendo el beneficio tanto para la luz como para el gas.
Para verificar si el beneficio del subsidio al gas continúa vigente, primero es necesario descargar la aplicación Mi Argentina desde App Store o Play Store y generar un usuario con contraseña.
Una vez dentro de la plataforma, el usuario debe ingresar a la sección “Trámites”, donde aparecerán sus datos personales y el estado actual de los subsidios correspondientes a luz y gas.
Si en ambos servicios figura “sí” junto al período vigente, no deberían existir cambios en la facturación relacionada con los subsidios energéticos.
En caso de que el beneficio no aparezca activo, también es posible iniciar el trámite de inscripción o actualización desde la misma plataforma oficial.
Qué requisitos se deben cumplir
Pueden acceder al subsidio los hogares que cumplan determinadas condiciones económicas y patrimoniales.
Entre los principales requisitos aparecen los siguientes:
No superar ingresos por $4.303.391
Tener menos de dos propiedades
Contar con vehículos de más de tres años de antigüedad
Declarar correctamente la composición familiar
Muchas familias pueden modificar su situación económica tras una pérdida de empleo o una reducción de ingresos y quedar habilitadas para recibir asistencia estatal.
Para anotarse o actualizar datos, los usuarios deben completar el formulario oficial, declarar ingresos del hogar y enviar la solicitud bajo carácter de declaración jurada.
También existen canales de atención presencial y telefónica para realizar consultas sobre el estado del subsidio y el proceso de inscripción.
El Gobierno nacional logró avanzar en la Cámara de Diputados con el proyecto que modifica el régimen de Zonas Frías y restringe el acceso al subsidio al gas natural en distintas regiones del país. La iniciativa obtuvo media sanción y ahora deberá ser debatida en el Senado.
La propuesta impulsada por el oficialismo apunta a reducir el alcance del beneficio que desde 2021 alcanzó a millones de hogares incorporados al esquema de descuentos en las tarifas de gas.
El proyecto mantiene la bonificación plena únicamente para la Patagonia, la Puna y el departamento mendocino de Malargüe. En el resto de las zonas incorporadas durante la ampliación de 2021, el subsidio quedaría limitado solo a usuarios considerados vulnerables.
De acuerdo con datos oficiales mencionados durante el debate parlamentario, unos 1,6 millones de hogares podrían perder el beneficio automático en caso de que la reforma avance definitivamente en el Congreso.
La votación terminó con 132 votos afirmativos, 105 negativos y 4 abstenciones. El oficialismo consiguió respaldo de bloques aliados y de gobernadores provinciales tras negociaciones que incluyeron promesas de compensaciones energéticas para provincias del norte argentino.
Qué provincias podrían verse afectadas
La reforma del Gobierno, si se termina aprobando en la cámara de senadores, impactaría sobre municipios y departamentos de 15 provincias que actualmente forman parte del esquema ampliado de Zonas Frías o que sufrirían cambios en el cálculo del subsidio.
Las provincias provincias argentinas alcanzadas por el posible recorte al subsidio del gas son:
Buenos Aires
Córdoba
Santa Fe
Mendoza
San Juan
San Luis
Neuquén
Río Negro
Chubut
Santa Cruz
La Pampa
Tierra del Fuego
Jujuy
Salta
La Rioja
Según el texto debatido en Diputados, en muchas de estas jurisdicciones dejaría de existir el descuento automático y el beneficio quedaría reservado únicamente para hogares con ingresos inferiores a tres Canastas Básicas Totales o incluidos dentro del esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
Además, el subsidio ya no se aplicaría sobre el total de la factura sino únicamente sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), lo que reduciría el impacto del descuento incluso para quienes continúen dentro del régimen.
Durante el debate, legisladores de distintas provincias cuestionaron el alcance de la medida y advirtieron por posibles aumentos en las boletas de gas durante el invierno. Desde la oposición calificaron el proyecto como un “tarifazo” encubierto, mientras que el oficialismo defendió la iniciativa con el argumento de avanzar hacia subsidios “más focalizados”.
En Córdoba, por ejemplo, el gobierno provincial sostuvo que más de 680 mil usuarios podrían perder el beneficio automático. En Santa Fe y Buenos Aires también hubo cuestionamientos por el impacto que tendría la quita del subsidio sobre hogares de ingresos medios.
Según estimaciones mencionadas en informes citados durante el tratamiento legislativo, algunos usuarios residenciales podrían enfrentar aumentos cercanos al 100% en sus facturas de gas si quedan fuera del esquema vigente de Zonas Frías.
La ciudad de Brownsville, en Texas, será el escenario del proyecto energético más importante de las últimas décadas en Estados Unidos, con la construcción de una refinería valorada en USD 300.000 millones. Este megaproyecto es impulsado por America First Refining en conjunto con Reliance Industries Limited, el mayor conglomerado privado de la India.
Esta será la primera refinería de petróleo construida en suelo estadounidense en más de 50 años, un hito que anticipa importantes transformaciones en la cadena de suministro energética y en la posición global de Estados Unidos en el mercado de hidrocarburos.
La planta procesará exclusivamente petróleo ligero de esquisto, principalmente extraído de la Cuenca del Pérmico, con el objetivo de disminuir la dependencia del crudo importado y reforzar la seguridad energética nacional. Las obras están programadas para comenzar en el segundo trimestre de 2026.
La capacidad inicial de la refinería será de 50.000 barriles diarios en 2027, con planes de ampliación que permitirán alcanzar hasta 160.000 barriles por día. Toda la producción será comprada por Reliance Industries durante al menos 20 años, según un contrato que proyecta un volumen de negocio total de USD 300.000 millones en ese lapso.
Este emprendimiento generará un impacto económico significativo en la región, con la creación estimada de más de 10.000 empleos directos e indirectos, además de estimular el desarrollo de infraestructura, servicios logísticos y comercio local. Reliance aportará su experiencia técnica y capacidad logística, basada en su operación en el complejo de Jamnagar, India.
Un aspecto innovador del proyecto es la utilización de energía basada en hidrógeno para los procesos industriales, lo que permitirá fabricar algunos de los combustibles más limpios del país. Este enfoque responde a la creciente presión mundial por reducir la huella de carbono y modernizar la industria energética, alineándose con las tendencias de transición energética global.
La elección de Brownsville se debe a su ubicación estratégica en la costa del Golfo, donde se encuentran ocho de las diez refinerías más grandes de Estados Unidos. Su acceso a aguas profundas facilita la importación de equipamiento de gran tamaño y la exportación eficiente de productos terminados, optimizando los flujos comerciales y fortaleciendo a Texas como un núcleo energético clave.
El acuerdo entre America First Refining y Reliance Industries crea un puente energético entre Estados Unidos e India, con repercusiones comerciales y tecnológicas. Este vínculo asegura la colocación de la producción y la transferencia de mejores prácticas, contribuyendo a fortalecer la competitividad de Texas en un entorno global de transición hacia fuentes más limpias.
De acuerdo con datos de la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos, la capacidad de refinación nacional había permanecido estancada en las últimas cinco décadas, mientras la demanda global de combustibles refinados sigue en aumento. La incorporación de esta refinería representa un avance sin precedentes para la infraestructura energética del país.
El contrato de suministro a largo plazo ofrece previsibilidad en la colocación de combustibles, reduciendo la volatilidad en los mercados internacionales y garantizando ingresos sostenidos para la economía regional. Además, la planta impulsará la producción interna de petróleo de esquisto y abrirá oportunidades para exportar a mercados emergentes.
Con la incorporación de tecnología de punta y un enfoque en sostenibilidad, la refinería se posiciona como una de las más avanzadas en Estados Unidos en términos ambientales, contribuyendo a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y al cumplimiento de compromisos internacionales.
La puesta en marcha de la primera fase está prevista para 2027, consolidando a Brownsville como un centro energético estratégico dentro del país. A mediano y largo plazo, la refinería fortalecerá la seguridad energética nacional y disminuirá la dependencia de importaciones, marcando un nuevo capítulo en la matriz energética estadounidense.
La Agencia Internacional de Energía (AIE) ha emitido una fuerte advertencia sobre la situación del mercado energético global, anticipando un déficit de petróleo sin precedentes para 2026. Este escenario se debe principalmente al conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán, que ha impactado gravemente la oferta y la logística del crudo a nivel mundial.
Uno de los puntos críticos es el estrecho de Ormuz, una vía marítima vital para el transporte energético. Las restricciones al paso de barcos petroleros en esta zona continúan, generando pérdidas millonarias y dejando fuera del mercado aproximadamente 14 millones de barriles diarios. La AIE indica que las pérdidas de suministro de los países del Golfo ya superan los 1.000 millones de barriles.
Inicialmente, la AIE proyectaba un superávit de 410.000 barriles diarios para 2026, pero ahora estima que la oferta global quedará 1,78 millones de barriles diarios por debajo de la demanda durante el próximo año. Esta situación mantendrá al mercado petrolero bajo una fuerte presión al menos hasta finales del tercer trimestre de 2026, incluso si el conflicto llegara a su fin a comienzos de junio.
La agencia prevé que, para el segundo trimestre de 2027, el déficit podría alcanzar los 6 millones de barriles diarios. El escenario base supone una reapertura gradual del tránsito en el estrecho de Ormuz a partir del tercer trimestre de 2026, lo que podría permitir un modesto superávit y cierta recuperación de las reservas globales hacia finales del año.
Mientras tanto, los inventarios mundiales de petróleo continúan disminuyendo. Solo entre marzo y abril, las reservas se redujeron en 246 millones de barriles. La AIE advierte que esta caída puede aumentar la volatilidad de los precios, especialmente durante la temporada de mayor consumo en el hemisferio norte.
Ante esta crisis, los países miembros de la AIE activaron en marzo la mayor liberación coordinada de reservas estratégicas en la historia, contemplando un total de 400 millones de barriles. Hasta el momento, se han liberado cerca de 164 millones de barriles para mitigar la escasez.
La guerra también ha provocado una caída significativa en la producción mundial de petróleo, que la AIE estima en 3,9 millones de barriles diarios para 2026, muy por encima del recorte previo de 1,5 millones que se esperaba antes del conflicto.
Además, la agencia ha reducido la previsión de demanda global de crudo para este año, anticipando una caída de 420.000 barriles diarios, frente a una disminución de apenas 80.000 barriles proyectada antes de la escalada del conflicto. Según la AIE, los altos precios, la desaceleración económica y las medidas de ahorro energético ya están impactando el consumo.
“Los sectores petroquímico y aeronáutico son actualmente los más afectados, pero los precios más altos, un entorno económico más débil y las medidas de ahorro de demanda impactarán cada vez más en el uso de combustibles”, señaló la agencia.
Paralelamente, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) también ha ajustado a la baja su estimación de demanda para 2026, aunque mantiene una perspectiva menos negativa y prevé crecimiento del consumo global durante el año. No obstante, la producción conjunta de la alianza OPEP+, que incluye a Rusia, sigue muy por debajo de los niveles necesarios para equilibrar el mercado.
En abril, el bloque produjo 33,19 millones de barriles diarios, una cifra inferior a la de marzo, afectada por las complicaciones derivadas del conflicto y las restricciones en el estrecho de Ormuz.
El proyecto del gasoducto dedicado Tratayén–San Antonio Oeste representa un paso decisivo para consolidar a la provincia como nodo energético nacional, integrando la producción de Vaca Muerta con la costa atlántica y los mercados internacionales.
La audiencia se desarrollará desde las 9 en el gimnasio municipal “Sebastiana Antenao” y constituye una instancia central para que la comunidad acceda a la información, exprese opiniones y realice aportes antes de la toma de decisiones.
La obra permitirá ampliar la infraestructura existente, garantizar el abastecimiento de gas para desarrollos productivos y exportadores, y generar nuevas oportunidades de inversión, empleo y crecimiento para la región. En particular, acompañará iniciativas vinculadas al GNL en el Golfo San Matías, fortaleciendo el perfil productivo de Río Negro.
En paralelo, el proceso de evaluación ambiental avanza con controles técnicos en territorio, que permiten analizar las condiciones del entorno, anticipar impactos y asegurar el resguardo de los recursos naturales en cada etapa del proyecto.
Con esta obra, el Gobierno de Río Negro impulsa una política energética orientada al desarrollo, con reglas claras, control ambiental y participación pública, apostando a un crecimiento sostenido con beneficios concretos para las y los rionegrinos.
Después de una sesión caliente y un extenso debate, la Cámara de Diputados le dio media sanción a la reforma del régimen de zonas frías con 132 votos a favor, 105 en contra y 4 abstenciones. De esta manera, el Gobierno se anotó un nuevo triunfo legislativo y apuntará a conseguir su aprobación definitiva en el Senado.
El proyecto impulsado por el ministro de Economía, Luis Caputo, busca reducir el alcance territorial del esquema que subsidia parte de las tarifas de gas durante el invierno. Para eso, pretende dejar sin efecto la ampliación aprobada en 2021, que incorporó municipios de la provincia de Buenos Aires, Córdoba y Santa Fe.
Si el Senado aprueba la reforma, el beneficio adicional quedaría restringido a hogares incluidos en el sistema de Subsidios Energéticos Focalizados, destinado a familias cuyos ingresos no superen el equivalente a tres Canastas Básicas Totales.
Queda aprobada la readecuación del Régimen de Zonas Frías con 132 votos afirmativos, 105 negativos y 4 abstenciones. pic.twitter.com/VEfwZPZm6i
La sesión se inició luego de que el oficialismo consiguiera ajustadamente el quórum, lo que le permitió cumplir con el otro objetivo que se había propuesto que era pisar y dejar sin efecto la convocatoria para una hora más tarde que había solicitado la oposición con un temario que giraba en torno a los escándalos judiciales del jefe de Gabinete, Manuel Adorni.
La superposición de dos convocatorias a sesiones para este miércoles, generó un ida y vuelta de deliberaciones reglamentarias que insumió una hora y media de discusiones ociosas que retrasaron el tratamiento de los proyectos de ley.
Superado ese impasse, el primer proyecto que se trató fue la ley Hojarasca, que se aprobó con 138 votos positivos, 96 negativos y nueve abstenciones, y fue girado al Senado donde el Gobierno espera que obtenga la sanción definitiva.
Los cambios a la ley de zona fría
El proyecto de ley de readecuación del régimen de “zona fría” tiene como eje central la reducción del alcance geográfico del esquema de subsidios por consumo de gas, acotando el beneficio a hogares de la Patagonia, Malargüe y la Puna, consideradas de frío extremo.
La idea es retrotraer la política de subsidios a un esquema similar al que regía antes de la ley aprobada por ambas cámaras en el 2021, a instancias de un proyecto presentado por Máximo Kirchner que establecía rebajas de entre el 30 y el 50% en buena parte de las provincias del país.
Los objetivos que persigue la iniciativa, de acuerdo a la letra del proyecto, son “la reducción del déficit fiscal, la normalización financiera del sistema energético y ordenamiento de las cuentas públicas”.
Con el nuevo régimen de zona fría del Gobierno, según especificó la semana pasada la secretaria de Energía, Carmen Tettamanti,perderán el subsidio 1.600.000 usuarios, mientras que lo conservarán 1.800.000 de usuarios inscriptos en el programa de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), quienes tendrán un “descuento superior al 75%” sobre el consumo de gas en los meses de invierno.
La política seguirá vigente para hogares socioeconómicamente vulnerables (con ingresos de hasta tres canastas básicas por familia tipo, actualmente 4.3 millones de pesos), hogares con al menos un integrante con Certificado Único por Discapacidad (CUD), titulares de Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur y beneficiarios del Registro Nacional de Barrios Populares.
A partir de los cambios en el régimen de zona fría, se subsidiará el metro cúbico de consumo de gas natural y no la totalidad de la factura -que incluye el cargo fijo-, como sucede hasta ahora.
A su vez, el proyecto crea un mecanismo para condonar las deudas de distribuidoras eléctricas con CAMMESA, acumuladas durante los períodos de emergencia tarifaria
El Gobernador Gustavo Melella estableció el nuevo esquema de subsidio de gas envasado (GLP) para la provincia, luego de un proceso de escucha activa a vecinos y vecinas beneficiarios. “Escuchamos, modificamos la propuesta y vamos para adelante. No retrocedemos cuando lo que hay que modificar es algo injusto”, afirmó.
Melella puso el foco en la equidad y en la protección de las familias con menos recursos. “No podemos mantener el subsidio para las estancias o barrios privados. El beneficio no puede ser el mismo para los desarrolladores que no garantizaron la infraestructura básica que para las familias que no tienen recursos”, ejemplificó.
La medida se concretó luego que el Ejecutivo Provincial vetará, mediante decreto N°884/26, el proyecto de ley sancionado por la Legislatura que pretendía suspender el régimen de subsidio de GLP, en el cual se trabajó en un análisis pormenorizado de la situación social y económica de los beneficiarios, así como asegurar la continuidad y permanencia en el tiempo para quienes realmente lo necesitan. Es por ello que, posteriormente, se decidieron implementar nuevas medidas en el régimen del subsidio de GLP.
Ante esto, el gobernador salió al cruce de las críticas que generó la medida e incluso mencionó que “establecimos que pueden acceder quienes tienen ingresos menores a 17 salarios mínimos. Con lo que garantizamos que ninguna familia, que lo necesite, se quede sin el subsidio”.
El nuevo régimen establece que las familias en situación de extrema necesidad podrán solicitar un adicional de 50 kilogramos sobre los 400 kilogramos ya otorgados, previo informe social que lo respalde.
En paralelo, se promueve la conexión domiciliaria a la red de gas natural, dirigido a quienes teniendo el caño frente a su casa aún no se han conectado.
Una de las posibilidades es, acceder a un crédito del BTF a tasa subsidiada de hasta 8 millones de pesos, con un período de gracia de 6 meses para comenzar a devolver el préstamo. Además, el Gobierno paga el consumo hasta $101.000 por mes, durante un año.
Además, el Ejecutivo promoverá la inversión en infraestructura sobre conexiones domiciliarias mediante iniciativa privada, en coordinación con el BTF, para adaptarse a las diversas realidades de las familias.
El Gobernador reflexionó sobre la importancia que todos los actores se involucren y garanticen los servicios en nuevos desarrollos urbanos; por eso anunció que “los urbanizadores deberán cumplir con la ley y garantizar la infraestructura básica de gas en nuevos loteos y emprendimientos habitacionales. “No pueden vender y trasladar el problema a los gobiernos. Deben cumplir antes”, sentenció.
Aquellos desarrollos que no cuenten con red de gas natural no podrán incorporar nuevos beneficiarios al subsidio provincial de GLP. “Vamos a incentivar que te conectes a la red de gas natural, pero también vamos a ser exigentes con quienes pretenden seguir eludiendo sus obligaciones”, concluyó Melella.
El Gobierno de Río Negro realizó en Choele Choel un nuevo encuentro de desarrollo de proveedores vinculado al proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), con participación de autoridades, cámaras empresarias y referentes institucionales del Valle Medio, para acercar información clave sobre los avances de la iniciativa y las oportunidades que puede abrir para el entramado productivo regional.
La actividad se llevó a cabo la semana pasada en el Aula Magna del Centro de Especialización en Asuntos Económicos Regionales (CEAER) de Choele Choel. Fue organizada como una nueva instancia de articulación entre el sector público, el proyecto VMOS y actores locales interesados en conocer con más detalle el proceso de crecimiento que impulsa la nueva etapa energética de Río Negro. La convocatoria estuvo encabezada por CEAER, VMOS y la Secretaría de Energía y Ambiente provincial.
Durante el encuentro se desarrolló una agenda centrada en la presentación de los proyectos energéticos en la provincia, los avances del proyecto VMOS y el alcance de las obras vinculadas a las Estaciones de Bombeo 1 y 2. La jornada incluyó además un espacio de intercambio entre los participantes.
La propuesta se inscribe en las políticas públicas que lleva adelante el Gobierno de Río Negro para fortalecer la participación de los distintos actores rionegrinos, en los grandes proyectos energéticos y ampliar las oportunidades tanto para trabajadores, como proveedores locales en las distintas regiones de la provincia. En este caso, el foco estuvo puesto en el Valle Medio, una zona con potencial para integrarse a esta nueva dinámica productiva a partir de su capacidad empresarial, comercial y de servicios.
El encuentro permitió compartir información técnica y estratégica sobre un proyecto clave para la provincia, al tiempo que generó un espacio concreto para vincular a actores locales con las nuevas demandas que puede generar el desarrollo energético. La participación de representantes de distintas localidades y sectores reflejó el interés que existe en la región por acompañar este proceso y prepararse para los desafíos que vienen.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén, a través del Ministerio de Energía, aprobó dos adendas a los contratos de Unión Transitoria (UT) celebrados entre Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP) y Pan American Energy SL Sucursal Argentina (PAE) para las áreas Coirón Amargo Sur Este (CASE) y Aguada Cánepa, mediante las cuales se incorporó Continental Resources Argentina Sociedad Anónima Unipersonal (Continental) a ambos proyectos. La operación se concretó a partir de la cesión del 18% de participación de PAE en cada contrato.
De esta manera, la composición de participación en los Contratos UT de Coirón Amargo Sur Este y Aguada Cánepa quedó conformada por un 10% para GyP, un 72% para PAE y un 18% para Continental. En ambas áreas, GyP continúa como titular de la concesión y Pan American Energy mantiene la operación.
Por otra parte, también se autorizó la cesión del 20% de participación de PAE a favor de Continental en la CENCH Bandurria Centro, área cuya titularidad corresponde a Pan American Energy. A partir de esta autorización, la composición quedó integrada por un 80% para PAE y un 20% para Continental, mientras que la compañía (PAE ) continuará como operadora del área.
Las medidas se realizaron en el marco de la Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 y la Ley Provincial 2453, y contaron con las intervenciones técnicas, ambientales, legales y económicas de las áreas competentes de la Provincia, que no formularon objeciones para la continuidad de los trámites.
Las decisiones adoptadas se enmarcan en la política provincial de promoción y consolidación de la actividad hidrocarburífera no convencional, garantizando continuidad operativa, previsibilidad contractual y nuevas inversiones en áreas estratégicas de la formación Vaca Muerta.
Sobre Continental Resources
Continental Resources Argentina S.A.U. es controlada por la estadounidense Continental Resources, Inc., empresa con más de 60 años de trayectoria en el sector hidrocarburífero y experiencia en el desarrollo de reservorios no convencionales.
La compañía cuenta con experiencia en perforación horizontal y en el desarrollo de técnicas de pozos múltiples desde una misma locación.
Estos nuevos ingresos en áreas hidrocarburíferas se suman a lo anunciado por el Gobierno de la Provincia del Neuquén, el 30 de diciembre de 2025, cuando se aprobó la Adenda II al Contrato de Unión Transitoria (UT) del área Los Toldos II Oeste, suscripta entre Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. y Continental Resources Argentina S.A.U.
A partir de esa modificación contractual, Continental asumió la totalidad de los derechos y obligaciones correspondientes al porcentaje de participación cedido por Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L., incorporándose a la UT con una participación del 90% y siendo designada como empresa operadora del área, mientras GyP conservó el 10% restante.
El Sindicato de Petroleros Privados de Chubut está diseñando mecanismos para asegurar los derechos laborales en el contexto de la reorganización empresarial que afecta a la Cuenca del Golfo San Jorge. Esta reestructuración incluye traspasos de áreas, cambios de contratistas y nuevos esquemas de inversión previstos para los próximos años, todo en un marco de reforma laboral impulsada por el oficialismo libertario y sus aliados.
Durante un plenario de Comisión Directiva realizado el lunes en la sede sindical de Km. 5, el secretario general Jorge Ávila lideró la discusión sobre estos temas, además de revisar planes de inversión, conflictos en empresas de servicios y la continuidad de retiros voluntarios con reconocimiento del 120% para trabajadores con antigüedad.
El secretario adjunto, Carlos Gómez, resumió que el sindicato buscará incluir cláusulas específicas en las actas de transferencia de personal para “blindar” derechos adquiridos frente a posibles modificaciones derivadas de la reforma laboral nacional. En sus palabras, la intención es “preservar criterios históricos vinculados al cálculo indemnizatorio y la continuidad de condiciones laborales en los procesos de transición entre operadoras y empresas de servicios”.
El esquema de retiros voluntarios con un reconocimiento del 120% sigue vigente, reflejando que el sector atraviesa un proceso de reorganización y reducción de puestos de trabajo.
El reordenamiento también afecta a empresas de servicios en la Cuenca. Se destacó el caso de San Fran, donde 86 empleados con un promedio de 20 años de antigüedad aún no tienen definiciones sobre la continuidad contractual de la firma. Asimismo, el sindicato intervino en reclamos por demoras salariales en Burgwardt y mantiene negociaciones con Geopatagonia para asegurar el pago regular de salarios.
Además, Ávila se encuentra en Buenos Aires en reuniones con directivos de Petrosar para garantizar la continuidad laboral de aproximadamente 120 choferes vinculados a esa empresa.
En cuanto a inversiones, Pan American Energy planea destinar cerca de 650 millones de dólares en 2026 para proyectos de recuperación terciaria en Cerro Dragón. El cronograma contempla la incorporación de tres plantas en junio de 2026, diez más en 2027 y hasta 31 instalaciones hacia 2031, según detalló Gómez.
Respecto a la salida de PECOM como empresa de servicios en Cerro Dragón, se confirmó que 254 trabajadores serán transferidos a Manpetrol bajo el artículo 229 de la Ley de Contrato de Trabajo, lo que permite mantener antigüedad, categoría y continuidad sin indemnización. Por otro lado, PECOM desembarcará como operadora en Manantiales Behr con una primera etapa de inversiones de 110 millones de dólares en los primeros 180 días, incluyendo la incorporación de un equipo perforador, dos workover y cuatro pulling.
El sindicato también reclama la reincorporación de trabajadores desvinculados del sector de perforación de AESA y el traslado de equipos hacia Chubut. Además, destacó el programa de inversiones de CAPSA-CAPEX, con desembolsos previstos por 121 millones de dólares y la perforación de 31 pozos durante el año, junto con la evaluación de incentivos provinciales para ampliar su actividad.
Finalmente, el próximo viernes 22, Jorge Ávila asumirá formalmente su cuarto mandato al frente del sindicato petrolero. El acto contará con la presencia de dirigentes nacionales de la CGT y referentes políticos, incluidos diputados vinculados al PRO, en un gesto que el gremio interpreta como una señal de peso político. Cabe recordar que semanas atrás el sindicato se pronunció a favor de la reelección de Ignacio Torres en Chubut.
El presidente de YPF, Horacio Marín, anunció que apunta a que desde 2028 se distribuyan dividendos a los accionistas, incluido al Estado como socio principal de la compañía debido a que tiene el 51% del paquete accionario. Además, celebró la inversión vinculada al nuevo Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por u$s25 mil millones para el proyecto LLL Oil, por lo que se convertirá en una de las iniciativas más ambiciosas de la historia en torno a la exportación de petróleo.
En diálogo con Infobae en Vivo, Marín confirmó que la compañía buscará distribuir dividendos, en línea con un pedido del mandatario Javier Milei. “A partir del 2028 nuestro objetivo es tratar de empezar a dar dividendos y que el Estado vaya a cobrar dividendos de YPF. Lo que el presidente Milei me pidió es que genere valor para los accionistas, que somos todos”, expresó.
En tanto, se refirió a la inversión anunciada por la empresa petrolera en el marco del RIGI y remarcó el nivel de actividad: “Era parte de nuestro programa de desarrollo total de Vaca Muerta. Este año vamos a estar en más de 250.000 barriles propios. El año que viene va a ser muy alta la producción y vamos a seguir creciendo hasta llegar a 600.000 o 700.000 barriles. Estamos hablando de u$s7.000 millones anuales que se van a generar en divisas”.
También destacó los envíos al exterior vinculados a LLL Oil, ya que YPF calcula que las exportaciones representarán u$s6.000 millones al año para 2032: “En estas áreas pasamos de 2.000 a 55.000 barriles en 18 meses. Con todo el desarrollo que vamos a hacer, la idea es llevarlo a 240.000 y generar exportaciones por u$s100.000 millones”.
En este marco, Marín expuso que en junio la empresa pedirá adherir el LNG en el RIGI: “Todo este desarrollo va a generar muchos puestos de trabajo. Hay muchas obras y mucho trabajo de metalmecánica, no es solamente en Neuquén. Cuando aprendés a trabajar a lago plazo, no importa lo que pasa hoy, mañana o pasado. Es ruido. Lo que hay que ver es cuán sólido es el proyecto y qué sólida es la legislación. Sin RIGI, todas estás cosas no hubieran podido hacerse, porque da seguridad jurídica y cambiaria. Por eso vienen los inversores extranjeros y también porque hay un gobierno que es business friendly“.
Inversión de US$25.000 para Vaca Muerta
El Gobierno nacional, a través del presidente de YPF,Horacio Marín, anunció el viernes una inversión vinculada al nuevo Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por u$s25 mil millones para el proyecto LLL Oil y se convertirá en uno de los más ambiciosos de la historia en torno a la exportación de petróleo, para los que prevén un ingreso de u$s100 mil millones.
El CEO de la empresa estatal compartió un comunicado, en su cuenta de X, en el que muestra el mapa de la zona donde se realizará la importante inversión y aseguró que el proyecto servirá para “acelerar el desarrollo de Vaca Muerta”. Según informó Infobae, el potencial productivo de las zonas contiguas a la reserva de hidrocarburos se potenciará y lograrán una eficiencia que permitirá competitividad a niveles internacionales.
“Se trata del programa de exportación de petróleo más importante de la Argentina y el mayor presentado bajo el RIGI”, mencionó Marín, quien dejó un mensaje en el que augura que el proyecto dará rédito a futuro. “Pero esto es mucho más que una inversión. Es el inicio de una nueva etapa. Todo lo que hicimos hasta ahora no tiene comparación con lo que viene en los próximos dos años”, subrayó.
En ese sentido, las previsiones estiman que realice la perforación de 1.152 pozos, con la intención de llegar a una producción de 240.000 barriles de petróleo por día a partir del año 2032. “Lo vamos a lograr con pasión, con la milla extra y con ejecución de excelencia. Estamos construyendo una compañía y una industria de clase mundial”, concluyó Marín.
Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) aprobó una modificación de su estatuto social para incorporar formalmente la prestación y comercialización de servicios nucleares como una nueva unidad de negocios enfocada en la exportación de servicios especializados y asistencia técnica.
La decisión fue aprobada en asamblea el pasado 13 de mayo y apunta a consolidar la presencia internacional de la empresa, además de ampliar el alcance de las capacidades desarrolladas por la industria nuclear argentina durante más de siete décadas.
La nueva unidad estará orientada a la exportación de servicios de ingeniería, mantenimiento, capacitación y provisión de soluciones para centrales nucleares de distintos países, aprovechando la experiencia acumulada por NASA en la operación de Atucha I, Atucha II y Embalse.
Según informó la compañía en un comunicado, profesionales y equipos técnicos de Nucleoeléctrica participaron en proyectos y servicios para instalaciones nucleares de Canadá, Brasil, China, Corea del Sur y España.
La empresa también desarrolló y patentó soluciones tecnológicas para centrales del tipo CANDU, que actualmente son exportadas y comercializadas en el mercado nuclear internacional.
El presidente de Nucleoeléctrica, Juan Martín Campos, afirmó que la medida “marca el inicio de una nueva etapa” para la compañía y destacó que “el mundo vuelve a mirar a la energía nuclear como una solución estratégica y sustentable”.
“Este nuevo esquema nos permite proyectar a NASA como una empresa competitiva internacionalmente y convertir el talento argentino en una plataforma de desarrollo y generación de valor”, sostuvo Campos.
El directivo señaló además que el contexto internacional presenta “una oportunidad histórica” para el país y remarcó que Nucleoeléctrica busca posicionar a la Argentina como proveedor de servicios nucleares de alta especialización.
La creación de esta unidad de negocios forma parte de la estrategia de modernización y expansión de la compañía, orientada a diversificar capacidades productivas, fortalecer su sustentabilidad y ampliar su participación en mercados internacionales vinculados a la energía nuclear y los servicios tecnológicos de alta complejidad.
El gobernador de Córdoba, Martín Llaryora, rechazó la quita de subsidios al gas en su provincia, luego de haberse reunido con intendentes y jefes comunales: “El proyecto nacional que modifica la Zona Fría pone en riesgo a más de la mitad de la población provincial”, advirtió.
Desde sus redes sociales, explicó que esta decisión afectaría a “688 mil hogares y a más de 2,2 millones de vecinos“, al mismo tiempo en que aseguró que su modificación “podría implicar aumentos” en el costo del gas “de entre el 42% y el 100%“, sobre todo en los meses de invierno.
“Defendemos a Córdoba y a cada familia que necesita este acompañamiento para atravesar el invierno. El Régimen de Zona Fría no es un privilegio, sino una herramienta de justicia territorial y equidad tarifaria. Su eliminación afectaría directamente a familias trabajadoras, jubilados, sectores medios, hogares vulnerables, comercios, emprendedores del turismo, instituciones y comunidades locales”, indicó Llaryora.
Rechazamos la quita de subsidios al gas en #Córdoba.
Luego de la reunión intendentes y jefes comunales de 13 departamentos de la Unidad de Trabajo Provincia–Municipios y Comunas, advertimos que el proyecto nacional que modifica la Zona Fría pone en riesgo a unos 688 mil hogares… pic.twitter.com/THsz220Ihu
Para finalizar, les solicitó tanto a los diputados como a los senadores nacionales que representan la provincia de Córdoba que “rechacen esta iniciativa y protejan a los vecinos” de todo el territorio provincial.
“Sostenemos nuestro compromiso con la defensa del federalismo, la equidad territorial y el acompañamiento a las familias cordobesas frente a medidas que impactan directamente en la economía de nuestra gente”, concluyó.
Como lo anunció el Gobernador Alfredo Cornejo durante su discurso de apertura de sesiones ordinarias, el Gobierno de Mendoza avanza en una etapa central para el futuro energético de la provincia con el próximo lanzamiento de la licitación del complejo hidroeléctrico Los Nihuiles, ubicado sobre el río Atuel, en San Rafael. Como estaba estipulado, el proceso será impulsado a través de Hidroelectricidad Mendocina, empresa creada a partir de la manda legal otorgada por la Legislatura provincial a Energía Mendoza Sociedad Anónima (Emesa) para llevar adelante la nueva concesión del sistema.
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, explicó que la empresa ya presentó la documentación necesaria para avanzar con el proceso administrativo y legal previo al llamado oficial.
“La empresa Hidroelectricidad Mendocina, creada en función de la manda legal que la Legislatura le otorgó a Emesa para licitar el complejo Los Nihuiles, ha hecho entrega de los pliegos técnicos y legales para poder avanzar en este proceso licitatorio. En los próximos días, luego de la intervención tanto de Asesoría como de Fiscalía de Estado, el Gobierno de la Provincia estará lanzando la licitación a partir de un decreto de apertura del proceso licitatorio”, sostuvo la ministra.
La nueva licitación se desarrollará luego del vencimiento de la concesión original, que fue prorrogada transitoriamente para garantizar una transición ordenada mientras se define el nuevo esquema operativo y de inversiones. El objetivo de la Provincia es avanzar hacia un proyecto “superador”, que no se limite únicamente a reparar infraestructura existente sino que incorpore tecnología actual, mejoras de eficiencia y posibilidades de expansión futura de generación.
Latorre señaló que la intención del Gobierno es impulsar una modernización integral del sistema hidroeléctrico, con una concesión de largo plazo que permita recuperar capacidad operativa, mejorar el rendimiento energético y aumentar las regalías provinciales.
Uno de los complejos más importantes de Argentina
El complejo Los Nihuiles posee una capacidad instalada cercana a 290 MW, equivalente aproximadamente al 0,7 % de la capacidad instalada total de Argentina. El sistema está integrado por tres represas, cuatro centrales hidroeléctricas y un dique compensador distribuidos a lo largo de cerca de 40 kilómetros del Cañón del Atuel, con un desnivel aproximado de 460 metros.
El aprovechamiento Nihuil I está conformado por el embalse El Nihuil, inaugurado en 1947, y la central hidroeléctrica “Ing. Juan Eugenio Maggi”, con una potencia de 75 MW.
El sistema Nihuil II incluye la presa Aisol, construida en 1969, y una central de 131,2 MW. Nihuil III está compuesto por la presa Tierras Blancas y una central de 52 MW. El complejo se completa con el embalse Valle Grande y la central Nihuil IV, de 30 MW, incorporada al sistema en 1997. Entre 1990 y 2017, el complejo registró una generación promedio anual de 838 GWh, con máximos históricos de 1.250 GWh.
El proceso licitatorio también contempla la fusión plena de Nihuil IV al esquema general del complejo para unificar la operación de todas las centrales bajo un mismo modelo de gestión.
Con esta nueva etapa, Mendoza busca consolidar un modelo energético más eficiente, moderno y sustentable, fortaleciendo la generación hidroeléctrica como uno de los pilares de la matriz energética provincial y garantizando mayor previsibilidad para futuras inversiones en infraestructura energética.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las instalaciones de Santa Fe BIO, la sociedad conformada entre YPF y Essential Energy, donde avanza la instalación de un nuevo complejo de vanguardia para la producción de biocombustibles de última generación orientados a aviación (SAF- Sustainable Aviation Fuel) y al transporte (HVO) con destino al mercado local como al internacional.
Con una inversión estimada cercana a los 400 millones de dólares el proyecto pone en valor a la ex Refinería de San Lorenzo. Además, permite desarrollar nuevas cadenas de valor agroindustriales, generar nuevos empleos especializados, la integración con mercados internacionales de combustibles sostenibles y el desarrollo tecnológico y de capacidades industriales locales.
La primera fase del proyecto, actualmente en ejecución, contempla la instalación de una planta de pretratamiento de materias primas con una capacidad máxima de 250,000 tons/año, la adecuación de tanques y sistemas logísticos, así como de los servicios auxiliares requeridos para el proceso.
La segunda fase corresponde a la instalación de la biorrefinería, la cual producirá el nuevo combustible con una capacidad de procesamiento de 170.000 toneladas año. La puesta en marcha está prevista para finales de 2029.
Santa Fe Bio habilita la transformación estratégica de San Lorenzo para reconvertida de una refinería tradicional a un hub de producción de energía sustentable, consolidándose como una de las iniciativas más relevantes en Latinoamérica para la producción de biocombustibles avanzados.
La canasta de servicios públicos para un hogar promedio sin subsidios del AMBA subió en mayo un 50% a nivel interanual y alcanzó los $249.834. El dato se desprende del estudio elaborado por el Instituto Interdisciplinario de Economía Política de la UBA y el Conicet, donde detalló que el gas (+53%) fue el que impulsó la suba, seguido por energía eléctrica (37,8%), agua (5,9%) y transporte (3%).
Por su parte, el incremento con respecto al mes previo fue del 17,5%. Todos los ajustes fueron generalizados y se deben tanto a un mayor consumo estacional como a la actualización de tarifas. Además, en todos los casos, el incremento estuvo arriba del 2,6% de inflación en abril informada por el INDEC.
Según explica el informe de IIEP, las subas “responden a la combinación de incrementos tarifarios en todos los servicios y la mayor demanda energética estacional de cara al invierno. El componente más relevante es el gas, cuya factura casi se duplica respecto de abril por el efecto conjunto de la suba tarifaria y el salto en el consumo típico de esta época del año”.
A nivel interanual, el incremento más fuerte estuvo en la factura de transporte, con un incremento del 75%, por encima del IPC estimado. Por otra parte, el gasto en agua, energía eléctrica y gas natural presentó un alza de 21%, 43% y 37% respectivamente.
Canasta de servicios públicos: el detalle de las subas
Agua: confluyen tres factores: ajuste tarifario, un día más de consumo (mayo tiene 31 días) y el nuevo tope de incremento mensual del 3% vigente desde mayo (era 4% entre enero y abril). El gasto en el servicio aumentó 5,9% respecto de abril.
Gas: en mayo el cargo fijo sube 4% y el variable 3,3%. A esto se suma el efecto de la estacionalidad en el consumo, que se duplica entre abril y mayo al dejar atrás el periodo de menor demanda del año. La combinación de ambos factores arroja un aumento de la factura del 53,3.
Energía eléctrica: el mayor consumo de cara al invierno se combina con aumentos tarifarios del 4,1% en el cargo fijo y 8,7% en el variable para usuarios sin subsidio. El resultado es un incremento del gasto del 37,8% respecto de abril.
Colectivos: las líneas de la Ciudad aumentan 5,4% (IPC de marzo 3,4% más 2% por regla indexatoria). Las líneas interjurisdiccionales, que habían subido 7,7% en abril, se mantuvieron sin cambios. El gasto total en transporte sube 3% respecto del mes anterior.
Mendoza actualizó su Inventario de Gases de Efecto Invernadero (GEI) e incorporó herramientas de datos abiertos y tableros de consulta pública para fortalecer el acceso a la información climática y la toma de decisiones basadas en evidencia. La iniciativa se enmarca en el proceso de transición hacia una matriz energética con mayor participación de energías renovables y el desarrollo de sectores estratégicos vinculados a la transición energética, como la minería de minerales críticos, con una meta de largo plazo orientada a la carbononeutralidad (net zero).
Este trabajo permite conocer cómo evolucionaron las emisiones desde 2018 y proyectar escenarios futuros, acompañando el proceso de reducción progresiva.
El nuevo inventario no solo actualiza los datos, sino que mejora significativamente su calidad. Esto fue posible gracias al Registro Provincial de Gases de Efecto Invernadero, una herramienta impulsada por el Gobierno de Mendoza y presentada en enero, en la que 37 empresas —entre grandes industrias y pymes— aportaron información específica sobre sus emisiones, permitiendo construir un inventario basado en datos reales.
“Este inventario marca un paso muy importante porque no solo actualiza información, sino que mejora sustancialmente la calidad de los datos con los que trabajamos. Incorporar el aporte del sector productivo a través del registro provincial nos permite tener una mirada más precisa y construir políticas públicas de mitigación y adaptación mucho más efectivas, basadas en evidencia”, destacó Carla Ortega, coordinadora de Sostenibilidad del Ministerio de Energía y Ambiente.
A su vez, los resultados del inventario han sido trasladados a un sistema de visualización gráfica que permite explorar de manera sencilla y dinámica los principales datos.
Este desarrollo fue realizado por los equipos de la Coordinación de Sostenibilidad y de la Dirección de Planificación, dependiente de la Subsecretaría de Infraestructura y Desarrollo Territorial, y se obtuvo como resultado un tablero de visualización de datos público que es parte de Mendoza Inteligencia Territorial, al que se puede acceder desde este enlace.
Matías Dalla Torre, director de Planificación de la Subsecretaría de Infraestructura y Desarrollo Territorial, señaló que “uno de los desafíos centrales fue transformar una gran cantidad de datos técnicos en herramientas accesibles. El desarrollo del dashboard permite que cualquier persona pueda explorar, entender y utilizar esta información, fortaleciendo la transparencia y el uso estratégico de los datos para la toma de decisiones”.
En paralelo, la Provincia incorporó un resumen ejecutivo del inventario, elaborado por la Coordinación de Sostenibilidad a partir del documento del Área de Sostenibilidad e Ingeniería de Residuos (CEIRS) de la Universidad Nacional de Cuyo, con el objetivo de facilitar la comprensión de los resultados y acercar la información a distintos públicos.
El inventario forma parte del Plan Provincial de Respuesta al Cambio Climático, que la Provincia está elaborando, y constituye un insumo clave para su desarrollo. Este plan se estructura en un diagnóstico de mitigación —basado en el presente inventario—, un diagnóstico de adaptación y un conjunto de medidas concretas que guían la política climática para los próximos años.
Datos abiertos
En línea con los principios de transparencia y acceso a la información, la Provincia de Mendoza impulsa una política de datos abiertos, poniendo a disposición de la ciudadanía la información climática generada.
Todos los datos del Inventario de Gases de Efecto Invernadero, sus visualizaciones, el dashboard interactivo y los materiales asociados pueden consultarse de manera pública en la página oficial de la Coordinación de Sostenibilidad: https://informacionoficial.mendoza.gob.ar/energiayambiente/1370-2/
Esta iniciativa busca no solo garantizar el acceso a la información, sino también promover la participación, el control ciudadano y la toma de decisiones basadas en evidencia, fortaleciendo así una gobernanza climática más abierta, colaborativa y efectiva.
Resultados del Inventario
El Inventario de Gases de Efecto Invernadero permite identificar y cuantificar las emisiones generadas en la provincia según tipo de gas, alcance y su distribución en distintos sectores y subsectores de Mendoza. En términos generales, y según los resultados que arrojó el estudio, las emisiones están compuestas principalmente por dióxido de carbono (CO₂) y metano (CH₄), que en conjunto representan la mayor proporción del total relevado.
A la vez, el análisis sectorial muestra la participación de diferentes actividades, entre ellas la energía, el transporte, los procesos industriales y el uso de productos, así como otras fuentes vinculadas a la agricultura, silvicultura y otros usos del suelo. Este enfoque permite comprender de manera integral cómo se distribuyen las emisiones y cuáles son las características propias de cada sector.
El inventario también incorpora información técnica provista por organizaciones a través del Registro Provincial de Gases de Efecto Invernadero (RPEGEI), lo que contribuye a mejorar la calidad, el nivel de detalle y la representatividad de los datos.
El Gobierno de Axel Kicillof criticó la intención del Gobierno nacional de avanzar sobre el fondo compensador destinado a cooperativas eléctricas y advirtió que iniciará acciones legales si la medida prospera. Además, cuestionó los cambios en la zona fría y reiteró que la Provincia es la que tiene la capacidad de definir las tarifas.
“Creo que no prosperará. Habla de la ignorancia del Gobierno. No es constitucional, no hay manera que lo hagan”, sostuvo el subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, al ser consultado sobre el proyecto de ley que avanza en el Congreso y que busca cambios para el servicio de luz y gas en todo el país.
En conferencia de prensa en Gobernación, el funcionario explicó que el esquema actual del fondo compensador tarifario funciona desde 1996 y mediante aportes de grandes distribuidoras y cooperativas de mayor escala hacia unas cien cooperativas más pequeñas que reciben asistencia para sostener el servicio eléctrico en localidades del interior. Y que de otra manera, no podrían brindar el servicio en pequeñas localidades.
“Las 200 cooperativas llegan al 40% de la provincia. Por el Fondo reciben más que por las tarifas. Eso estaría prohibido por ley. Como también el cobro del alumbrado público, que está por ley desde 1989”, sintetizó, según replicó la agencia de noticias DIB.
“Si el pueblo al lado tiene que pagar cinco o seis veces más, lo tendrá que hacer, pero nosotros vamos a recurrir”, afirmó el Ghioni, quien acusó al Gobierno de Javier Milei de desconocer el funcionamiento del sistema eléctrico bonaerense. En ese marco, consideró que la medida responde a una lógica “ideológica” basada en que “cada uno haga lo que pueda y se salve”, sin contemplar las desigualdades entre distritos y prestadores del servicio.
Otro punto crítico del proyecto que, la semana pasada avanzó en Diputados tiene que ver con la deuda de las distribuidoras de energía con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). Ghioni se mostró de acuerdo con la idea, pero marcó la importancia de “hacer las cuentas bien claras para definir activos y pasivos regulatorios”.
Sin embargo, marcó como sumamente grave el artículo que prohíbe expresamente incorporar conceptos ajenos al servicio en la factura final que pagan los usuarios, algo que la Justicia ya dejó sin efecto pese a las intenciones libertarias. Al respecto, el funcionario bonaerense explicó que “es inconstitucional y es un avasallamiento sobre la propia jurisdicción” porque las provincias son las que tienen la facultad de definir sus tarifas. “La autoridad ante las distribuidoras y cooperativas somos nosotros”, remarcó.
El Instituto Consenso Federal, organización sin fines de lucro dedicada al análisis de políticas y a la capacitación, puso en marcha una campaña para defender la vigencia de los descuentos en las tarifas de gas domiciliario por zona fría, cuya modificación se debatirá en la Cámara de Diputados el miércoles 20 de mayo.
El tratamiento legislativo del proyecto PE-003/26 se realizará en la Cámara de Diputados de la Nación, luego de que el oficialismo lograra obtener el dictamen de mayoría, lo que le permite llevar la iniciativa al recinto para su discusión final.
En los argumentos de la iniciativa, el Gobierno cuestionó el régimen votado en 2021 en la Ley N°27.637, por el cual ingresaron a los beneficios en subsidios provincias como Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe, Mendoza, Salta, San Juan, San Luis, Jujuy y La Rioja. El proyecto de ley enviado por el Gobierno busca limitar la ayuda del Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas solo a las regiones históricamente incluidas, como la Patagonia, Malargüe en Mendoza y la Puna.
Según el Ejecutivo, la extensión territorial “desnaturalizó el carácter focalizado del sistema”, al incorporar zonas “sin condiciones climáticas equivalentes”, lo que derivó en “un incremento significativo del universo de beneficiarios, del costo fiscal del régimen y de la magnitud de los subsidios cruzados entre jurisdicciones”.
A su vez, el texto del proyecto establece que el subsidio por Zona Fría quedará reservado a los usuarios registrados en el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), creado por el Decreto 943 de 2025.
Mediante infografías, el Instituto se sumó al debate sobre el financiamiento del Fondo Fiduciario que sostiene los subsidios, los niveles de consumo de gas en las zonas frías y la cobertura de los descuentos en la provincia de Buenos Aires.
Sobre el financiamiento del Fondo, la organización advierte que presentó superávit en 2021, 2022 y 2023, pero apenas asumió Javier Milei entró en déficit.
En cuanto a los niveles de consumo, se demuestra -con datos- que los descuentos no constituyen privilegio alguno, sino que significan un amortiguador frente a la necesidad de consumir casi el doble de gas en las zonas frías que en regiones de temperaturas más templadas.
Finalmente, se presentan indicadores que permiten identificar el carácter focalizado, no universal ni generalizado, del beneficio en la provincia de Buenos Aires. “Los descuentos por zona fría no son un privilegio. Se trata de una medida justa que ayuda a millones de familias a afrontar el mayor consumo que exige el clima frío (94% más que en zonas templadas). No es cierto que se asignen universalmente y sin criterio. En la provincia de Buenos Aires, los descuentos en la tarifa de Gas por Zona Fría llegan a sólo 1 de cada 5 hogares. Se trata de una política muy focalizada”, detallaron.
El Director del Instituto Consenso Federal, el ex diputado nacional Alejandro “Topo” Rodríguez, es uno de los principales impulsores de los descuentos por zona fría y coautor de la Ley 27.637, que en junio de 2021 extendió los descuentos en el gas a la provincia de Buenos Aires y a otras regiones de la Argentina.
La empresa petrolera Tango, con sede en Cipolletti y la única con todas sus operaciones en Río Negro, anunció el inicio de un ambicioso proyecto en la formación Vaca Muerta dentro de la provincia.
Su presidente, el ingeniero Pablo Iuliano, con experiencia en desarrollos no convencionales como Loma Campana y Tecpetrol, explicó que la compañía comenzará perforaciones en tres áreas estratégicas: Charco del Palenque, Entre Lomas y Jarilla Quemada. El plan piloto contempla la perforación de cuatro pozos, con una inversión inicial de 66 millones de dólares otorgada por la provincia mediante el Decreto 509/26.
En detalle, en Charco del Palenque se realizarán dos pozos horizontales de aproximadamente 2.800 metros. En las otras dos áreas, se prevé primero la perforación de pozos verticales para obtener información geológica, que luego serán horizontalizados para probar la producción de shale oil.
Aunque el inicio oficial de las perforaciones está pautado para 2027, Tango trabaja para adelantarlo a mediados de 2026, comenzando por Charco del Palenque. Actualmente, la empresa cuenta con cerca de 400 empleados, de los cuales 250 se desempeñan en el área petrolera próxima a Catriel.
Sobre el potencial regional, Iuliano destacó: “Conocemos muy bien la geología del lugar, el subsuelo de la zona”, y recordó que Entre Lomas posee alrededor de mil pozos que han atravesado Vaca Muerta para explotar objetivos convencionales más profundos.
Las concesiones tienen una vigencia de 35 años, hasta 2061, y en caso de que los resultados sean positivos, Tango estima que podría desarrollar un inventario de hasta 120 pozos en las zonas reconvertidas. La empresa posee el 50% de los derechos de explotación, mientras que el otro 50% está en manos de Vista Energy.
El éxito del piloto abriría la puerta a una inversión mucho mayor. Se proyecta perforar entre 130 y 140 pozos para alcanzar una producción de 60.000 barriles diarios, destinada principalmente a la exportación. Esta etapa de desarrollo demandaría más de 1.000 millones de dólares durante la vida útil del proyecto.
El ritmo anual previsto para sostener esa producción es una inversión entre 200 y 250 millones de dólares, con el crudo destinado a ser transportado por el oleoducto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), que conecta la zona con Punta Colorada y que entrará en servicio a fines de 2026.
Respecto a financiamiento, Iuliano adelantó que el tamaño del proyecto permitirá presentar una propuesta en el Régimen de Inversiones en Gas y Energía (RIGI), considerado clave para la viabilidad económica.
El presidente de Tango resaltó la identidad local de la empresa: “Estamos comprometidos con el desarrollo tanto de Neuquén como de Río Negro y, para nosotros, es muy importante poder generar valor en el lugar donde vivimos, cerca de las localidades donde vivimos.
”Además, Tango sostiene su producción convencional en Río Negro, con cinco concesiones que generan alrededor de 7.000 barriles diarios. Este flujo de caja es fundamental para financiar el proyecto shale. El plan para estos yacimientos incluye la perforación de 15 pozos nuevos, 65 trabajos de mantenimiento y 4 conversiones entre 2025 y 2031, con una inversión estimada de 20 millones de dólares.
La empresa petrolera PECOM avanza con su expansión en la Cuenca del Golfo San Jorge y confirmó que próximamente comenzará a operar en el yacimiento Manantiales Behr. En ese marco, representantes de la compañía mantuvieron una reunión con el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, para presentar el plan de trabajo e inversiones previstas en la región.
El encuentro contó con la presencia del director de Relaciones Institucionales de PECOM, Federico Monarca; la referente local del área, Roxana Sandoval; y Jorge López Kessler director de Upstream de la operadora petrolera.
En ese marco, Othar Macharashvili indicó que los representantes de PECOM “nos presentaron sus planes a futuro en la región”, al tiempo que sostuvo que “la idea es trabajar en conjunto para fortalecer el vínculo con la empresa, tanto desde lo energético como en su relación con la ciudad. En ese sentido, tal como hicimos con otras operadoras, les solicitamos soporte y colaboración con todo lo relacionado al Cerro Hermitte”.
Por su parte, Federico Monarca, señaló que “le brindamos detalles al intendente acerca de nuestros planes, teniendo en cuenta la novedad relevante de que estamos próximos a desembarcar en Manantiales Behr, lo que es una muy buena noticia para la compañía. Mientras tanto, estamos trabajando en El Trébol-Escalante y Cañadón Perdido-Campamento Central”.
En esa línea, afirmó que, durante el encuentro, “pudimos repasar un poco los planes del año, tanto para las áreas en las que ya estamos, como las ideas que proyectamos en lo que respecta a desarrollo e inversiones para Manantiales Behr, una vez que podamos concretar el ingreso. Estamos muy contentos con la posibilidad de aumentar nuestra escala y crecer; nuestro modelo está dando resultados en El Trébol, donde la producción está creciendo”.
“Las expectativas son positivas, tanto para las áreas que ya operamos, donde creemos que vamos a terminar el año con un incremento de la producción del 20% respecto del nivel que teníamos cuando las tomamos, como en Manantiales Behr”, expuso.
Finalmente, Monarca puso en valor la relación con el Ejecutivo local, ya que “tenemos una mesa de trabajo permanente, con una agenda abierta para ir planteando los temas que van surgiendo”.
Las empresas Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) y GeoPark presentaron formalmente la solicitud para adherirse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con el fin de desarrollar un ambicioso proyecto no convencional en Vaca Muerta. La iniciativa contempla una inversión superior a 1.000 millones de dólares para transformar dos áreas clave de la Cuenca Neuquina.
El plan está enfocado en las zonas Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, donde se prevé establecer un nuevo polo de producción de petróleo shale. Según los datos oficiales, la meta es aumentar la producción actual desde 1.500 barriles diarios a 20.000 barriles diarios en un plazo aproximado de tres años, multiplicando por diez la extracción en estas áreas.
Para llevar adelante este desarrollo, GeoPark propone un esquema conjunto de operación mediante un Vehículo de Proyecto Único (VPU) que integrará ambas zonas, buscando optimizar la producción y la gestión de recursos.
Este megaproyecto se suma a la oleada de inversiones energéticas que se están impulsando en Neuquén, fortaleciendo la posición de Vaca Muerta como uno de los principales centros mundiales para la producción de hidrocarburos no convencionales.
Guillermo Savasta, presidente de Gas y Petróleo del Neuquén, destacó el respaldo privado al modelo de inversiones provincial: “Se trata de otro proyecto que ratifica el acompañamiento de las empresas al modelo de inversiones propuesto por Neuquén, impulsando el crecimiento integral de la industria hidrocarburífera en la provincia”.
Asimismo, resaltó la importancia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones como un mecanismo fundamental para potenciar el desarrollo energético regional: “El RIGI se presenta como herramienta clave para consolidar inversiones y transformar recursos de Vaca Muerta en mayor producción, más infraestructura y un desarrollo regional sostenido”.
Actualmente, GyP cumple un rol estratégico como socio del sector privado, facilitando inversiones y gestionando los derechos hidrocarburíferos provinciales. Desde el gobierno de Neuquén, reiteraron su compromiso con la promoción y estabilidad fiscal para continuar impulsando proyectos vinculados tanto al petróleo como al gas en la región.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó la inversión más grande dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por US$25.000 millones. La inversión será destinada al desarrollo de Vaca Muerta y generará más de US$100.000 millones en exportaciones.
“Es el inicio de una nueva etapa. Todo lo que hicimos hasta ahora no tiene comparación con lo que viene en los próximos dos años”, señaló Marín en sus redes.
El ejecutivo explicó que el proyecto LLL Oil es “el programa de exportación de petróleo más importante de la Argentina” y, a su vez, el de mayor inversión presentado bajo el RIGI.
PRESENTAMOS UN NUEVO RIGI POR 25 MIL MILLONES DE DÓLARES
En toda la vida del proyecto va a generar más USD 100.000 millones en exportaciones.
Hoy presentamos la adhesión al RIGI para el proyecto LLL Oil: una inversión de USD 25.000 millones para acelerar el desarrollo de Vaca… pic.twitter.com/nGqjZTwc2S
La iniciativa prevé la perforación de 1.152 pozos y alcanzará un plateau de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032.
La producción de crudo estará destinada 100% al mercado de exportación y será evacuada a través de VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), en tanto que el gas natural asociado producido será destinado al abastecimiento del mercado local.
Desde la petrolera detallaron que el LLL Oil generará exportaciones por alrededor de US$6.000 millones anuales hacia 2032 y creará 6.000 puestos de trabajo directos durante su desarrollo.
“Es un proyecto único por su escala, integración y potencial exportador. Contempla el desarrollo integrado del potencial productivo en áreas geográficamente contiguas de Vaca Muerta, aprovechando sinergias operativas y económicas que permitirán alcanzar niveles de eficiencia y competitividad de clase mundial“.
La compañía estatal destacó el potencial del RIGI y lo catalogó como “un catalizador clave para hacer posible una iniciativa de esta magnitud y potenciar el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta, consolidando un nuevo horizonte de inversiones, exportaciones y crecimiento para la Argentina”.
“Lo vamos a lograr con pasión, con la milla extra y con ejecución de excelencia. Estamos construyendo una compañía y una industria de clase mundial”, indicó Marín.
Actualmente, la herramienta reglamentada por el Gobierno presenta 16 proyectos aprobados, que suman casi US$33.000 millones, y tiene otros 20 en evaluación, los cuales deberán ser aprobados por el Comité Evaluador para su entrada en vigencia.
Argentina busca alianza con Chile para “alcanzar una verdadera integración energética”, destacó el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa tras la reunión que mantuvo el jefe del Estado provincial neuquino en la ciudad de Buenos Aires con la titular del Ministerio de Energía del país trasandino, Ximena Rincón.
La mesa de trabajo de ambos funcionarios tuvo lugar en la Embajada de Chile en Buenos Aires, donde dialogaron sobre acciones conjuntas que deben llevar adelante ambos países en dicha materia; para lo cual “podemos brindar seguridad energética al Cono Sur”, sostuvoFigueroa.
“Me reuní en la Embajada de Chile en Buenos Aires con la ministra de Energía del país vecino, Ximena Rincón, para conversar sobre las acciones que debemos impulsar para alcanzar una verdadera integración energética entre ambos países”, contó en X el gobernador neuquino.
“Chile tiene, a pocos kilómetros de su frontera, la segunda mayor reserva de gas no convencional del mundo”, continuó y aseguró que “ese potencial es clave para fortalecer la seguridad energética, reducir costos y ganar competitividad frente al mundo.”
Por eso, “agradezco al embajador de Chile en Argentina, Gonzalo Uriarte, por abrirnos las puertas para seguir trabajando unidos en este destino común que comparte la Patagonia argentino-chilena”.
Enarsa avanza con la adjudicación de nueve cargamentos de gas natural licuado (GNL) destinados a la terminal de Escobar, en un proceso que resulta clave para garantizar el abastecimiento energético durante el invierno 2026. Este procedimiento representa un cambio sin precedentes en el esquema tradicional de provisión del sistema argentino.
La licitación contó con la participación exclusiva de tres grandes traders internacionales: Vitol, Trafigura y BP. Esta convocatoria registró la menor cantidad de oferentes en al menos un año para un paquete invernal, reflejo de la situación actual del mercado global de GNL.
Por primera vez desde que se implementó el esquema vigente, la totalidad de la capacidad de regasificación disponible fue absorbida íntegramente por la demanda privada, sin que Cammesa interviniera como comprador de última instancia. Esto marca un hito en el sistema energético nacional.
Las distribuidoras de gas, generadoras eléctricas, grandes usuarios industriales y comercializadoras tomaron los 17 millones de metros cúbicos diarios de capacidad operativa del buque regasificador amarrado en Escobar, operado por Excelerate Energy, consolidando así un nuevo rol para el sector privado en la planificación del abastecimiento.
Este fenómeno es interpretado como una adaptación del mercado a condiciones de mayor competencia y previsibilidad, donde los actores privados asumen un protagonismo central y reducen la dependencia del Estado para la cobertura de última instancia.
La adjudicación de los cargamentos de GNL es esencial para asegurar la provisión de gas durante los meses de mayor demanda, cuando el consumo residencial, industrial y eléctrico suele presionar la infraestructura disponible.
La menor cantidad de oferentes en comparación con licitaciones anteriores responde a un mercado internacional de GNL más ajustado, con menor disponibilidad de cargamentos spot y una competencia creciente entre regiones importadoras, lo que impacta directamente en los precios y las estrategias de abastecimiento.
El esquema de contratación para el invierno 2026 evidencia una concentración de la oferta en pocos jugadores globales, mientras los compradores locales buscan asegurar volumen con anticipación para evitar la volatilidad del mercado internacional.
El resultado de esta licitación será determinante para el perfil de abastecimiento energético durante el invierno, en un contexto en el que Argentina enfrenta una demanda sostenida y una dependencia creciente del gas importado para cubrir picos en el consumo eléctrico.
Con este proceso, el mercado argentino de GNL consolida una dinámica donde el sector privado gana protagonismo en la planificación energética, y el Estado redefine su rol, dejando de intervenir directamente en la demanda de última instancia para la capacidad de regasificación.
Las comisiones de Energía y Combustibles y Presupuesto y Hacienda de la Cámara de Diputados aprobaron el dictamen mayoritario del proyecto de reforma de la ley de Zona Fría, impulsado por el Poder Ejecutivo, que busca limitar la cantidad de distritos beneficiados con tarifa reducida y priorizar el pago a proveedores energéticos. La iniciativa contó con 43 firmas de los 82 diputados presentes en el plenario.
El oficialismo, representado por La Libertad Avanza, aspira a que el proyecto reciba media sanción en la sesión prevista para el 20 de mayo. En la audiencia, la secretaria de Energía, María del Carmen Tettamanti, y el subsecretario Damián Sanfilippo expusieron en defensa de la reforma. Tettamanti señaló que “lo que estamos recaudando con una alícuota del 7,4% sobre el metro cúbico de gas no alcanza y el Estado nacional, y cuando digo esto me refiero a los contribuyentes de todo el país, están poniendo 500 mil millones para subsidiar a ricos y pobres de una vasta región del país”.
Además, la funcionaria advirtió que el proyecto prioriza el pago de la deuda con la empresa distribuidora Cammesa, lo que limita los recursos para inversiones y mantenimiento: “Si esos recursos… tienen que estar destinados a pagar las deudas del pasado, van a tener menos recursos para lo primero y, simultáneamente, esas compañías consideran que tienen el derecho a hacerle juicio al Estado por incumplimiento, cosa que es real”.
En contraste, los diputados de provincias patagónicas lideraron la oposición al expediente. Ariel Rauschenberger, de La Pampa, criticó el cambio de criterio para definir la Zona Fría: “Este enfoque de que la Zona Fría corresponde por nivel de ingreso y no por la zona climática a la que pertenece cada habitante de la Argentina, es totalmente contradictorio con la génesis que dio origen a la zona patagónica y este reconocimiento que tenemos los habitantes”.
Rauschenberger también cuestionó la exención del recargo a la exportación de energía: “¿Por qué desgravan del cargo a la exportación si estamos con un fondo fiduciario, donde los recursos no alcanzan?”. Además alertó que, de aprobarse la ley, el gas en La Pampa podría subir un 60%.
El diputado neuquino Pablo Todero afirmó que “no le van a sostener el régimen de Zona Fría a la Patagonia” y cuestionó si se subsidiará la energía exportada a otros países, que quedaría exenta según el proyecto. La santacruceña Ana María Ianni advirtió que la reforma elimina un piso legal de subsidio del 50% para la región y lo deja a criterio ministerial, mientras que Pablo Luque, de Chubut, calificó el proyecto como “una tragedia para el futuro energético de las familias argentinas”, señalando que solo beneficiarían a grandes grupos empresariales.
El proyecto oficialista propone derogar varios artículos de la Ley Nº 27.637, aprobada en 2021 durante la gestión de Alberto Fernández, que ampliaba el régimen de Zona Fría para incluir más distritos en el beneficio de tarifas reducidas. Este régimen abarcaba regiones de la provincia de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, gran parte de San Luis y Mendoza, entre otras zonas.
En los fundamentos de la iniciativa se destaca la necesidad de armonizar la ley de Zona Fría con el nuevo régimen de Subsidio Energético Focalizado (SEF), promulgado por el presidente Javier Milei en 2025, para garantizar un beneficio adicional a hogares registrados en el SEF y promover una segmentación más justa, eficiente y responsable en el uso de recursos públicos.
El proyecto sostiene que la ampliación territorial establecida por la Ley 27.637 incrementó el universo de beneficiarios y el costo fiscal, generando subsidios cruzados entre jurisdicciones y desnaturalizando el carácter focalizado del sistema. Por último, se exceptúa del recargo a los consumos destinados a la exportación de gas natural o GNL, así como a los inyectados al sistema de transporte provenientes de GNL importado y regasificado.
El presidente de YPF, Horacio Marín, estimó que la Argentina podrá exportar hasta US$50.000 millones en energía hacia 2031, ampliando las proyecciones previas, al inaugurar el parque solar El Quemado de Mendoza de YPF Luz.
“Estamos contribuyendo para que la Argentina a exporte más de US$30.000 millones a partir del ‘31. Nuestros números internos nos dan más de US$40.000 y más cerca de US$50.000 millones”, señaló el ejecutivo.
Hoy participé de la inauguración del Parque Solar El Quemado, el parque fotovoltaico más grande de la Argentina, junto al jefe de Gabinete, @madorni; el gobernador de Mendoza, @alfredocornejo; y otras autoridades nacionales, provinciales, municipales.
El presidente de YPF habló en la presentación de la que también participó el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el gobernador de la provincia, Alfredo Cornejo.
Marín enfatizó que la obra es “una muestra de la capacidad de ejecución que tenemos en la compañía” porque “hemos hecho al parque más grande de la Argentina en un año”.
El CEO de YPF precisó que “ya está generando 200 MW” y subrayó que la empresa “cumplió en la generación del primer Giga en renovables”.
“Estoy muy orgulloso y contento de estar acá hoy y de inaugurar este parque solar, que la verdad es increíble ver lo que se puede hacer con ejecución y con gestión”, dijo y agradeció a todos los trabajadores involucrados en la obra
El jefe de Gabinete, Manuel Adorni, encabezó este jueves en la ciudad mendocina de Las Heras el acto de inauguración del parque solar “El Quemado”, el primer proyecto concretado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) impulsado por el Gobierno nacional, y destacó que “las provincias son una parte imprescindible de esta Argentina que mira al futuro”.
“Por primera vez en mucho tiempo hay un proyecto de país que tiene por objetivo generar las bases que garanticen la prosperidad de las generaciones que vienen”, destacó Adorni acompañado por el presidente de YPF, Horacio Marín; y el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo.
ADORNI ANUNCIÓ QUE ENVIARÁN MÁS REFORMAS AL CONGRESO: “ESTAMOS EN EL CAMINO CORRECTO”
Lo dijo en el acto por la inauguración del Parque Solar El Quemado.
Testimonio “Tenemos por delante una oportunidad única para dejar atrás la decadencia y abrazar de una vez y para siempre la… pic.twitter.com/0g5dkh2nZL
El proyecto, que requirió una inversión de 211 millones de dólares a través de YPF Luz y cuenta con más de 500 mil paneles instalados, apunta a convertirse en el parque de energía solar más grande del país y refleja tanto el potencial energético de la Argentina como la efectividad del nuevo régimen de incentivos.
El jefe de Gabinete afirmó que “el Gobierno garantizó las condiciones esenciales para que el sector privado trabaje en libertad y las provincias puedan aprovechar su potencial productivo”, y en ese sentido remarcó que el RIGI, que podría generar inversiones en la economía real por 94.965 millones de dólares, “es federalismo en serio”.
“Lo que antes parecía un sueño lejano ahora es una realidad concreta: empezamos a ver los beneficios de una Argentina estable, con una macroeconomía ordenada y que no tambalea ante el primer shock externo, donde el sector privado goza de los incentivos para invertir y cuenta con el marco laboral adecuado para contratar trabajadores”, resaltó el funcionario, y añadió que el Gobierno nacional “piensa la política pública como una herramienta que le garantice al privado las condiciones necesarias para apostar a largo plazo y crecer”.
Adorni subrayó que esta inauguración “es la primera de muchas pruebas de que estamos en el camino correcto” y anunció que en las próximas semanas el Gobierno enviará al Congreso una “serie de reformas que van a seguir cambiándole la vida a todos los argentinos de manera estructural y permanente”.
Por su parte, Marín destacó que “hemos hecho el parque de energía solar más grande de la Argentina en un año”, lo que constituye “una muestra de la capacidad de ejecución que tenemos en la compañía”, y enfatizó que “estamos contribuyendo fuertemente y orgullosos para que la Argentina exporte más”.
También participaron de la actividad la secretaria de Energía, María Tettamanti; la secretaria Legal y Técnica de la Nación, María Ibarzabal; y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano.
Nicolás Edwin 
Neuquén volvió a alcanzar un récord histórico en producción de petróleo.
En abril de 2026 la provincia registró 628.924 barriles diarios:
+3,13% vs marzo
