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El petróleo volvió a dispararse y alcanzó nuevamente los US$100, en medio de la creciente tensión entre Estados Unidos e Irán y los temores por la seguridad del tránsito de buques petroleros por el estrecho de Ormuz.

El Brent, crudo de referencia en Europa, avanzó este miércoles un 2,56% hasta los US$100,43 por barril, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) subió 2,12% y llegó a US$95,01.

El salto en los precios se produce en un escenario de fuerte incertidumbre internacional. En lo que va de septiembre, el Brent acumula una suba cercana al 20% y regresó al nivel de los US$100 por primera vez desde el 23 de julio.

El conflicto entre Washington y Teherán volvió a recrudecer luego de una tregua que se extendió durante casi un mes. Desde fines de agosto se retomaron los ataques y la escalada militar volvió a poner en alerta a los mercados internacionales.

Uno de los principales focos de preocupación es el estrecho de Ormuz, una vía estratégica por la que circula aproximadamente una quinta parte del suministro mundial de petróleo. Cualquier interrupción o riesgo para el transporte marítimo podría generar nuevas presiones sobre el precio del crudo.

En las últimas horas, Estados Unidos lanzó ataques contra cinco buques petroleros iraníes, mientras que Teherán respondió con ataques contra dos buques y una base militar estadounidense en Jordania, además de otros ocho petroleros en el Golfo Pérsico.

El temor de los inversores es que la escalada continúe y termine afectando todavía más el abastecimiento energético mundial. En ese contexto, el secretario de Estado estadounidense, Marco Rubio, advirtió: “Irán sigue intentando atacar buques de la Armada estadounidense, y cada vez que lo hagan o intenten hacerlo, perderán petroleros”.

Ataques cruzados y buques destruidos en el Golfo Pérsico

La escalada militar también tuvo como escenario las aguas del Golfo Pérsico. Fuerzas estadounidenses destruyeron cinco buques petroleros iraníes en represalia por ataques del Cuerpo de Guardianes de la Revolución Islámica (CGRI) contra embarcaciones de guerra de Estados Unidos.

Según el Comando Central estadounidense, los tripulantes fueron advertidos para abandonar las embarcaciones antes de que fueran atacadas e inutilizadas. Los incidentes ocurrieron cerca de la isla iraní de Kharg, una zona estratégica para las exportaciones de petróleo.

Irán, por su parte, aseguró haber respondido con ataques contra dos buques estadounidenses y ocho petroleros en el Golfo. Además, el CGRI afirmó haber capturado un sumergible no tripulado estadounidense y confirmó un ataque con misiles contra una base militar de Estados Unidos en Al Azraq, Jordania.

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En las inmediaciones de Pichanal, Salta, un pozo petrolero abandonado desde 1983 continúa expulsando gases y líquidos contaminantes que han generado un grave problema ambiental y sanitario para la comunidad local. El aire cerca de la perforación se vuelve irrespirable a apenas cien metros, con una fuerte presencia de gases que obliga a quienes transitan la zona a utilizar máscaras protectoras.

El terreno alrededor del pozo está cubierto por lagunas de hidrocarburos y residuos tóxicos que se extienden ya a unos 500 metros del lugar. La sustancia que brota presenta tonalidades que varían entre el amarillo, verde y negro, y al evaporarse deja un residuo inflamable y espeso similar a la grasa. La contaminación ha provocado la muerte de animales en la zona, con al menos 13 vacas fallecidas contabilizadas en el acceso al sitio.

Los habitantes, como Ramón, productor afectado, expresan su preocupación y tristeza: “Uno ve los cuervos y ya sabe que se murió otro animal”. La degradación ambiental también impacta en la vegetación, donde áreas que antes eran verdes ahora muestran tierra erosionada y plantas secas, evidenciando un daño irreversible en el ecosistema local.

Una pericia oficial confirmó la existencia de contaminación ambiental significativa en la zona. Las autoridades judiciales informaron que las muestras tomadas superan los límites legales para hidrocarburos y otras sustancias químicas peligrosas, entre ellas etilbenceno, fenantreno, naftaleno, pireno, tolueno y xileno. Los expertos alertan sobre el riesgo de que esta contaminación alcance las napas freáticas, lo que podría afectar la salud de la población de Pichanal.

La solución más clara sería el sellado del pozo, conocido técnicamente como “abandono de pozo”, pero las pericias indican que esta operación no puede realizarse de forma inmediata debido a los altos riesgos involucrados. Además, representantes del sector petrolero señalan que el cierre es posible pero implicaría un costo elevado en el contexto actual.

Mientras se definen responsabilidades y se planifican acciones para contener el derrame y llevar a cabo la remediación ambiental, el pozo continúa abierto y el líquido contaminante sigue brotando sin control. La empresa concesionaria, President Petroleum, se encuentra en quiebra y su propietario, el empresario británico Peter Michael Levine, está fuera del país. Por su parte, los organismos provinciales encargados de la supervisión no han brindado respuestas ni informaron sobre medidas tomadas.

La comunidad local vive con la incertidumbre y el temor de que la contaminación siga avanzando. Un vecino afectado expresó con preocupación: “Parece que tendría que ocurrir una tragedia para que se actúe”. El caso pone en evidencia la necesidad de una acción urgente para proteger el ambiente y la salud pública en Salta.

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El Gobierno de Cuba denunció este martes el impacto de las restricciones de Estados Unidos a la importación de combustibles sobre la generación eléctrica en la isla caribeña.

Según la posición expresada por Cuba, el cerco energético, junto con otras medidas de intensificación extrema del bloqueo, constituye un “acto de genocidio” y un castigo colectivo contra la población cubana, además de una violación del Derecho Internacional, del Derecho Internacional de los Derechos Humanos y del Derecho Internacional Humanitario.

El ministro de Relaciones Exteriores de Cuba, Bruno Rodríguez, señaló en la red social X que “100 millones de dólares“, monto similar a la pregonada ayuda humanitaria ofrecida por el Gobierno de Estados Unidos, equivalen solo al combustible necesario en Cuba para la generación eléctrica limitada por dos semanas”.

El canciller explicó que el bloqueo energético y de combustibles impuesto por Washington impide la importación de fuel y diésel para los grupos electrógenos de la generación distribuida, cuyo funcionamiento permitiría reducir los apagones, así como la adquisición de paneles solares y baterías destinados a nuevos parques fotovoltaicos.

Cuba presentará los días 27 y 28 de octubre ante la Asamblea General de las Naciones Unidas un informe que sustenta el proyecto de resolución titulado “Necesidad de poner fin al bloqueo económico, comercial y financiero impuesto por los Estados Unidos de América contra Cuba”.

El informe establece que, entre el 1 de marzo de 2025 y el 28 de febrero de 2026, los daños provocados por el bloqueo estadounidense contra Cuba ascendieron a 8.083 millones 300.000 dólares a precios corrientes, cifra que constituye un récord hasta el momento.

De acuerdo con el documento, la orden ejecutiva del presidente de Estados Unidos del 29 de enero decretó el bloqueo de combustibles, lo que impide los suministros, incluso aquellos pagados, debido a la amenaza de sanciones, además de intimidar y acosar a las compañías propietarias de buques tanqueros.

Las medidas también amenazan a las navieras y les prohíben transportar partes y piezas destinadas a las centrales termoeléctricas cubanas, algunas con más de 40 años de explotación.

Aunque Cuba ha acelerado la transformación de su matriz energética hacia la generación solar, el informe señala que las restricciones también amenazan el suministro de paneles solares y baterías para los nuevos parques fotovoltaicos.

El documento indica que Cuba ha desarrollado capacidades para instalar esos parques en 45 días, pero las medidas dirigidas contra las navieras dificultan la llegada de los componentes necesarios para esas instalaciones.

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Las empresas petroleras que operan en Vaca Muerta acordaron con el gobierno neuquino adelantar fondos por US$154,5 millones para financiar obras en rutas estratégicas en la zona del yacimiento.

Unas 13 operadoras de la cuenca neuquina adelantarán regalías, cánones y peajes para financiar la pavimentación y reparación de rutas estratégicas en las inmediaciones de Vaca Muerta tras un acuerdo de cooperación público-privada con el gobierno de Neuquén.

El convenio fue firmado en la Casa de Gobierno de Neuquén con la administración de Rolando Figueroa y los representantes de YPF, Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Phoenix Global Resources, Pluspetrol, Shell, Total Austral, Vista Energy, GeoPark, Tecpetrol, Harbour y Continental, según informó la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH).

El esquema de financiamiento establece que la contribución de cada compañía se determinará a través de una fórmula polinómica basada en su proporción de producción no convencional dentro de la cuenca neuquina y en sus obligaciones fiscales con la provincia.

Para garantizar la transparencia y ejecución de los trabajos, las contribuciones empresarias se depositarán en un fideicomiso y los desembolsos se concretarán gradualmente a medida que se certifique el avance de las obras.

Los fondos aportados por la industria se destinarán a la pavimentación de la Ruta Provincial 8 en el tramo ubicado entre el empalme con la Ruta Provincial 6 y el Camino de la Tortuga. También se harán trabajos de reparación y colocación de nuevo pavimento en la Ruta Provincial 51.

Por su parte, el Estado provincial asumió la obligación de ejecutar con fondos propios, ya sea de forma directa o mediante contrataciones con terceros, intervenciones complementarias sobre las rutas provinciales 6 y 7.

Este entendimiento tiene otro antecedente entre el sector público y el privado, ya que se encuentra en marcha la construcción del Bypass de Añelo, un trazado diseñado para desviar el tránsito pesado fuera del centro urbano de esa localidad, el cual es financiado por un consorcio integrado por diez empresas productoras.

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Ante el aumento de los reclamos de usuarios bonaerenses por fuertes subas en las facturas de electricidad, el Organismo de Control de la Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA) profundizó las auditorías comerciales sobre las distribuidoras y difundió una serie de recomendaciones para quienes detecten posibles errores de facturación.

La medida del organismo se da en medio de un nuevo incremento de hasta el 2,4% que habilitó el Gobierno bonaerense para septiembre y de la administración nacional para el Área Metropolitana.

La Gerencia de Control de Concesiones de OCEBA lleva adelante desde hace varias semanas controles en distintas zonas de la provincia donde se concentra la mayor cantidad de reclamos por incrementos en los montos de las facturas. La tarea apunta a determinar si los importes cobrados responden efectivamente al consumo registrado o si existen errores que deben ser corregidos.

En los últimos días, personal del organismo realizó controles en la Costa Atlántica y posteriormente se trasladó al municipio de Campana, donde se verificaron denuncias formales relacionadas con posibles inconsistencias en las facturas eléctricas.

Según explicó OCEBA, en cada caso se analiza el historial de consumo del usuario, se verifica su correspondencia con los registros de medición y se controla el comportamiento y el cumplimiento de las obligaciones por parte de las empresas distribuidoras.

Qué hacer si llega una factura de luz con un aumento excesivo

Frente a una factura cuyo monto resulte desmedido o no guarde relación con el consumo habitual, OCEBA estableció un procedimiento que los usuarios deben seguir antes de recurrir al organismo de control.

El primer paso es realizar el reclamo ante la distribuidora eléctrica correspondiente, de acuerdo con el área de concesión en la que se encuentre el domicilio. Si la empresa no resuelve el reclamo de manera satisfactoria, el usuario puede recurrir a OCEBA y presentar allí la denuncia. En ese caso, es importante conservar y dejar constancia de la respuesta que haya dado la distribuidora.

El organismo provincial remarcó que la intervención permite revisar la facturación y determinar si el importe reclamado fue calculado correctamente. Cuando se verifica que una factura fue emitida de manera incorrecta, OCEBA puede disponer las medidas necesarias para evitar el cobro de los montos que no correspondan y exigir a la distribuidora que realice las correcciones y refacturaciones necesarias.

Además, ante la detección de incumplimientos, el organismo puede aplicar las sanciones correspondientes a las empresas distribuidoras.

Reclamos online las 24 horas

Para facilitar el trámite, OCEBA cuenta con el Formulario Único de Reclamos (FUR), una herramienta disponible online las 24 horas para que los usuarios puedan realizar sus presentaciones.

El formulario puede completarse a través del sitio oficial del organismo.

También están disponibles otros canales de atención:

• Teléfono gratuito: 148.
• Correo electrónico: oceba@oceba.gba.gov.ar
• Atención presencial y telefónica: lunes a viernes, de 8 a 15.

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El Ministerio de Economía suspendió temporalmente la desinversión obligatoria de YPF en Metrogas tras acordarse su venta a Edenor, mediante la Resolución 1469/2026, publicada este martes en el Boletín Oficial.

La medida desactiva las normas del ex ENARGAS que forzaban a la petrolera estatal a desprenderse de sus acciones de manera urgente. La decisión responde tanto a las modificaciones estructurales del mercado gasífero como a la reciente venta total de estas acciones a la distribuidora eléctrica Edenor por US$780 millones de dólares.

De esta manera, se frena una disputa regulatoria de una década. La controversia se remonta a 2012, cuando YPF adquirió el control indirecto de Metrogas a través de la compra de participaciones en Gas Argentino S.A. y Metroenergía S.A. Aunque dicha operación fue inicialmente avalada por el ente regulador y la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia, el escenario cambió en 2016.

En ese año, el ex ENARGAS emitió una nota ordenando a Metrogas presentar un plan de adecuación para ajustarse a las restricciones del artículo 34 de la Ley 24.076. Dicha normativa prohíbe que los productores de gas tengan una participación controlante en distribuidoras, con el fin de evitar “acuerdos preferenciales” que puedan encarecer el precio de las tarifas que se trasladan a los usuarios finales por medio del mecanismo de pass-through.

YPF recurrió administrativamente esta orden argumentando la irrazonabilidad de los plazos. Si bien la petrolera intentó avanzar en un proceso de venta a través del Citibank, la inestabilidad macroeconómica desatada en 2018 frustró la operación.

En la nueva resolución de la cartera económica se concluye que los motivos que dieron origen a la exigencia de desinversión obligatoria han devenido “abstractos e insustanciales”. De acuerdo con los considerandos de la medida, el mercado de gas natural en la Argentina se encuentra estructurado bajo el Plan Gas.Ar.

Este régimen regula los volúmenes, la asignación de compradores y los precios a través de subastas y concursos públicos controlados por la Secretaría de Energía, eliminando la posibilidad de negociaciones libres o de pactos preferenciales entre YPF y Metrogas.

El texto oficial detalló que el Plan Gas.Ar representa aproximadamente el 68% de la producción promedio nacional de gas entre enero de 2024 y marzo de 2026. Asimismo, expuso que en los informes técnicos oficiales se constató que durante los años 2024 y 2025 Metrogas no realizó compras a YPF fuera de este esquema regulado o de forma spot.

Economía remarcó además que una ejecución intempestiva de la orden de venta podría poner en riesgo la esencialidad, continuidad y universalidad del servicio público de distribución de gas, afectando directamente “el bienestar general y los derechos humanos fundamentales de la población”.

El argumento decisivo que convalidó la suspensión de los efectos de las viejas intimaciones es que YPF ya ha completado de manera exitosa el proceso de venta de sus activos, tras acordar con Edenor la transferencia de la totalidad de su participación.

La suspensión de la orden de desinversión obligatoria se mantendrá vigente hasta el 31 de diciembre de 2028, cuando finaliza el Plan Gas.Ar, o bien hasta que se perfeccione el procedimiento de desinversión privado en curso a favor de Edenor, adoptando como límite temporal “lo que ocurra primero”.

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Veinte entidades vinculadas a la agroindustria, la producción y los biocombustibles solicitaron al Senado de la Nación el “urgente tratamiento” y la aprobación del nuevo Marco Regulatorio de Biocombustibles, que recibió despacho favorable la semana pasada en las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y de Presupuesto y Hacienda.

La carta dirigida a los senadores nacionales fue firmada por bolsas de cereales y comercio, cámaras empresarias, organizaciones de productores y representantes de las cadenas del maíz, la caña de azúcar y los biocombustibles. En ella, las entidades instaron a avanzar con el proyecto correspondiente al expediente S-809/26 y sus iniciativas relacionadas, destacando que “nos dirigimos a ustedes en representación de las instituciones y cámaras abajo firmantes con el propósito de instar el urgente tratamiento y la aprobación parlamentaria del dictamen favorable”.

Según las organizaciones, el texto aprobado en comisión constituye un proyecto legislativo clave para el desarrollo socioeconómico, energético, industrial y ambiental del país. Consideraron que representa un “avance significativo” al modernizar la normativa vigente e introducir modificaciones sustanciales.

Entre los principales puntos destacados, mencionaron el aumento progresivo de los porcentajes de mezcla obligatoria de biocombustibles. El dictamen unificó siete proyectos y propone que el corte de biodiésel se mantenga inicialmente en 7,5% para luego subir al 10% a los 12 meses de sancionada la ley. En el caso del bioetanol, la mezcla obligatoria pasaría del 12% actual al 15% en el mismo período.

Además, el proyecto contempla un esquema de transición para las pymes de biodiésel no integradas hasta finales de 2035 y fomenta la competencia entre empresas integradas y no integradas, abriendo así una porción creciente del mercado.

Las entidades también resaltaron el impacto ambiental y energético del nuevo régimen, señalando que “consolida el rol de los biocombustibles como una herramienta efectiva para la descarbonización del transporte, alineando al país con los estándares internacionales de mitigación del cambio climático y transición energética”.

En cuanto a la calidad de los combustibles, destacaron que la mayor integración de biocombustibles mejora el octanaje y las propiedades técnicas de las mezclas comercializadas en el mercado interno.

El proyecto además abre oportunidades para el desarrollo tecnológico y la innovación, con perspectivas de crecimiento a partir de un mercado libre que incluye autos flex, kits y estaciones de servicio de etanol, además de cortes provinciales mayores en bioetanol y biodiésel y una previsibilidad de inversiones a 15 años. También se mencionan nuevos productos como el SAF y el biocombustible marítimo.

En términos económicos, las organizaciones indicaron que el régimen promueve un mercado competitivo que protege el bolsillo del consumidor, fomenta la inversión, genera empleo federal y agrega valor en origen.

Finalmente, las entidades firmantes solicitaron al Senado que otorgue pronto tratamiento en el recinto para la sanción definitiva del dictamen.

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El Gobierno anunció este lunes que presentará una denuncia penal contra cinco empresas vinculadas con la exploración y explotación de hidrocarburos en las Islas Malvinas. La presentación estará a cargo del canciller, Pablo Quirno, con el patrocinio letrado del procurador del Tesoro de la Nación, Sebastián Amerio.

La presentación judicial alcanzará a las compañías Navitas Petroleum Development & Production Ltd., Navitas Petroleum Atlantic United, Navitas Petroleum LP, JHI Associates Inc. y Eco (Atlantic) Oil & Gas Ltd, según un comunicado dado a conocer por la Oficina del Presidente.

El Ejecutivo señaló que Navitas Petroleum Development & Production, Navitas Petroleum Atlantic United y JHI Associates cuentan presuntamente con licencias otorgadas por el Reino Unido para la exploración y/o explotación de hidrocarburos en la Cuenca Malvinas Norte. Para la

La denuncia alcanza a los accionistas Navitas Petroleum LP y Eco (Atlantic) Oil & Gas Ltd y se dirige, además, contra los directores, gerentes, síndicos, miembros de consejos de vigilancia, administradores, mandatarios, representantes o autorizados que hubieran intervenido en los hechos investigados.

“La presentación de esta denuncia constituye una acción concreta para proteger los recursos naturales y velar por la soberanía de la República Argentina sobre las islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur y los espacios marítimos e insulares correspondientes”, señaló la Oficina del Presidente.

El gobierno nacional indicó que continuará con las investigaciones y las acciones que considere necesarias ante actos que, según su posición, vulneren los derechos soberanos de la Argentina.

En paralelo, Javier Milei firmó una instrucción presidencial dirigida al ministro de Economía, Luis Caputo, para que se priorice, durante la elaboración del proyecto de Presupuesto Nacional 2027, el desarrollo de la Base Naval Integrada y de otros proyectos estratégicos destinados a la seguridad nacional y la protección de los intereses soberanos.

El proyecto de Presupuesto 2027 deberá ser remitido al Congreso el próximo 15 de septiembre.

El jueves pasado, Milei anunció por cadena nacional una serie de medidas para reforzar el reclamo de soberanía de la Argentina sobre las Islas Malvinas y frenar el proyecto de explotación petrolífera offshore de Sea Lion.

Entre las iniciativas, confirmó la construcción de una Base Naval Integrada en Tierra del Fuego, el envío al Congreso de un Proyecto de Ley de Defensa de la Soberanía Nacional y el endurecimiento de las sanciones a empresas extranjeras que operan sin autorización argentina en el archipiélago.

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El impuesto a los combustibles se convirtió en el tributo que más creció en términos reales durante la gestión de Javier Milei, pero ese incremento no tuvo como correlato una recuperación de la inversión vial.

Según un informe del Instituto Argentina Grande (IAG), la carga impositiva sobre las naftas aumentó 240% real desde noviembre de 2023, mientras que la Dirección Nacional de Vialidad (DNV) ejecutó apenas el 32,7% de los recursos recaudados por el gravamen con asignación específica para ese destino.

El contraste adquiere mayor dimensión cuando se observa la evolución nominal. Desde el comienzo de la actual gestión, el impuesto a los combustibles líquidos (ICL) aumentó 1.387%, frente a una inflación acumulada de 329%. Descontado el efecto de los precios, la presión tributaria sobre la nafta más que se triplicó.

El resultado también modificó el peso del impuesto dentro del precio final. En noviembre de 2023, los tributos representaban el 8,9% del valor de la nafta. En agosto de 2026 llegaron al 20,1%. Sobre un litro de nafta súper de $2.045 en la Ciudad de Buenos Aires, $411 corresponden a impuestos.

La contracara aparece en el precio real del combustible. A valores constantes de agosto de 2026, el litro de nafta costaba $1.333 en noviembre de 2023 y contenía apenas $120 correspondientes al impuesto. Desde entonces, el precio real del combustible aumentó 53,4%, con una incidencia significativa del incremento del componente tributario.

El incremento impositivo aumentó el aporte de las naftas a las cuentas públicas. De hecho, el impuesto a los combustibles es el tributo cuya recaudación real más creció en comparación con el año 2023, acumulando una suba del 91% en términos reales en el período de enero a agosto.

Solo los Derechos de Exportación acompañaron este crecimiento (+3,9%), favorecidos por la baja base que dejó la sequía histórica del 2023. En contraste, otros tributos clave como la recaudación de la seguridad social sufrieron caídas notorias a raíz de la pérdida de puestos de trabajo registrado.

Sin embargo, el informe advierte una profunda contradicción en el uso de estos recursos específicos. Pese a que el presidente Javier Milei sostuvo de manera pública que “una ruta en buen estado salva tantas vidas como un auto seguro”, las inversiones reales van en sentido opuesto.

Entre enero y agosto de 2026, los ingresos reales por el impuesto de asignación específica destinado a vialidad aumentaron un 91,2% real frente a 2023. En simultáneo, el gasto real devengado por la Dirección Nacional de Vialidad (DNV) sufrió un recorte del 82,3% en comparación con igual período de 2023.

En términos agregados, de todos los fondos recaudados por el impuesto que corresponden a Vialidad, la DNV ejecutó tan solo el 32,7%. En la práctica, el gasto de Vialidad por todo concepto, incluyendo recursos de créditos externos y transferencias del Tesoro Nacional, terminó siendo incluso inferior a la suma teórica que le correspondía por asignación específica del impuesto a los combustibles.

En paralelo, el consumo de nafta en los primeros siete meses de 2026 acumuló una caída del 5,26% en comparación con el mismo período de 2023, lo que equivale a una pérdida neta de 314 millones de litros de combustible volcados al mercado local. En relación al año pasado, el descenso en las ventas alcanza el 1,84%, según el reporte basado en estadísticas de la Secretaría de Energía.

La baja de ventas afectó a todas las provincias del país aunque la caída no es homogénea. Mientras que las provincias menos afectadas fueron Buenos Aires y Neuquén, el impacto más severo se localizó en las zonas de frontera. Misiones encabeza el retroceso con un derrumbe del 32,48% en el consumo, seguida por Formosa con una baja del 26,26%.

El informe del IAG explica que este fuerte retroceso en los distritos limítrofes responde a que el precio local de la nafta aumentó por encima del valor que tiene en los países vecinos, anulando la conveniencia que solía atraer la demanda fronteriza y provocando un desplome de las ventas de estos combustibles.

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En un año, Vaca Muerta añadió 139.715 barriles diarios de petróleo no convencional, cifra que supera la producción total de toda la formación en 2018. Según el Monitor Oil & Gas de julio elaborado por RICSA ALyC, la producción pasó de 508.865 barriles diarios en julio de 2025 a 643.581 barriles diarios en julio de 2026, consolidando a la cuenca neuquina como el principal motor del crudo argentino.

Este crecimiento representa un aumento del 27% interanual y eleva la participación de Vaca Muerta al 70,5% del petróleo nacional, frente al 61% registrado en julio del año anterior. La producción total de crudo en Argentina se ubicó en 916.200 barriles diarios, quedando a menos de 84.000 barriles de alcanzar la meta del millón establecida por el Gobierno y las operadoras.

La evolución de Vaca Muerta en los últimos ocho años ha sido exponencial. La producción se multiplicó casi doce veces desde 2018, cuando apenas alcanzaba los 54.128 barriles diarios. Los incrementos anuales se intensificaron con el paso del tiempo, pasando de aumentos de alrededor de 30.000 barriles diarios entre 2018 y 2019 a superar los 120.000 barriles en el último año, el mayor salto registrado en toda la serie histórica.

La expansión se sostiene sobre una base sólida de 4.716 pozos activos, con un incremento de 42 respecto al mes anterior. Entre los principales productores de crudo se destacan Bajo del Choique y Loma Campana LII, mientras que en gas natural sobresalen Rincón del Mangrullo y Fortín de Piedra.

En cuanto a las compañías, YPF mantiene el liderazgo con 348.000 barriles diarios, representando el 38% del mercado nacional. Su bloque Loma Campana-LII aporta 67.000 barriles y es el activo individual más relevante. Detrás se posicionan PAE con 103.000 barriles (11%) y Pluspetrol, que con 94.000 barriles (10%) ascendió al tercer puesto, desplazando a Vista Energy (82.000 barriles, 9%). Este ascenso se vincula a la incorporación de activos de la ex ExxonMobil Exploration Argentina. Shell Argentina exhibió el mayor crecimiento mensual, con un aumento del 33,3% hasta los 44.000 barriles diarios.

La producción de gas natural mostró un comportamiento distinto, con un promedio nacional de 157,8 millones de metros cúbicos diarios, un 1,2% por debajo del año anterior y un 0,9% menor que en junio. Total Austral lidera con 35 millones de metros cúbicos diarios (22% del mercado), seguido por YPF con 31 millones y Tecpetrol con 23 millones. En Neuquén, la producción alcanzó 118,1 millones de metros cúbicos diarios, donde el gas no convencional representa el 91% del total provincial. La producción gasífera de Vaca Muerta creció un 33% entre enero y julio de 2026.

Este récord productivo ocurre en un contexto internacional favorable. El barril Brent promedió USD 83,8 en julio, un 18% más que en el mismo mes del año anterior, con un rango entre USD 68,53 y USD 105,32 durante el mes. Este aumento se relaciona con el cierre del estrecho de Ormuz desde mediados de julio, que redujo el tránsito de crudo de 4,4 a 3 millones de barriles diarios, además de la persistente tensión entre Estados Unidos e Irán. En agosto, el precio promedio parcial se elevó a USD 91,40.

La combinación de mayor precio y volumen impulsó los ingresos por exportación de crudo, que alcanzaron USD 1.020 millones en julio, un 144% más que el año previo. Las cantidades exportadas crecieron un 107% interanual y un 36,2% respecto a junio, alcanzando un acumulado de USD 5.722 millones en los primeros siete meses, un 59,2% más. El complejo Combustibles y Energía sumó exportaciones por USD 1.506 millones en julio y USD 9.151 millones en el año, con un superávit sectorial de USD 884 millones.

Neuquén se consolida como el principal distrito exportador energético del país, con ventas por USD 897 millones en julio y un acumulado de USD 5.122 millones en 2026. La Cuenca Neuquina, que incluye Neuquén, norte de Río Negro, sur de Mendoza y oeste de La Pampa, aportó 722.142 barriles diarios (79% del crudo nacional) y 122 millones de metros cúbicos diarios de gas (77% del total), con un crecimiento interanual del 24,5%.

La meta de alcanzar el millón de barriles diarios está cada vez más cerca, quedando a 83.800 barriles diarios de ese objetivo. El ritmo actual sugiere que la marca podría superarse antes de fin de año, siempre que la infraestructura para evacuar la producción se mantenga al nivel requerido. El próximo reporte de producción de agosto será clave para evaluar esta proyección, en un mercado internacional que ha mantenido el precio del Brent por encima de los USD 85 durante la mayor parte del periodo.

En un contexto provincial, el gobernador de Neuquén anunció la firma de un acuerdo en Houston con las principales petroleras de Vaca Muerta para financiar la construcción de 1.000 kilómetros de nuevas rutas, con el objetivo de iniciar las obras antes de fin de año y mejorar la conectividad para la actividad energética.

Por otra parte, Neuquén acumula exportaciones por USD 5.209 millones en los primeros siete meses de 2026, acercándose a Córdoba en el ranking nacional, con más del 98% de estos envíos vinculados a combustibles y energía impulsados por Vaca Muerta.

El ministro de Energía, Gustavo Medele, destacó que Chile y Brasil son mercados clave para expandir la demanda del gas neuquino, aunque subrayó la necesidad de mejorar la competitividad y cerrar contratos para lograr ese objetivo. Además, la provincia trabaja en diversificar su matriz productiva para sostener su economía más allá de los hidrocarburos.

Finalmente, el Ministerio de Economía aprobó la inscripción al régimen de incentivos para MEGA, que invertirá USD 365 millones en aumentar un 27% su producción de líquidos del gas natural. Este plan incluye obras en Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, con una proyección hasta fines de 2028 y la generación de hasta 800 puestos de trabajo.

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En un anuncio realizado durante el encuentro Shale in Argentina: Unleashing Vaca Muerta to the World en Houston, la secretaria de Energía, María Tettamanti, confirmó que el Plan Gas finalizará a fines de 2028 sin posibilidad de extensión. Este programa estatal, que ha sido uno de los principales instrumentos de regulación del mercado gasífero argentino en los últimos años, será reemplazado por un esquema basado en contratos directos entre privados.

Tettamanti explicó que el Gobierno está promoviendo que distribuidoras, industrias y generadores negocien directamente con productores y comercializadores, dejando que el Estado se retire progresivamente de su rol interventor. Esta medida se enmarca dentro de la política de desregulación energética que impulsa la administración de Javier Milei.

La funcionaria recordó que el Plan Gas nació como respuesta a un mercado intervenido que había perdido su capacidad de autorregulación. Citó una metáfora para ilustrar esta situación: el Estado le “cortó las piernas” al sector privado y luego le proporcionó “muletas”, como el propio Plan Gas. Aclaró que todos los contratos vigentes se mantendrán hasta su vencimiento porque constituyen derechos adquiridos, garantizando que no se verá afectada la propiedad privada.

Actualmente, el Plan Gas mantiene su vigencia hasta 2028 y regula los compromisos de abastecimiento entre productores y los distintos segmentos de demanda. Durante 2026, la Secretaría de Energía comenzó a fomentar una transición hacia contratos más directos entre productores y distribuidoras, anticipando así la eliminación gradual del esquema estatal.

En su exposición, Tettamanti dedicó gran parte a explicar el cambio conceptual impulsado por la Ley Bases en la política de hidrocarburos. “Dejamos de hablar de autoabastecimiento”, afirmó, y destacó que el potencial de recursos argentinos, especialmente el desarrollo de Vaca Muerta, hace obsoleta la limitación de la política energética a cubrir solo la demanda interna.

El nuevo objetivo, según la secretaria, es maximizar la rentabilidad para los inversores, asegurando tanto el suministro nacional como la posibilidad de exportar. La Ley Bases, sancionada en 2024, modificó la Ley de Hidrocarburos 17.319 y redefinió el marco regulatorio para la producción, transporte, procesamiento y comercialización de petróleo y gas.

Entre sus cambios más importantes, se incluyeron nuevas autorizaciones para construir y operar oleoductos, gasoductos, plantas de almacenamiento y bombeo, así como instalaciones portuarias y plantas de procesamiento. Tettamanti destacó que para aumentar significativamente la producción y exportación de hidrocarburos, no basta con desarrollar yacimientos, sino que es imprescindible contar con la infraestructura necesaria para evacuar la producción.

En este sentido, mencionó plantas de tratamiento, oleoductos, gasoductos y sistemas de transporte de líquidos y gas natural como elementos clave que deben crecer al ritmo de Vaca Muerta. Subrayó que la respuesta del capital privado ya comienza a reflejarse en resultados concretos, y el Gobierno busca que la infraestructura energética se expanda acorde al desarrollo del yacimiento.

La secretaria resumió la orientación del Gobierno con una frase contundente: “Menos Estado, más privado; menos regulación, más libertad. Ese es el camino trazado”. Esta misma lógica se aplica también al sector eléctrico y al gas natural. Criticó las intervenciones tarifarias y congelamientos de administraciones anteriores, que paralizaron inversiones esenciales en redes de gas y electricidad.

Respecto a la situación actual, detalló que durante 2025 se completaron las revisiones tarifarias y que las empresas reguladas cuentan ahora con mecanismos mensuales que permiten actualizar sus ingresos en términos reales. Esto ya se traduce en nuevas inversiones y mejoras en la calidad del servicio.

Finalmente, Tettamanti expresó su deseo de que el sistema energético dependa cada vez menos de decisiones tomadas desde la Secretaría de Energía: “Voy a sentir muy exitosa mi gestión si cada vez me tienen que venir menos a hablar”. Cerró con un llamado a los inversores: que quienes ya apuestan por Argentina continúen haciéndolo y que los nuevos se sumen a esta transformación.

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El Gobierno nacional confirmó que el Reactor Argentino Multipropósito RA-10 comenzará su proceso de puesta en marcha antes de fin de año con el objetivo de completar esa etapa durante los primeros meses de 2027, y anunció un esquema para incorporar inversión privada en la planta de producción de radioisótopos asociada al proyecto.

El anuncio fue realizado por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, durante una actividad en el Centro Atómico Ezeiza, donde precisó que el montaje de equipos y sistemas del reactor alcanzó el 96%.

Según informó la Secretaría de Asuntos Nucleares, cuando comenzó la actual gestión el montaje registraba un avance del 52% y distintos contratos y frentes de obra se encontraban paralizados por falta de financiamiento.

En la actualidad, unas 530 personas trabajan en el proyecto, mientras las tareas se concentran en completar el montaje y realizar los ensayos de funcionamiento de los distintos sistemas.

El RA-10 es desarrollado por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), que es propietaria de la tecnología, con participación de INVAP en la gestión del proyecto y en la provisión de servicios de ingeniería.

Ramos Napoli sostuvo que la finalización del reactor no resulta suficiente para avanzar con la producción comercial de radioisótopos, ya que será necesaria una planta asociada destinada a procesar los materiales irradiados.

Para financiar esa infraestructura, el Gobierno definió un esquema que permitirá incorporar capital privado tanto para su desarrollo y construcción como para las actividades productivas y comerciales vinculadas al reactor.

El Estado, en tanto, mantendrá bajo su responsabilidad la definición de la política nuclear, la regulación, la seguridad y las salvaguardias, de acuerdo con lo establecido por la Ley 24.804 de Actividad Nuclear.

El RA-10 tendrá una potencia de 30 MW y estará destinado a la investigación y producción. No generará electricidad, sino que utilizará los neutrones provenientes de la fisión para desarrollar productos y servicios destinados a la salud, la industria, la ciencia y la tecnología.

Entre los radioisótopos que podrá producir se encuentran el molibdeno-99, utilizado para obtener tecnecio-99m para estudios de diagnóstico por imágenes; lutecio-177, empleado en tratamientos oncológicos; e iridio-192, utilizado en aplicaciones médicas e industriales.

De acuerdo con las proyecciones oficiales, la capacidad del reactor podría representar alrededor del 20% del mercado mundial actual de determinados radioisótopos y permitiría abastecer la demanda local y exportar excedentes.

El proyecto también contempla la producción de silicio dopado para semiconductores de alta potencia y la prestación de servicios de ensayo de materiales, irradiación y análisis para usos científicos e industriales.

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Las tres empresas de servicios petroleros de más grandes del mundo, todas ellas grandes jugadores de Vaca Muerta, anunciaron que no participará en proyectos hidrocarburíferos en las Islas Malvinas. Son SLB, Baker Hughes y Halliburton, y su decisión llegó después de que el Gobierno endureciera las sanciones para las compañías que operen en las islas sin autorización argentina.

En las primeras horas del sábado, SLB anunció su decisión en un comunicado en el que mencionó la publicación en el Boletín Oficial del decreto 868/26 del Poder Ejecutivo Nacional, en el que se establece el nuevo régimen sancionatorio, más duro pero de la misma narturaleza que el que disponía la ley 26.659 -conocida como “Ley Pino Solanas”- , sancionada en 2011 y modificada en 2015.

En este contexto, SLB indicó que “no está participando ni tiene previsto participar en procesos de licitación que tengan por objeto la prestación de servicios para proyectos hidrocarburíferos en las Malvinas, así como en los espacios marítimos circundantes”. Y concluyó: “SLB reafirma su compromiso con el cumplimiento de las normas vigentes”.

La compañía, de origen francés pero con sede en Estados Unidos, opera en 100 países, era conocida como Schlumberger. Se especializa en trabajar detrás de las grandes operaciones petroleras con tecnología, equipos y servicios que permiten perforar pozos, evaluar reservorios y llevar adelante etapas de producción.

Otra compañía que se desmarcó fue Baker Hughes, con sede central en Houston, Estados Unidos, que también informó que “no participa ni tiene previsto participar en procesos de licitación que tengan por objeto la prestación de servicios para proyectos hidrocarburíferos en las Islas Malvinas, así como en los espacios marítimos e insulares circundantes”.

Y posteriormente Halliburton destacó que “respeta la soberanía argentina y reafirma su compromiso con su pueblo, y el desarrollo responsable del sector energético del país”.

“Halliburton Argentina S.A. no participa en el Proyecto Sea Lion ni en ninguna actividad relacionada de exploración o producción que se lleve a cabo en torno a las Islas Malvinas. Halliburton Argentina S.A. desarrolla sus operaciones en pleno cumplimiento de las leyes y regulaciones de la República Argentina”, completó.

Qué negocios tiene SLB en Vaca Muerta

SLB, Baker Hughes y Halliburton, los tres gigantes de los servicios petroleros en el mundo, se dedican a dar soporte a las empresas del sector, que son las concesionarias de los yacimientos.

Justamente esta semana, el número uno de SLB en la Argentina, Patricio Whitney, habló en un encuentro en Houston sobre el fuerte incremento en la cantidad de pozos que se espera para Vaca Muerta, a raíz de las inversiones atadas al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

SLB tiene operaciones tecnológicas y de servicios con varios de los principales productores de la formación, como YPF, Vista Energy, Tecpetrol y Pluspetrol, entre otras.

Así, con la aclaración de que no participará en Malvinas (aunque no estaba involucrada en el proyecto Sea Lion), la empresa deja claro que no se expondrá a quedar alcanzada por el nuevo régimen de sanciones y preservará sus contratos millonarios en Vaca Muerta.

De esta forma, esas empresas reafirman su compromiso con Argentina para no poner en riesgo sus operaciones en el país, más rentables, grandes y seguras que una apuesta en las Malvinas, territorio de soberanía disputada con Gran Bretaña.

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En una medida que se enmarca en la política de “protección de los recursos naturales argentinos”, el Gobierno argentino publicó un listado de 45 personas y empresas sancionadas por participar —de manera directa o indirecta— en actividades vinculadas a la explotación petrolera en las islas Malvinas, bajo administración británica, sin autorización de Argentina.

El listado incluye directores, accionistas, ejecutivos y firmas internacionales que, según la Secretaría de Energía y la Cancillería, participan en actividades consideradas “ilegales” por el Estado argentino, dado que se desarrollan sin autorización de Buenos Aires y en un territorio cuya soberanía reclama la Argentina.

Las sanciones implican prohibiciones de operar en Argentina, restricciones financieras y limitaciones para participar en licitaciones o acceder a permisos energéticos. También se establecen impedimentos para que las personas físicas ingresen al país o mantengan vínculos comerciales con empresas locales.

Las 45 personas y empresas sancionadas

En su mayoría son de Reino Unido e Israel, aunque también hay de Canadá, Estados Unidos, Países Bajos, Dinamarca, Suecia, Sudáfrica y Kazakistán.

• Navitas Petroleum Development and Production Limited — ilegítima licenciataria — Reino Unido.
• Navitas Petroleum Atlantic Limited — ilegítima licenciataria— Reino Unido.
• Harel Insurance Investments & Financial Services Ltd — Accionista de Navitas Petroleum LP — Israel.
• Migdal Insurance and Financial Holdings Ltd — Accionista de Navitas Petroleum LP — Israel.
• The Phoenix Holdings Ltd / Phoenix Financial Ltd / The Phoenix Investments House Lt— Accionista de Navitas Petroleum LP — Israel.
• Meitav Investment House Ltd— Accionista de Navitas Petroleum LP — Israel.
• Gideon Abraham Tadmor Cohen — Accionista de Navitas Petroleum LP — Israel.
• Yacob Katz — Accionista de Navitas Petroleum LP — Israel.
• Jonathan Akiva Sternberg — Accionista de Navitas Petroleum LP — Israel.
• Boaz Yoel Cohen Tadmor — Accionista de Navitas Petroleum LP — Israel.
• Amit Kornhauser — Accionista de Navitas Petroleum LP — Israel.
• Rockhopper Exploration (Hydrocarbons) Limited — ilegítima licenciataria— Reino Unido.
• Rockhopper Exploration (Oil) Limited — ilegítima licenciataria— Reino Unido.
• Noked Capital Ltd— Accionista de Rockhopper Exploration PLC — Israel.
• Aedos Advisers (London) LLP — Accionista de Rockhopper Exploration PLC — Reino Unido.
• Exodus Management Israel Ltd (Brosh Capital Partners LP y Brosh Equity Partners LP) — Accionista de Rockhopper Exploration PLC — Israel.
• Ion Fund Management Ltd — Accionista de Rockhopper Exploration PLC — Israel.
• Samuel Moody — Accionista de Rockhopper Exploration PLC — Reino Unido.
• William Rees Perry — Accionista de Rockhopper Exploration PLC — Reino Unido.
• Alan Brimacombe — Accionista de Borders & Southern — Canadá.
• Zila Corporation — Accionista de Borders & Southern — Islas Vírgenes Británicas.
• Interactive Investor Limited — Accionista de Borders & Southern — Reino Unido.
• Mr H Mason — Accionista de Borders & Southern — Origen sin especificar.
• Mr Newlands — Accionista de Borders & Southern — Reino Unido.
• Mrs Newlands — Accionista de Borders & Southern — Reino Unido.
• Hargreaves Lansdown Asset Management Limited — Accionista de Borders & Southern — Reino Unido.
• Halifax Share Dealing Clients — Accionista de Borders & Southern — Reino Unido.
• JHI Associates Inc. — ilegítima licenciataria— Canadá.
• JHI Falklands Inc. — ilegítima licenciataria— Canadá.
• Eco (Atlantic) Oil & Gas Ltd — Accionista única de JHI — Canadá.
• CIBC Asset Mgt. — Accionista de Eco — Canadá.
• Canaccord Genuity Limited — Accionista de Eco — Reino Unido.
• Avanza Bank Holding AB — Accionista de Eco — Suecia.
• Moshe Peterburg — Accionista de Eco — Israel.
• Askar Alshinbayev — Accionista de Eco — Kazajistán.
• Coronation Fund— Accionista de Eco — Sudáfrica.
• Westmount Energy Limited — Accionista de Eco — Jersey (Islas del Canal).
• Borders & Southern Falkland Islands Limited — Ilegítima licenciataria — Reino Unido.
• Noble Corporation — Proveedor estratégico de infraestructura — Reino Unido.
• AP Moller Holding A/S — Accionista de Noble Corporation y Seatrium — Dinamarca.
• First Eagle Investment Management LLC — Accionista de Noble Corporation y Seatrium Limited — Estados Unidos.
• Vanguard Portfolio Management LLC— Accionista de Noble Corporation y Seatrium Limited — Estados Unidos.
• Dimensional Fund Advisors LP — Accionista de Noble Corporation, Seatrium Limited y Bristow Group Inc. — Estados Unidos.
• Netherland, Sewell & Associates, Inc. (NSAI) — Analistas y asesores corporativos — Estados Unidos.
• Fugro NV — Proveedor de servicios — Países Bajos.

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La Libertad Avanza (LLA) y bloques aliados del Senado firmaron este jueves un dictamen sobre biocombustibles, que estableció un aumento en los cortes de bioetanol y biodiesel que se pueden mezclar con otros combustibles, y prolongó el plazo hasta el 2036 para que las pymes puedan reconvertirse.

El despacho consensuado entre el oficialismo y las bancadas dialoguistas estableció que se eleva en un año el corte del 12 al 15% en el caso del bioetanol, y del 7,5 al 10% en el caso del biodiesel, y límites en los cupos que pueda tener cada empresa para evitar los monopolios.

El avance de esta iniciativa es una señal a los gobiernos dialoguistas de Tucumán, Salta y Jujuy ya que el bioetanol es una mezcla de naftas con aceite de caña de azúcar y maíz, mientras que el biodiesel se produce entre naftas y aceite de soja, y las principales empresas están en Santa Fe.

Además, se incorporó un límite para evitar la concentración del mercado, por el cual ninguna empresa podrá concentrar más del 20% del volumen correspondiente.

El texto consensuado entre libertarios y dialoguistas no es aceptado por las pymes de biodiesel ya que querían mantener el 7,5 del mercado y en la ley ya se establecía una reducción de ese porcentaje hasta su eliminación en el 2036.

El dictamen de mayoría fue realizado en base al proyecto de la jefa de la Libertad Avanza, Patricia Bullrich,y tuvo el respaldo de los legisladores de la LLA y de los aliados Royon, del radical Flavio Fama, Beatriz Ávila (Independencia); de Provincias Unidas Alejandra Vigo y Carlos Espínola, Carolina Moises de Convicción Federal, aunque la legisladora cordobesa lo hizo con disidencia parcial.

En tanto, el senador peronista Fernando Salino anticipó que presentará un dictamen de minoría ya que argumentó que no se contempla el reclamo de las pymes de biodiesel.

De acuerdo al proyecto se determina que todo combustible líquido clasificado como gasoil o diésel oil que se comercialice dentro del territorio nacional deberá contener un porcentaje de mezcla mínimo obligatorio, en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final comercializado, del siete coma cinco por ciento (7,5%) de biodiesel.

A partir de los doce (12) meses de la sanción de la ley, el porcentaje de mezcla mínimo obligatorio, en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final comercializado, será del diez por ciento (10%) de biodiesel.

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El Gobierno del Reino Unido salió al cruce de las declaraciones del presidente Javier Milei sobre las Islas Malvinas luego de la cadena nacional.

El secretario de Defensa del Reino Unido, Wes Streeting, aseguró este viernes que el archipiélago “es británico” y ratificó que la postura de Londres es la defensa de ese territorio se mantiene con carácter “absoluto e inquebrantable”.

“Las Malvinas son británicas porque los habitantes de las Malvinas eligen ser británicos”, escribió Streeting en su cuenta oficial de X.

Asimismo, cuestionó la acción de Milei al sostener que sus anuncios “dicen más sobre la política interna de la Argentina que sobre las islas”.

Además de Streeting, una fuente de Downing Street, la residencia oficial del primer ministro británico, relativizó las declaraciones de Milei en diálogo con la BBC y dijo que los habitantes tienen derecho de los habitantes de las islas a explotar sus recursos naturales.

“No es la primera vez que un Gobierno argentino pronuncia amenazas contra los isleños. Nosotros dejamos claro que la autodeterminación de esos habitantes se extiende al derecho a explotar sus riquezas naturales”, señaló la fuente.

Por su parte, el ministro de Asuntos Exteriores, Ed Miliband, optó también por un mensaje en redes oficiales: “La posición del Reino Unido sobre las Islas Malvinas es inquebrantable”.

“Las islas son británicas y seguirán siéndolo porque esa es la posición abrumadora de los isleños”, sentenció.

Ayer, Javier Milei anunció sanciones para las empresas petroleras que operen en las Islas Malvinas y la construcción de una base militar en Tierra del Fuego, al tiempo que lanzó duras críticas al Reino Unido.

El mandatario nacional habló en cadena nacional y detalló que el Gobierno endurecerá las sanciones y penas para compañías que actúen en el archipiélago, las que no podrán trabajar en la Argentina y se expondrán a un juicio en ausencia.

Además, anunció que dispondrá mayores recursos al Ministerio de Defensa a través de un DNU para construir una base naval en Tierra del Fuego.

“Vamos a ampliar los recursos del Ministerio de Defensa con el fin prioritario de construir una base naval en Tierra del Fuego e incrementar las capacidades en comunicación”, indicó en su discurso.

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Las petroleras Rockhopper y Navitas Petroleum, responsables del proyecto Sea Lion en las Islas Malvinas, respondieron a las medidas anunciadas por el presidente Javier Milei y aseguraron que no esperan consecuencias materiales sobre el desarrollo del yacimiento.

Según replicó la agencia Noticias Argentinas, las compañías difundieron una declaración conjunta luego de que el mandatario anunciara sanciones contra las empresas que participen de la explotación de recursos naturales en las islas sin autorización de la Argentina.

Las operadoras sostuvieron que continuarán con el proyecto y remarcaron que las autorizaciones bajo las cuales trabajan permanecen vigentes.

En ese sentido, afirmaron que operan con licencias petroleras otorgadas por el gobierno de las Islas Malvinas y señalaron que cuentan con el “respaldo total y continuo” del Gobierno del Reino Unido.

Rockhopper, de origen británico, y Navitas Petroleum, de capitales israelíes, consideraron además que los anuncios realizados desde Buenos Aires no modificarán el cronograma previsto para Sea Lion.

“La Sociedad considera que no se prevé que los recientes acontecimientos tengan un impacto significativo en las actividades de desarrollo del Proyecto Sea Lion”, indicaron las empresas en su comunicado.

La respuesta llegó después de la cadena nacional encabezada por Javier Milei, en la que el presidente anticipó una serie de medidas destinadas a endurecer las sanciones contra compañías vinculadas con actividades económicas en Malvinas sin autorización argentina.

El mandatario argentino anunció que el Gobierno avanzará con la inhabilitación para operar en territorio argentino de aquellas empresas involucradas, de manera directa o indirecta, en proyectos desarrollados en las islas.

Además, anticipó la firma de un decreto para acelerar la aplicación de sanciones y el envío al Congreso de un proyecto de ley destinado a incrementar las penalidades contra las compañías alcanzadas.

La entrada Las petroleras que operan en Malvinas ningunearon los anuncios de Milei y ratificaron la continuidad de Sea Lion se publicó primero en Energía Online.

En la cadena nacional del jueves por la noche, el presidente Javier Milei apuntó contra el proyecto petrolero Sea Lion, próximo a las Islas Malvinas, para el caso que este consorcio británico-israelí inicie sus operaciones sin autorización de nuestro país.

Milei, entre otras medidas, anunció que se endurecerán las sanciones que hasta ahora establece la Ley N° 26.659 de Hidrocarburos, que prohíbe realizar actividades petroleras en la Plataforma Continental Argentina sin la expresa autorización de la Secretaría de Energía de la Nación.

Sea Lion y la extracción de petróleo en el Atlántico Sur

El proyecto Sea Lion es una de las iniciativas de extracción de petróleo marítimo (offshore) más importantes del Atlántico Sur. Se encuentra ubicado en la Cuenca Norte de las Islas Malvinas, a unos 220 kilómetros al norte del archipiélago.

El yacimiento fue descubierto en 2010 por la petrolera británica Rockhopper Exploration. En la actualidad, el operador principal y dueño del 65% del proyecto es la compañía israelí Navitas Petroleum, mientras que Rockhopper conserva el 35%.

Se calcula que Sea Lion alberga más de 500 millones de barriles de petróleo recuperables, con un potencial en toda la cuenca norte que podría superar los 1.000 millones de barriles de crudo de calidad media.

Cómo planea extraer petróleo

El desarrollo del campo Sea Lion está diseñado para operar de forma 100% offshore, prescindiendo de infraestructura logística fija en tierra firme debido a las condiciones climáticas del Atlántico Sur. La producción se canalizará a través de un buque flotante de producción, almacenamiento y descarga FPSO (Floating Production Storage and Offloading). Este buque procesará el crudo extraído directamente de los pozos submarinos y lo almacenará hasta que sea transferido a buques tanque lanzadera para su comercialización internacional.

El Plan de Producción contempla una primera fase con la perforación de pozos submarinos para alcanzar una producción inicial de entre 50.000 y 55.000 barriles diarios, estimando el “primer petróleo” (first oil) para marzo de 2028.

El desarrollo inicial requerirá alrededor de USD 1.800 millones, proyectando una inversión global que superará los USD 3.900 millones a lo largo de un ciclo productivo estimado en 30 a 35 años.

Las empresas que conforman Sea Lion

Rockhopper Exploration y Navitas Petroleum son las dos empresas que integran el consorcio del proyecto Sea Lion. Aunque comparten el activo, sus perfiles corporativos, orígenes y roles dentro del desarrollo son muy diferentes.

Rockhopper Exploration

Es una compañía petrolera británica independiente de tamaño pequeño a mediano, cotizada en el mercado secundario de la Bolsa de Londres, en Reino Unido.

En 2010, Rockhopper realizó el hallazgo comercial de petróleo en la Cuenca Norte de Malvinas. Durante la década posterior intentó llevar adelante el proyecto en alianza con otras grandes operadoras (como Premier Oil o Harbour Energy), pero las caídas del precio del crudo y la presión diplomática/legal congelaron la inversión.

Para reactivar el proyecto, acordó un esquema de préstamos con Navitas, donde la firma con sede en Israel financia gran parte de los costos iniciales de Rockhopper a cambio de repagos futuros con el flujo de caja que genere la venta del crudo.

Navitas Petroleum LP

Es un fondo/sociedad de inversión en petróleo y gas de origen israelí, que cotiza en la Bolsa de Tel Aviv. Fue cofundada por Gideon Tadmor, una figura de peso en la industria energética de Medio Oriente, reconocido por haber liderado los hallazgos de los gigantescos yacimientos de gas natural Tamar y Leviathan en el Mediterráneo oriental.

Navitas se sumó a Sea Lion en 2020 para reflotar el proyecto. Dos años después, asumió la operatividad total y el 65% del paquete accionario tras la salida de Harbour Energy. Opera a través de su filial de Reino Unido, Navitas Petroleum Development and Production Ltd.

Navitas se especializa en adquirir activos marinos (offshore) descubiertos pero estancados por falta de capital o alta complejidad y llevarlos a fase de producción. Tiene una presencia fuerte en el Golfo de México (proyectos como Shenandoah y Buckskin) y planea aplicar ese modelo de infraestructura flotante al Atlántico Sur.

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El Gobierno nacional dispuso la revisión de las solicitudes para acceder a los subsidios de electricidad y gas por redes que, después de un año desde su presentación, no hayan podido ser vinculadas con un suministro informado por las empresas prestadoras. Estos usuarios tendrán 60 días para actualizar sus datos.

La medida fue establecida mediante la Disposición 11/2026 de la Subsecretaría de Eficiencia e Información Energética del Ministerio de Economía, publicada este viernes en el Boletín Oficial, y forma parte del proceso de depuración del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF).

La norma apunta específicamente a solicitudes en las que existe una inconsistencia entre los datos declarados por el usuario y la información sobre los suministros de electricidad o gas remitida por las prestadoras. El Gobierno consideró razonable establecer un plazo de un año desde el alta antes de someter esos trámites a revisión.

Los usuarios alcanzados deberán ser notificados a través de los medios de contacto que declararon al realizar el trámite. A partir de esa notificación tendrán 60 días corridos para rectificar, actualizar o completar los datos del suministro o informar uno nuevo que pueda ser correctamente vinculado.

Si transcurren esos 60 días sin que el usuario realice las modificaciones necesarias y continúa sin poder establecerse la vinculación con un suministro, la solicitud de subsidio será dada de baja.

No afecta a todas las solicitudes

La disposición no afecta a todas las personas que reciben subsidios ni implica una baja automática del beneficio por el mero paso del tiempo: el procedimiento se concentra en las solicitudes que llevan un año sin poder asociarse con los servicios declarados.

Quedan expresamente exceptuadas las solicitudes correspondientes al Gas Licuado de Petróleo (GLP) envasado, ya que este tipo de provisión no está asociado a una red de distribución ni a un punto de suministro identificable mediante una prestadora y un número de cliente.

Los usuarios pueden consultar su situación respecto de los subsidios a través de Mi Argentina, en la opción Trámites, y solicitar una revisión mediante la plataforma Trámites a Distancia (TAD).

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El Presidente Javier Milei habló en cadena nacional y anunció que enviará al Congreso de la Nación un paquete de proyectos para resguardar y reclamar por la soberanía de las Islas Malvinas. 

Milei comenzó su discurso asegurando que las Islas formaron parte del territorio argentino desde los orígenes de la Nación y que en 1833, el Reino Unido “las ocupó, expulsó a las autoridades argentinas e instaló una situación colonial que continúa hasta nuestros días”.

En esa línea, consideró que los isleños constituyen una “población implantada en un territorio ocupado” y que “no tienen un derecho legítimo a la autodeterminación”.

“No alcanza con sostener nuestro reclamo: el Estado argentino tiene la obligación de utilizar todas las herramientas diplomáticas, económicas, judiciales y legales disponibles para defender nuestra soberanía y nuestros recursos”, expresó Milei.

Y argumentó: “Eso exige leyes adecuadas, organismos del Estado coordinados y herramientas efectivas para avanzar en un objetivo que trasciende a cualquier gobierno”.

En esa línea, el Presidente habló de la construcción de una base naval en Tierra del Fuego y del endurecimiento de las sanciones a las empresas extranjeras que exploren el petróleo en el territorio.

El paquete de proyectos del Gobierno de Milei por la causa Malvinas

El Presidente anunció que el proyecto que firmará hoy abrirá una nueva vía diplomática y pacífica para reclamar la soberanía de las Islas. Explicó además los diferentes puntos que tendrá en cuenta.

Por un lado, el objetivo de instruir a los distintos organismos del Estado que tomen conocimiento de los incumplimientos legales para que envíen la información correspondiente a Cancillería y que puedan impulsar las sanciones. Mejorar la coordinación en ese sentido y lograr mayor celeridad.

Por otro lado, la modificación de la ley N° 26.659 para “mejorar las herramientas que nos otorga actualmente para combatir este avance sobre el territorio argentino, endurecer sus sanciones y ampliar su alcance para extender ciertas consecuencias, tanto penales como administrativas, a las empresas que presten servicios a aquellos que realizan explotaciones hidrocarburíferas”.

Además, la modificación de la ley N° 26.659, que creará un Consejo de Seguridad Nacional para definir la política de seguridad nacional y que esta se aplique de manera transversal. “Esto permitirá una estrategia coordinada en la defensa de la soberanía y del territorio nacional, y en la recuperación de las Islas Malvinas”, explicó Milei.

Por último, el Gobierno ampliará los recursos del Ministerio de Defensa para avanzar en la construcción de una Base Naval Integrada en Tierra del Fuego e incrementar nuestras capacidades en telecomunicaciones. “La Base permitirá convertir a la Argentina en un polo logístico central del Atlántico Sur y fortalecer nuestra proyección geopolítica en una región estratégica para el futuro del país”, sintetizó el Presidente.

El reclamo por la soberanía de Malvinas

Por primera vez en su gestión, el Presidente Milei llamó a la unidad de todos los frentes políticos por “una causa nacional”. “Malvinas no pertenece a un gobierno ni a un partido político. Podemos tener diferencias sobre cualquier otra cuestión, pero la defensa de nuestra soberanía exige que los argentinos mostremos un frente unido ante el mundo”, expresó.

“Esa es también la verdadera forma de honrar a quienes entregaron su vida por nuestras Islas y a los veteranos que volvieron. Su sacrificio pertenece a todo el pueblo argentino y está por encima de cualquier diferencia política”, sentenció.

Por otro lado, el Presidente destacó que “en el mundo corren vientos de cambio favorables a nuestro reclamo”. En esa línea, indicó que “Estados Unidos evalúa cambiar su posición sobre Malvinas porque sabe que Argentina tiene un socio confiable“.

Y afirmó también que “obtuvimos 18 resoluciones y declaraciones internacionales en apoyo”. El Presidente le pidió a “los amigos de Argentina” que “no miren para otro lado cuando vulneran la soberanía del país” y agregó que “confiamos en que nuestros aliados estén de nuestro lado”.

Milei dijo que defender nuestra soberanía “requiere pensar en las próximas generaciones y no solamente en la próxima elección” y que para ello, “Argentina necesita recuperar su capacidad de pensar estratégicamente, fortalecer a sus Fuerzas Armadas y construir una verdadera política de seguridad nacional de largo plazo”.

Para cerrar, el Presidente aseguró que la seguridad nacional no es solo la defensa física del territorio, sino también la protección de “nuestros recursos estratégicos, nuestra economía, nuestra infraestructura crítica y nuestra capacidad de decidir nuestro propio futuro“.

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Los nuevos accionistas privados de Transener cobraron cerca de US$44 millones en dividendos correspondientes a ganancias acumuladas cuando el Estado todavía participaba indirectamente en el control de la principal transportadora de energía eléctrica del país, luego de concretarse la privatización del paquete que estaba en manos de ENARSA.

El Ministerio de Economía adjudicó por US$356,17 millones el 50% de las acciones de Citelec que pertenecían a la empresa estatal Energía Argentina (ENARSA) a Edison Inversiones y Genneia.

Citelec posee, a su vez, el 52,65% del capital de Transener, por lo que el paquete privatizado representaba indirectamente alrededor del 26,3% de la transportadora eléctrica.

Tras concretarse el traspaso, Transener aprobó una distribución de dividendos por $253.536 millones mediante la desafectación parcial de una reserva constituida con resultados acumulados.

Por la participación adquirida al Estado, a los nuevos propietarios les correspondieron aproximadamente US$44 millones, repartidos en partes similares: unos US$22,3 millones para Edison y otros US$22,3 millones para Genneia.

El punto que abrió la polémica es que parte de las ganancias utilizadas para pagar esos dividendos se había generado y acumulado mientras ENARSA todavía conservaba su participación accionaria indirecta en Transener.

Durante el período previo a la privatización, esos resultados habían permanecido dentro de la compañía como reservas en lugar de ser distribuidos entre los accionistas.

De esta manera, los compradores recibieron dividendos equivalentes a alrededor del 12,5% de los US$356,17 millones desembolsados para quedarse con el paquete estatal, según un cálculo realizado sobre los montos involucrados en ambas operaciones.

La situación abrió interrogantes sobre la decisión del Estado de avanzar con la venta sin que previamente se distribuyeran las utilidades acumuladas correspondientes a las acciones que todavía estaban bajo control de ENARSA.

Desde el sector privado sostuvieron, sin embargo, que la operación implicó la adquisición de las acciones con la situación patrimonial existente al momento de la transferencia, incluidos los activos, pasivos y disponibilidades de las compañías.

Bajo ese criterio, los dividendos correspondieron a quienes tenían la condición de accionistas cuando se resolvió formalmente su distribución.

La privatización de la participación estatal en Citelec formó parte del proceso de venta de activos dispuesto por el Gobierno nacional y dejó en manos privadas la totalidad del control accionario de la sociedad que posee la mayoría de Transener.

Transener opera la red de transporte eléctrico de alta tensión y constituye una compañía estratégica dentro del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), al transportar energía a través de miles de kilómetros de líneas de alta tensión en distintas regiones del país.

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Las dos monoboyas del VMOS viajan hacia Punta Colorada, donde se prevé que lleguen a fines de octubre para integrar el sistema offshore que permitirá cargar petróleo de Vaca Muerta en grandes buques de exportación.

Cada una pesa 272 toneladas y tiene 15,3 metros de diámetro. Pero más allá de sus dimensiones, su función puede explicarse de manera sencilla: serán el punto de conexión en el mar entre el oleoducto que llega desde tierra y los buques que transportarán el crudo hacia los mercados internacionales.

El petróleo llegará por el sistema VMOS hasta la terminal de Punta Colorada. Desde allí continuará su recorrido mar adentro a través de un ducto submarino de unos 7 kms., cuya infraestructura ya se encuentra en construcción frente a la costa rionegrina.

En el extremo de ese sistema submarino estarán las instalaciones que vincularán las tuberías con cada monoboya. El esquema técnico de este tipo de equipos contempla un múltiple submarino conocido como PLEM, que distribuye el flujo y cuenta con válvulas que permiten aislar las tuberías cuando es necesario realizar tareas operativas o de mantenimiento.

Desde allí, el petróleo asciende mediante tuberías y mangueras hasta la monoboya. Una vez que el buque tanque se posiciona en el lugar, queda amarrado a la estructura mediante un cabo de gran resistencia.

La transferencia hacia el barco se realiza a través de un sistema de mangueras flotantes conectado al buque. Así, la monoboya funciona como una gran estación de conexión flotante: recibe el petróleo proveniente del ducto submarino y permite transferirlo de manera controlada al buque tanque.

Ancladas al fondo del mar

Aunque flotan en superficie, las monoboyas permanecen aseguradas al lecho marino mediante un sistema de cadenas y anclas.

Esa infraestructura ya comenzó a desplegarse frente a Punta Colorada. Para cada una de las futuras posiciones se utilizan grandes anclas y cadenas de fondeo, encargadas de mantener el sistema en su ubicación durante la operación.

El diseño de este tipo de boyas está preparado además para absorber los esfuerzos que genera el amarre del buque y cuenta con sistemas que pueden monitorear la tensión de las líneas utilizadas durante la operación.

Las monoboyas no funcionan de manera aislada. Son el último eslabón de una infraestructura mucho mayor.

El circuito comienza con el oleoducto que transportará el crudo de Vaca Muerta hacia Río Negro, continúa en la terminal de almacenamiento de Punta Colorada y se extiende mar adentro mediante el ducto submarino hasta llegar al sistema de carga offshore.

Allí, las dos monoboyas permitirán cargar directamente buques VLCC (Very Large Crude Carrier), grandes petroleros utilizados para transportar crudo a escala internacional.

Mientras las estructuras continúan navegando hacia Río Negro, frente a Punta Colorada ya avanzan las obras submarinas, el montaje de cadenas y anclas y los trabajos asociados al ducto marino.

Cada una de estas piezas forma parte del mismo sistema. Su puesta en funcionamiento permitirá conectar directamente la producción de Vaca Muerta con los grandes mercados internacionales desde las costas rionegrinas.

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El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, firmó en Cipolletti con la empresa Oldelval el acuerdo por Duplicar Norte, un nuevo oleoducto que ampliará el transporte de crudo de Vaca Muerta y recorrerá 146 kilómetros en Río Negro.

El acuerdo fue suscripto junto a los representantes de Oleoductos del Valle SA (Oldelval), Ricardo Hösel y Federico Zarate Clemente, y será elevado en breve a la Legislatura para su tratamiento.

Duplicar Norte forma parte de la nueva infraestructura energética vinculada al crecimiento de la producción de Vaca Muerta y su salida hacia los mercados externos. La obra ya generó un importante movimiento de empleo y actividad en el noroeste de la provincia y permitirá fortalecer todavía más la integración de Río Negro al sistema energético nacional.

“Esto no es producto de la casualidad. Río Negro viene tomando decisiones desde hace años para ser protagonista de esta nueva etapa energética. Damos previsibilidad, reglas claras y seguridad jurídica para que las inversiones lleguen, se concreten y generen oportunidades para nuestra provincia”, afirmó Weretilneck.

Duplicar Norte contempla un nuevo oleoducto de aproximadamente 207 kilómetros de extensión y 24 pulgadas de diámetro, que unirá la Estación de Bombeo Auca Mahuida, en Neuquén, con la Estación de Bombeo Allen, en Río Negro.

De ese recorrido, cerca de 146 kilómetros atraviesan territorio rionegrino entre las estaciones de bombeo Crucero Catriel y Allen, con un fuerte despliegue de obra que trajo trabajo, contratación de servicios y movimiento económico en el noroeste rionegrino.

El proyecto alcanzó durante agosto un 50% de avance global. Además, ya se completó más del 80% de los cruces especiales previstos en toda la traza, entre ellos el cruce subterráneo de la Ruta Nacional 151, uno de los trabajos de mayor complejidad técnica.
La primera etapa está proyectada para entrar en funcionamiento hacia fines de 2026, con una capacidad de transporte de 220.000 barriles diarios. Luego, el sistema prevé incrementar progresivamente su capacidad hasta alcanzar los 500.000 barriles por día durante 2027.

En Allen, Duplicar Norte se integrará al sistema de transporte de Oldelval y permitirá derivar parte del petróleo hacia el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), consolidando la infraestructura necesaria para acompañar el crecimiento de la producción y su exportación desde la costa rionegrina.

Además, el nuevo sistema permitirá ampliar las posibilidades de evacuación de producción proveniente de proyectos no convencionales en etapa exploratoria o piloto dentro de la formación Vaca Muerta en territorio de Río Negro.

“Duplicar Norte se conecta con el VMOS y es parte de toda la infraestructura que estamos construyendo para llevar la producción al Atlántico. Río Negro dejó de ser una provincia de paso: hoy somos protagonistas de la salida de la energía argentina al mundo”, sostuvo el gobernador.

Duplicar Norte se incorpora a una red de grandes proyectos energéticos que están transformando el rol de Río Negro. Junto con el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur y los proyectos de exportación de gas natural licuado, la Provincia consolida infraestructura, previsibilidad y capacidad logística para convertirse en una de las principales puertas de salida de la energía argentina al mundo.

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El Senado debatirá este jueves en comisión una reforma de la ley de biocombustibles que eleva los porcentajes de corte de bioetanol y biodiésel, aunque persistían diferencias con las pymes de las provincias productoras por la participación que tendrán en el abastecimiento del mercado.

La sesión comenzará a las 11 en un plenario de las comisiones de Energía, Combustibles y Minería, y de Presupuesto y Hacienda, que presiden Flavia Royón (Primero los Salteños) y Agustín Monteverde (LLA), respectivamente.

En la Cámara Alta hay siete proyectos que fueron presentados por Beatriz Ávila (Independencia); José María Carambia y Natalia Gadano (Movere Santa Cruz); Alejandra Vigo y Carlos Espínola (Provincias Unidas); Patricia Bullrich (LLA); Flavia Royón (Primero los Salteños); Carlos Arce y Sonia Rojas Decut (Movimiento por Misiones), y Jorge Capitanich (Justicialista).

En el bloque del oficialismo existe expectativa de avanzar con un dictamen, aunque también hay dudas sobre el quórum debido a que varios legisladores regresaron ayer a sus provincias en medio de las dificultades en los vuelos provocadas por el paro de 48 horas de ATE.

El informe se está armando en base al proyecto de Bullrich, al que se le incorporaron los cambios impulsados por los senadores aliados y los representantes del sector.

Uno de los puntos sobre los que ya habría acuerdo es el incremento del corte obligatorio de bioetanol del 12% al 15%, una medida que tendría impacto en las provincias productoras de azúcar, particularmente Tucumán.

El esquema en discusión contempla mantener inicialmente el corte en el 12% y elevarlo al 15% a los doce meses de sancionada la ley.

El incremento podría generar una mayor demanda para la industria tucumana, aunque el beneficio concreto dependerá de cómo se distribuyan los volúmenes entre los distintos productores.

En el caso del biodiésel, que se incorpora al gasoil, fuentes parlamentarias señalaron a este medio que existe la posibilidad de un principio de acuerdo para llevar el corte obligatorio al 10%, aunque todavía se negocia una ampliación del cupo destinado a las pequeñas y medianas empresas elaboradoras.

Precisamente, la participación de las pymes constituye uno de los principales puntos de conflicto de la reforma, ya que señalan que no pueden competir con las grandes compañías integradas, que cuentan con mayor escala y acceso a las materias primas.

Por ese motivo, el aumento del porcentaje de biodiésel no alcanza para resolver la disputa y las pymes reclaman que la nueva normativa garantice una participación determinada dentro del mercado.

El bioetanol se produce principalmente a partir de maíz y caña de azúcar. El maíz representa cerca del 60% de la producción y se concentra en provincias como Córdoba, Santa Fe y San Luis, mientras que la caña aporta el 40% restante y tiene su principal producción en el Noroeste Argentino, especialmente en Tucumán, Salta y Jujuy.

La reforma impulsada por el oficialismo también contempla cambios en la comercialización y en el mecanismo de determinación de precios de los biocombustibles, con una transición prevista hasta fines de 2031.

Entre las modificaciones se incluye la creación de un mercado electrónico para las operaciones y la utilización del costo de importación como referencia para determinar los valores. Bajo determinadas condiciones, superar esa referencia podría habilitar la importación de biocombustibles.

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Los trabajadores de estaciones de servicio comprendidos en el Convenio Colectivo de Trabajo 488/07 experimentarán incrementos salariales durante los meses de agosto, septiembre y octubre de 2026, producto de un acuerdo firmado entre representantes sindicales y empresarios del sector.

El convenio estipula tres aumentos consecutivos: 1,9% en agosto respecto a julio, otro 1,9% en septiembre sobre el mes anterior y un último incremento del 1,8% en octubre respecto a septiembre, acumulando un alza total aproximada del 5,7% en el período.

Para un operador de playa, el salario básico previsto será de $1.589.052,03 en agosto, $1.619.094,12 en septiembre y $1.647.357,81 en octubre. Estos valores corresponden únicamente al sueldo básico; a ellos se suman adicionales y se aplican los descuentos legales para obtener el monto final.

Respecto a otras categorías, a partir de octubre se registran los siguientes valores básicos: para operadores de servicio, $1.601.132,07 en agosto y $1.631.553,58 en septiembre; y para encargados, $1.640.699,06 en agosto y $1.671.872,34 en septiembre.

Los adicionales que incrementan el salario básico incluyen un 8% por asistencia, otro 8% por movimiento de fondos, además de conceptos por antigüedad, aportes mutuales, manejo de fondos, aportes sindicales y seguro de sepelio. La antigüedad se calcula según los años de servicio, por lo que el ingreso bruto final puede superar el básico divulgado.

En cuanto a la homologación administrativa del acuerdo, el documento establece que, aunque esta se demore, los empleadores deberán aplicar los nuevos salarios en las fechas previstas. Este compromiso se basa en el artículo 6 de la Ley 23.546, que regula la negociación colectiva, evitando que los pagos queden condicionados a trámites administrativos.

Por último, la negociación salarial para el resto del año 2026 no queda cerrada. Los representantes de los trabajadores y empresarios acordaron retomar las conversaciones a partir del 15 de noviembre para evaluar posibles ajustes futuros.

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El gobernador Rolando Figueroa inició este martes su agenda en Estados Unidos, con el objetivo de lograr nuevas inversiones que permitan acelerar aún más el desarrollo de Vaca Muerta y de la provincia. Como parte de sus actividades, se reunió con el subsecretario para Asuntos del Hemisferio Occidental del Departamento de Estado de ese país, Juan Pablo Segura.

El mandatario comenzó su jornada de trabajo en Washington con un encuentro con inversores en la Embajada argentina. Luego se reunió con Harold Hamm, fundador y presidente de Continental Resources; y posteriormente con Juan Pablo Segura.

Tras la reunión con Segura, Figueroa destacó que “para Neuquén la seguridad jurídica es política de Estado” y explicó que el objetivo fue “dialogar sobre el desarrollo de Vaca Muerta y la experiencia de Estados Unidos para sostener el crecimiento a través de los años”.

“La sustentabilidad social de esta transformación se logra con planificación y previsibilidad. En Neuquén, la seguridad jurídica es una política de Estado que trasciende las gestiones y eso genera confianza para seguir atrayendo inversiones y oportunidades”, remarcó.

Durante su exposición ante los inversores en la Embajada, Figueroa destacó que “Neuquén siempre ha sido una provincia muy seria. La seguridad jurídica siempre ha sido muy importante y sobre todo el buen trato hacia los inversores”. “El buen trato incluye varios ítems, pero uno fundamental para el inversor es la transparencia. Y para nosotros también es fundamental la transparencia”, señaló.

El mandatario neuquino aseguró que desde el Gobierno provincial “incentivamos la participación permanente y la competitividad” y recordó que recientemente la Provincia, a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), recibió las ofertas de empresas interesadas en explorar y eventualmente desarrollar 15 áreas hidrocarburíferas incluidas en la primera ronda del Plan Exploratorio Neuquén.

Dijo que, como un nuevo paso en la estrategia provincial para ampliar el desarrollo de Vaca Muerta, “hemos licitado áreas por primera vez en mucho tiempo para la exploración. Hemos tenido propuestas muy exitosas y también ya vamos a seguir con una segunda tanda de licitaciones”.

Figueroa recalcó que Neuquén cuenta con “un Estado que es sólido y sostenible. Hemos eliminado los gastos innecesarios y estamos muy focalizados en invertir solo en el desarrollo”.

El gobernador se refirió a la experiencia histórica de la provincia del Neuquén en materia de producción de gas y petróleo y aseguró que “el ecosistema estaba armado”.

Además, destacó la importancia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y presentó la experiencia de Neuquén como uno de los ejemplos de éxito que permitió mejorar la competitividad, multiplicar la inversión y fortalecer las cuentas públicas. Recordó que el upstream de gas y petróleo no estaba incluido en el esquema inicial y fue incorporado por un requerimiento de la provincia.

“El ecosistema, más la normativa que construyó el Estado nacional y la adecuación que hicimos de la normativa desde el Estado provincial, nos permitieron poder arrancar primero”, concluyó.

Tras la reunión en la Embajada, Figueroa mantuvo un encuentro con Harold Hamm, fundador y presidente de Continental Resources y uno de los pioneros de la explotación de hidrocarburos no convencionales.

“Continental Resources elige Neuquén para seguir creciendo”, aseguró el gobernador y explicó que se trata de “una de las empresas líderes del no convencional que por primera vez salió de Estados Unidos para ingresar a Vaca Muerta con nuevas inversiones”. “Su llegada demuestra que la seguridad y la previsibilidad generan confianza y atraen nuevos actores”, agregó.

“Estamos abriendo nuevas áreas a la inversión y construyendo un círculo virtuoso de desarrollo. De la mano de Continental, más compañías estadounidenses encuentran en Neuquén un destino confiable para invertir, crecer y generar nuevas oportunidades de trabajo para nuestra gente”, finalizó.

En la reunión con Segura y en el encuentro con inversores también estuvieron presentes el embajador argentino en Estados Unidos, Alejandro Oxenford; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín y el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González Casartelli.

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En el marco de Estación YPF, la convención anual que reunió en La Rural a operadores de todo el país, la compañía distinguió a las estaciones de servicio con mejor desempeño de su red a través de una nueva edición de la Premiación +YPF, un programa que reconoce la excelencia en gestión, seguridad, innovación, experiencia del cliente y resultados comerciales.

“Con estos reconocimientos destacamos a estaciones y equipos por su gestión, seguridad, innovación y compromiso con el cliente. Tenemos una red enorme y el desafío de hacerla cada día mejor y seguir creciendo juntos” expresó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marin.

La máxima distinción 2025, el Premio Diamante +YPF, fue otorgado a Servicios Cipolletti SRL – Río Salado SRL, operador de un grupo de estaciones de servicio con presencia en distintas localidades de Río Negro, por su desempeño integral durante el último período.

Además, YPF entregó los reconocimientos +YPF Oro a 11 operadores destacados de las regiones Área del Sol, Buenos Aires, Litoral, Mediterránea, Metropolitana, Pampeana, Patagonia y Valles, tanto de la red de terceros como de la red propia.

La premiación se realizó como cierre de una jornada en la que YPF compartió con su red la visión de futuro para el negocio de estaciones de servicio. Con 2.000 asistentes y bajo el concepto “Estación YPF”, la compañía presentó iniciativas orientadas a mejorar la experiencia de los clientes a través de mayor rapidez y calidad de atención, nuevas propuestas gastronómicas, innovación tecnológica y herramientas digitales para la gestión del negocio.

Las estaciones ganadoras fueron:

+YPF Diamante

• Servicios Cipolletti SRL – Río Salado SRL

+YPF ORO

• VASA S.A. – Mendoza
• Distribuidora Sur S.A. – Buenos Aires
• Favini S.A. – Santa Fe
• Gerardo Camilo Carlomagno – Córdoba
• Kalpat S.A.– Buenos Aires
• Barbero Hermanos S.A. – Buenos Aires
• Río Salado – Río Negro
• Luis Carrizo y Cia SRL – Salta
• Aca Villa Devoto – CABA
• Pilar RN 8 mano provincia – Buenos Aires
• Dolores – Buenos Aires

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Horacio Marín se reunió con Dharmesh Mehta, Executive Chairman de Corva, en el marco de la renovación del acuerdo para seguir impulsando la transformación digital de la construcción de pozos.

Desde la creación del RTIC de Perforación y Workover, Corva se ha consolidado como una de las plataformas tecnológicas centrales para integrar las operaciones de perforación, fractura e intervenciones en un único entorno digital.

Esta evolución permitió avanzar desde un esquema tradicional de monitoreo hacia una gestión activa de las operaciones, donde especialistas y equipos de campo pueden visualizar el desempeño en tiempo real, anticipar eventos de riesgo, reducir tiempos improductivos y tomar decisiones con mayor velocidad y precisión.

El acuerdo entra ahora en una nueva etapa de colaboración, orientada a avanzar hacia operaciones progresivamente autónomas mediante advisors, analítica predictiva, alertas inteligentes, automatización, copilotos digitales y agentes capaces de asistir procesos operativos de creciente complejidad.

El objetivo compartido es consolidar al RTIC como el sistema operativo digital para la construcción de pozos, integrando personas, procesos, datos e inteligencia artificial para lograr operaciones más seguras, eficientes, predictivas, escalables, y acompañar el crecimiento sostenido de YPF en Vaca Muerta.

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La Asociación Argentina de Abogados/as Ambientalistas (AAdeAA) y el Centro de Ex Combatientes Islas Malvinas La Plata (CECIM) acudieron a la Justicia para frenar el proyecto petrolero Sea Lion o “León Marino”, que las empresas Rockhopper Exploration, de origen británico, y Navitas Petroleum, de capitales israelíes, proyectan desarrollar en la Cuenca Malvinas Norte.

Cuestionan que el proyecto avance sobre la plataforma continental argentina sin autorización nacional y sin la evaluación de impacto ambiental y piden a la justicia frenar las obras y su financiamiento.

El plan de las corporaciones contempla la extracción de más de 1300 millones de barriles de crudo, en lo que los demandantes catalogan como una agresión ecológica y flagrante violación a la soberanía nacional.

León Marino se encuentra sobre la plataforma continental argentina, aproximadamente 220 kilómetros al norte de las Islas Malvinas, en los bloques identificados por las empresas como PL032 y PL004b.

La acción fue presentada ante el Juzgado Federal de Río Grande y reclama la suspensión inmediata de las obras, perforaciones y movimientos del lecho marino.

Además, las organizaciones solicitaron que se detengan las operaciones financieras vinculadas con el proyecto y que se disponga un embargo preventivo por 156.432.000 dólares sobre bienes y activos de las compañías

El planteo sostiene que el proyecto pretende avanzar sobre la plataforma continental argentina, aproximadamente a 220 kilómetros al norte de las Islas Malvinas, y que las empresas no realizaron ante el Estado argentino el procedimiento de evaluación de impacto ambiental ni las presentaciones necesarias para explorar o explotar hidrocarburos.

“Las autorizaciones emitidas por la administración colonial británica no sustituyen el cumplimiento de las leyes argentinas”, sostienen los impulsores de la acción.

Un proyecto de más de 30 años

Según la presentación, el proyecto contempla en sus primeras dos etapas 23 pozos submarinos: 16 productores de petróleo, seis de inyección de agua y uno de inyección de gas. También prevé cañerías, equipos instalados sobre el lecho marino y una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga.

La petrolera Navitas proyecta comenzar la producción en 2028 y mantenerla durante más de 30 años. De acuerdo con la información incorporada por los denunciantes, durante 2026 comenzaron trabajos sobre el muelle y la base terrestre, mientras que la perforación está prevista para comienzos de 2027.

Para AAdeAA y el CECIM, el problema no es solamente ambiental sino también de soberanía.

“La soberanía también implica la capacidad de proteger los territorios, controlar las actividades extractivas y prevenir daños”, plantearon. Y advirtieron que el avance del proyecto “priva al Estado argentino y a la sociedad de la posibilidad de conocer, evaluar y decidir” sobre una explotación de recursos naturales en la plataforma continental argentina.

Las organizaciones sostienen que las obras pueden generar impactos sobre los ecosistemas del Mar Argentino y las Islas del Atlántico Sur. Mencionan, entre otros riesgos, perforaciones, movimientos del lecho marino, tránsito permanente de embarcaciones, ruido submarino, utilización de sustancias químicas y eventuales derrames.

La presentación advierte que los efectos podrían extenderse a través de las corrientes marinas y alcanzar zonas utilizadas para alimentación, reproducción y migración de distintas especies.

“Una vez producidos, muchos de los daños sobre los ecosistemas marinos pueden resultar irreversibles o extremadamente difíciles de reparar”, señalaron para justificar la necesidad de una intervención judicial.

También apuntan contra las petroleras

La acción judicial cuestiona además los antecedentes de las dos compañías en Argentina.

Según AAdeAA y el CECIM, Rockhopper fue declarada clandestina en 2012 por desarrollar actividades hidrocarburíferas en la plataforma continental sin autorización nacional y en 2013 fue inhabilitada durante 20 años para operar en el país. En el caso de Navitas, sostienen que recibió sanciones equivalentes en 2022.

Rockhopper conserva, de acuerdo con la presentación, el 35% del proyecto, mientras que Navitas controla el 65%.

Las organizaciones también reclaman que las empresas identifiquen a los bancos, fondos de inversión, aseguradoras y demás actores que financian la explotación.

El planteo de soberanía

El escrito invoca la Primera Disposición Transitoria de la Constitución Nacional, que ratifica la soberanía argentina sobre las Islas Malvinas, Georgias del Sur y Sandwich del Sur y los espacios marítimos e insulares correspondientes.

También cita la Resolución 31/49 de la Asamblea General de Naciones Unidas y sostiene que el desarrollo del proyecto constituye una modificación unilateral sobre un territorio cuya soberanía se encuentra en disputa.

En ese sentido, los impulsores de la demanda resumieron su postura con una definición contundente: “El petróleo aparece como una nueva forma del viejo despojo”.

Ahora será la Justicia Federal de Río Grande la que deberá analizar los pedidos formulados: la suspensión de las obras, el freno de las operaciones financieras y el embargo preventivo por más de 156 millones de dólares contra las empresas involucradas.

El pedido a la justicia

La medida cautelar solicita suspender las obras, perforaciones y movimientos del lecho marino. También impedir nuevos contratos, desembolsos, transferencias o garantías destinados al proyecto.

Busca detener el riesgo ambiental y soberano antes del daño. Y la modificación unilateral antes del hecho consumado.

Solicitan informar la causa a los organismos de control financiero y a los mercados donde operan las empresas. Que las compañías identifiquen bancos, fondos, aseguradoras y demás actores que sostienen la explotación. “El dinero deja huellas. Quienes financian una actividad ilegal no pueden permanecer detrás de la niebla corporativa”

Requieren que las licencias de la administración colonial británica sean declaradas inoponibles a la República Argentina.

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Brasil alcanzó en julio un nuevo récord de producción de petróleo, con 4,5 millones de barriles diarios, un aumento del 13,6 % frente al mismo mes de 2025 y del 0,5 % respecto a junio, informó la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).

El resultado superó el récord anterior, registrado apenas un mes antes, cuando la producción petrolera brasileña alcanzó 4,47 millones de barriles diarios, confirmando la expansión sostenida de la actividad extractiva del país.

La producción conjunta de petróleo y gas natural sumó en julio 5,85 millones de barriles de petróleo equivalente por día, según el boletín mensual divulgado por la ANP.

El avance estuvo impulsado principalmente por los campos marítimos del presal, que en julio respondieron por 4,8 millones de barriles de petróleo equivalente diarios, equivalentes al 82,4 % de toda la producción brasileña de petróleo y gas natural.

La producción del presal creció un 0,3 % respecto a junio y un 18,2 % en comparación con julio del año pasado, consolidando a esta región como el principal motor de la expansión energética brasileña.

Solo en el presal fueron extraídos 3,7 millones de barriles diarios de petróleo y 173,7 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, mediante 203 pozos en operación.

El Producto Interno Bruto (PIB) de Brasil crecerá 1,9 % en 2026, aunque con un sesgo a la baja, tras avanzar 0,5 por ciento en el segundo trimestre del año, según la previsión de crecimiento difundida por la Federación de Industrias del Estado de Sao Paulo (FIESP).

La proyección del mayor conglomerado empresarial del país sudamericano mantiene a su vez una estimación de crecimiento del PIB de 1,1 % para 2027, pero ahora con sesgo a la baja en ambos años, después del crecimiento de 2,3 % observado en 2025, de acuerdo con informes de Xinhua.

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El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, se reunió con representantes de las pymes bonaerenses elaboradoras de biodiésel, quienes vienen reclamando un cupo en la nueva ley que impulsa Patricia Bullrich y están alertan por el posible cierre de plantas en todo el país.

Durante el encuentro con la Cámara de Empresas PYMEs Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (Cepreb), se abordó la situación del sector en el marco del proyecto que impulsa la senadora nacional para derogar la Ley 27.640 de Biocombustibles.

De aprobarse, se pondría en marcha un cronograma de reducción de la participación de las pymes en el mercado, lo que concentraría la actividad en seis grandes aceiteras del puerto de Rosario. Frente a ello, Kicillof manifestó su rechazo a este proyecto y asumió el compromiso de defender el entramado productivo bonaerense y los puestos de trabajo en las economías regionales.

La iniciativa de Bullrich propone elevar el corte obligatorio de biodiésel en el gasoil del actual 7,5% al 10% y avanzar hacia un mercado más competitivo. El planteo de la Cepreb es que, como está diseñado, el cambio podría provocar una mayor concentración de la producción y poner en riesgo la continuidad de 25 plantas del interior.

Según la entidad, si la iniciativa se aprueba sin modificaciones, compañías que invirtieron durante años en La Pampa, San Luis, Entre Ríos y Buenos Aires podrían quedar “condenadas a la quiebra”.

Según la entidad, si la iniciativa se aprueba sin modificaciones, compañías que invirtieron durante años en La Pampa, San Luis, Entre Ríos y Buenos Aires podrían quedar “condenadas a la quiebra”. La producción del sector Pyme ronda las 900.000 toneladas anuales destinadas al corte obligatorio, y Buenos Aires concentra 355.000.

Participaron Juan Carlos Bojanich (Biobahia – Grupo Bahía), Carlos A. Paredes (Aripar Cereales), Pablo Ezequiel Abad (Advanced Organic Materials), Gustavo Enrique Michelini (Agro M&G) y Federico Martelli, director ejecutivo de CEPREB, junto a Juan Ignacio Bojanich, Javier Barbagelatta, Miguel Gustavo Ariceta, Danilo Mengarelli, Juan Gualberto, Ernesto Tricarico y César Daniel Cárdenas, asesor legal de la cámara, en representación de las diez plantas radicadas en Ramallo, Pilar, Junín, Daireaux, Bahía Blanca y Saladillo.

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YPF inauguró la nueva Sala RTIC Security, el principal centro de comando y control de seguridad de la compañía, desde donde se realiza el monitoreo, el análisis y la gestión integral de incidentes en más de 520 activos críticos, entre ellos refinerías, terminales, estaciones de servicio y otros puntos estratégicos para la operación de sus negocios.

La nueva sala opera de manera ininterrumpida, las 24 horas del día, los 365 días del año, con 19 puestos operativos que brindan cobertura permanente. Desde allí se integran más de 6.500 cámaras al sistema corporativo de videovigilancia y se centraliza la información para la gestión de eventos de seguridad, que permite optimizar los tiempos de respuesta, mejorar la trazabilidad de los incidentes y fortalecer la capacidad de análisis e inteligencia operacional.

“Esta nueva Sala RTIC Security nos permite anticiparnos, tomar mejores decisiones y proteger nuestros activos con los más altos estándares, acompañando los desafíos de una operación cada vez más eficiente y segura”, afirmó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.

Como parte de esta transformación, la compañía incorporó un sistema de monitoreo aéreo remoto integrado por 11 drones operativos, cinco de ellos con capacidad de despliegue autónomo desde estaciones fijas ubicadas en activos prioritarios. El 100% de las operaciones aéreas son gestionadas de forma remota desde la Sala RTIC por pilotos certificados.

Con esta incorporación, YPF continúa impulsando la digitalización de sus operaciones y consolidando un modelo de seguridad basado en tecnología, inteligencia operativa y prevención, alineado con los más altos estándares de la industria energética.

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El Gobierno de la provincia de Buenos Aires aprobó una actualización de los cuadros tarifarios del servicio eléctrico para las distribuidoras Edelap, EDEA, EDEN y EDES, que impactará en las 200 cooperativas eléctricas del interior desde el mes de septiembre. Esta suba se suma a otras que impactarán en las familias bonaerenses.

La medida publicada este lunes en el Boletín Oficial a través de la Resolución 682/2026 del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, impactará en las tarifas del próximo mes con ajustes que van del 1 al 2,4%. Las subas se darán en el cargo fijo (haya o no consumo) y en el cargo variable.

El incremento se compone de dos factores: una suba del 5,6% en el precio mayorista de la energía dispuesta por la Secretaría de Energía de la Nación, vigente desde el 1° de agosto, y un ajuste del 1,8% en el valor agregado de distribución (VAD) para el mes de septiembre. La combinación de ambos factores derivará en subas en las boletas, según se trate de usuarios con o sin subsidio.

De acuerdo al detalle oficial, un usuario residencial sin subsidios con un consumo de 150 kWh mensuales pasará de pagar $55.550 a $56.900 por mes, impuestos incluidos. En tanto, un usuario con subsidios que abonaba $37.500 pasará a pagar $38.000 mensuales, también con impuestos.

El Gobierno provincial precisó además la composición de las facturas: el 40% corresponde al costo nacional de la energía, el 33% a los ingresos de las distribuidoras (que incluye el Agregado Tarifario destinado a obras) y el 27% restante a impuestos nacionales y provinciales.

Cuidar el consumo

Frente a estas subas, las autoridades bonaerenses mostraron su preocupación por el aumento del consumo de luz y su impacto en las facturas. “Durante este invierno, las bajas temperaturas registradas generar un fuerte incremento del consumo de energía eléctrica en los hogares que utilizan electricidad como fuente de calefacción”, indicaron. Y recordaron que “el aumento del consumo puede tener un impacto significativo en el monto final de las facturas, especialmente cuando los usuarios superan determinados niveles de consumo y, como consecuencia, cambian de categoría”.

En este escenario, el Gobierno puso a disposición un simulador de facturación. Esta herramienta permite estimar el monto de la factura y conocer cómo se compone el valor final del servicio. El simulador es parte del Portal Energético de la Provincia de Buenos Aires (PEBA), una plataforma que permite identificar el rango de consumo, pero también consultar, visualizar y descargar estadísticas actualizadas sobre demanda eléctrica, generación por fuente, energías renovables, infraestructura energética, eficiencia energética y generación distribuida.

Finalmente, la Provincia estableció que la distribuidora Edelap deberá aplicar en la próxima factura una bonificación del 20% de los conceptos eléctricos facturados por cada 24 horas sin suministro a los usuarios afectados por la salida de servicio de la Estación Transformadora Tolosa 132 kV, ocurrida el 17 de agosto en la ciudad de La Plata y que dejó sin luz a unas 65.000 personas.

Según el texto oficial, si el corte fue menor o mayor a ese lapso, la bonificación se calculará a razón de 0,80% por cada hora sin servicio, hasta la restitución normal del suministro. La resolución dispone además que la compañía deberá dar un tratamiento ágil a los reclamos por resarcimiento de daños de los usuarios afectados por ese episodio.

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El Gobierno volvió a postergar la actualización de los impuestos a los combustibles que debía implementarse el 1° de septiembre, y se pasó al 1° de octubre, para contener subas en el precio de las naftas y el gasoil y su consecuente traslado a los costos.

La medida se implementó a través del Decreto 829/2026, publicado este lunes en el Boletín Oficial con la firma del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Diego Santilli, y el ministro de Economía, Luis Caputo.

El texto extiende hasta el 30 de septiembre el esquema vigente y concentra para octubre los incrementos que todavía están pendientes, correspondientes a 2024 y 2025, además del primer y segundo trimestre de 2026.

Los tributos alcanzados son el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y el Impuesto al Dióxido de Carbono, cuyos valores deben actualizarse trimestralmente de acuerdo con la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC), aunque el Ejecutivo viene aplicando los incrementos de manera parcial y postergando los saldos pendientes. Ya se pospuso 13 veces desde 2024.

El nuevo decreto establece expresamente que el incremento total pendiente comenzará a tener efecto sobre la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil desde el 1° de octubre. En los fundamentos del decreto, el Gobierno señaló que la postergación busca “continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible” y consideró necesario diferir nuevamente los incrementos.

Según un informe del Instituto Argentina Grande (IAG), el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) pasó de representar el 8,9% del precio de la nafta súper en noviembre de 2023 al 19,25% en julio de 2026.

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La Secretaría de Energía elevó de 150 a 200 kilovatios hora mensuales el bloque de consumo eléctrico alcanzado por los subsidios focalizados durante septiembre.

La modificación fue establecida mediante la Resolución 221/2026 y se aplicará a los usuarios beneficiarios con independencia de la zona bioambiental en la que residan.

La decisión amplía en 50 kWh el consumo mensual sobre el cual podrá aplicarse la bonificación correspondiente al régimen de Subsidios Energéticos Focalizados.

El nuevo bloque de 200 kWh también será utilizado para calcular la bonificación extraordinaria del 25% dispuesta por el Gobierno para septiembre.

Los consumos que superen el volumen subsidiado serán facturados sin ese beneficio, de acuerdo con los precios y cuadros tarifarios vigentes.

La medida tendrá carácter excepcional para septiembre y deberá ser implementada por las distribuidoras en la facturación correspondiente.

El impacto final dependerá del consumo de cada hogar, la tarifa de su jurisdicción y los restantes componentes incluidos en la factura.

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El Gobierno de Javier Milei dispuso aumentos en las tarifas energéticas que elevarán 1,75% las facturas de electricidad para el Área Metropolitana (AMBA) y 1,40% las de gas natural para todo el país en septiembre. Las cifras se ubican por debajo de la inflación de julio, que fue 2,1%.

La medida se implementó a través de varias resoluciones del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) publicadas en el Boletín Oficial este martes con las firmas de su vicepresidente, Vicente Serra, y los vocales Marcelo Nachón, Griselda Lambertini y Héctor Falzone.

Con el nuevo esquema, el aumento promedio de las facturas será de 1,75% para la electricidad y de 1,40% para el gas natural, por debajo del 2,1% de inflación registrado en julio, último dato oficial disponible del INDEC, recalcaron desde la Secretaría de Energía de la Nación.

En este contexto, las tarifas energéticas vuelven a actualizarse mientras las proyecciones privadas anticipan una inflación cercana al 1,8% para septiembre, según el Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM) elaborado por el Banco Central. 

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Irán informó que un superpetrolero sufrió graves daños y un incendio tras impactar con dos minas navales en el estrecho de Ormuz, un paso marítimo clave donde se intensifica la tensión entre Teherán y Washington. Según la Guardia Revolucionaria iraní, el buque intentaba atravesar la ruta ilegal del sur del estrecho cuando chocó contra las minas, lo que provocó incendios de gran magnitud y dejó al barco completamente inmovilizado.

No se han divulgado detalles sobre la bandera del superpetrolero ni si hubo víctimas en el incidente. Este hecho se produce en un contexto de creciente confrontación entre ambos países en la región.

Estados Unidos sostiene que el estrecho de Ormuz ha sido desminado, mientras que Irán asegura que no se ha realizado ningún desminado y advierte que no se debe cruzar sin su autorización. Este choque ocurre luego de que Estados Unidos atacara dos plataformas para impedir que Irán lanzara minas marinas, a lo que Irán respondió con ataques contra objetivos estadounidenses en Jordania y Emiratos Árabes Unidos.

En julio, Irán cerró temporalmente el paso por el estrecho tras bombardeos estadounidenses, hecho al que Washington respondió con un cerco a buques y puertos iraníes, afectando la economía del país persa. Para reabrir el tránsito marítimo de petróleo, Estados Unidos habilitó una ruta alternativa en el sur del estrecho, cercana a la costa de Omán.

El episodio refleja la complejidad y la persistente tensión en la región, donde el estrecho de Ormuz es un punto estratégico para el comercio mundial de hidrocarburos y un foco constante de disputas geopolíticas.

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Mientras las dos monoboyas del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanzan rumbo a Punta Colorada, en el Golfo San Matías ya están los principales componentes para fabricar los 7 kilómetros de ducto submarino que completarán el sistema de exportación offshore. El proyecto entra así en una etapa clave de su obra marina, que conectará la terminal terrestre con las futuras posiciones de carga mar adentro.

El ducto offshore será una pieza central del sistema: conectará la Terminal Punta Colorada con las dos monoboyas desde las que se cargará petróleo directamente a grandes buques petroleros para su exportación a mercados internacionales.

Uno de los principales avances fue el arribo de 721 caños de acero tri-capa de 38 pulgadas, especialmente revestidos con hormigón para su instalación submarina.

Los tubos fueron fabricados por empresas nacionales en la provincia de Buenos Aires y trasladados desde Dock Sud hasta el Puerto de San Antonio Este, que se convirtió en un punto logístico fundamental para el desarrollo de la obra.

A ese despliegue se suma una plataforma modular autoelevable, conocida como combifloat, que servirá como soporte para las tareas de soldadura offshore. La estructura puede soportar hasta 400 toneladas y está preparada para operar con estabilidad en condiciones marítimas exigentes.

También ya se encuentra en la zona el buque factoría Seminole, que tendrá un papel central en esta fase: será el encargado de soldar los tramos de cañería y depositarlos progresivamente sobre el lecho marino hasta conformar el ducto de aproximadamente 7 kilómetros.

El sistema offshore empieza a tomar forma

La preparación del ducto se desarrolla al mismo tiempo que las dos monoboyas destinadas al proyecto continúan su navegación hacia Río Negro.

Ambas estructuras ya superaron el Estrecho de Ormuz y avanzan hacia Punta Colorada, donde se integrarán al sistema marítimo que permitirá realizar las operaciones de carga de crudo en altamar.

Cada monoboya pesa 272 toneladas, tiene 15,3 metros de diámetro y está diseñada para posibilitar la carga directa a buques VLCC, embarcaciones de gran porte utilizadas para el transporte internacional de petróleo.

De esta manera, mientras una parte de la infraestructura avanza por mar hacia la provincia, en la costa rionegrina ya se prepara la obra que permitirá conectarla con la terminal.

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El Gobierno de Tierra del Fuego AeIAS concretó un esquema de transición destinado a garantizar la continuidad de la producción petrolera en las áreas Angostura, Las Violetas y Río Cullen, luego de que la UTE que tenía a su cargo la concesión no solicitara una prórroga.

De este modo, por primera vez en la historia petrolera de la Provincia, una concesión llega a su finalización y Tierra del Fuego avanza hacia un proceso de licitación para definir al nuevo concesionario y operador de las áreas.

La decisión adoptada por la Provincia tiene como eje central garantizar que la producción no se detenga, tanto por razones técnicas y operativas como por el impacto que la actividad tiene sobre la economía provincial y sobre las familias vinculadas directamente al yacimiento.

Durante el período de transición, Roch continuará operando por cuenta y orden de la Provincia, hasta que se concrete el ingreso del nuevo concesionario que resulte adjudicatario del proceso licitatorio. De esta manera, se evita una interrupción de la explotación y se asegura el normal funcionamiento de las instalaciones mientras se desarrolla la nueva adjudicación.

El esquema diseñado también contempla la situación de los trabajadores vinculados a la explotación. La UTE afrontará las indemnizaciones correspondientes por la finalización de la concesión, mientras que los trabajadores serán convocados a continuar desempeñándose para Roch durante el período de transición.

La medida permite preservar durante esta etapa el conocimiento y la experiencia de quienes actualmente trabajan en el yacimiento, al tiempo que garantiza la continuidad de las tareas necesarias para sostener la producción. Se trata de una actividad de la que dependen directamente alrededor de 50 familias y que, además, constituye una fuente de ingresos para las arcas provinciales.

La finalización de la concesión también representa una oportunidad para fortalecer el rol de la Provincia en el desarrollo de sus recursos hidrocarburíferos.

En este proceso, el Estado provincial no se limita a esperar el ingreso de un nuevo operador, sino que toma las medidas necesarias para garantizar la continuidad de una actividad estratégica, administrar los recursos que recibe con el cierre de la concesión y avanzar en la definición de un nuevo concesionario.

Como parte del cierre, la Provincia recibirá las instalaciones fijas incorporadas durante los años de explotación, entre ellas infraestructura, baterías, plantas de procesamiento y otras instalaciones vinculadas a la operación.

A esto se suma, como compensación de obligaciones pendientes, la incorporación de la flota vehicular utilizada para la operación y de los bienes y materiales existentes en los almacenes. El valor conjunto de estos activos supera los USD 4 millones y constituye un aporte fundamental para sostener la continuidad operativa, al disponer de vehículos, repuestos y materiales necesarios para las tareas en el campo.

La presencia del Estado permite que, frente a la finalización de una concesión, la Provincia pueda asumir un rol activo, garantizar la continuidad productiva, proteger el trabajo y administrar los bienes que forman parte del patrimonio provincial, mientras define las condiciones para la llegada del próximo concesionario.

La transición constituye así un mecanismo para ordenar el cierre de la concesión actual sin detener la producción y, al mismo tiempo, preparar las condiciones para una nueva etapa de explotación petrolera en Tierra del Fuego.

En paralelo, la UTE continuará existiendo por fuera de la concesión y deberá cumplir con las obligaciones que establece la legislación vigente, entre ellas el saneamiento de los pasivos ambientales, el abandono de los pozos y las demás responsabilidades vinculadas al cierre de la explotación.

El objetivo es avanzar hacia un cierre ordenado de la concesión, con continuidad productiva, resguardo de los trabajadores y una participación activa del Estado provincial, mientras se desarrolla el proceso licitatorio que determinará quién será el nuevo concesionario de las áreas.

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Autoridades del Gobierno del Ministerio de Energía y Minería analizaron junto a representantes y técnicos de la empresa Clear Servicios, el desarrollo del plan de abandono de pozos correspondientes a distintas áreas que anteriormente eran operadas por YPF, en la Cuenca del Golfo San Jorge santacruceña.

La reunión, fue encabezada por el secretario de Estado de Hidrocarburos, Juan Carlos Morales, acompañado por Emmanuel Quiroga, jefe de Departamento Explotación; la subsecretaria de Permisos y Concesiones, Débora Zerpa; y Javier Szewczuk, ambos de la Secretaría de Estado de Recursos Hídricos. En representación de Clear Servicios, participaron Ramón Beltrán, Jorge Natucci y Macarena Manriquez.

Durante el encuentro virtual, la empresa informó sobre el inicio de las tareas previstas para un universo de 1.160 pozos, en el marco de un plan de trabajo con una ejecución proyectada a cinco años, que ya fue aprobado por el Gobierno Provincial.

Las tareas se desarrollan de acuerdo con los procedimientos establecidos por la Resolución 05/96 de la Secretaría de Energía de la Nación, que establece los criterios técnicos para el abandono temporario o definitivo de pozos, su categorización y niveles de prioridad. Asimismo, el plan contempla las prácticas y recomendaciones técnicas del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), aplicables a este tipo de intervenciones.

En este marco y conforme a las políticas públicas emanadas en la gestión del gobernador, Claudio Vidal, desde el Ministerio de Energía y Minería se realiza el seguimiento de las tareas y del cronograma aprobado, en articulación entre las secretarías de Estado de Hidrocarburos; de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero; y de Recursos Hídricos. El objetivo es garantizar el cumplimiento de los procedimientos técnicos y las condiciones de seguridad previstas para el abandono de los pozos, con especial atención a la protección de los recursos hídricos y el cuidado ambiental.

De esta manera, el Gobierno Provincial sostiene el control y seguimiento de las obligaciones vinculadas a las exáreas de YPF, en articulación con las nuevas empresas continuadoras, procurando que las tareas de abandono se ejecuten conforme a la normativa vigente, las pautas técnicas aplicables y el plan aprobado por la Provincia.

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YPF y ENI, la gigante italiana que es socia de la petrolera argentina, firmaron un acuerdo con Ancap (Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland de Uruguay) para la exploración conjunta de petróleo y gas offshore en el bloque OFF-5, ubicado en la costa del país vecino.

El entendimiento se formalizó el pasado viernes y permitió avanzar con la operación que ambas compañías habían anunciado el año pasado. Ahora, según indicaron en la empresa, el acuerdo quedó perfeccionado.

De esta manera, la petrolera italiana se incorpora como socia del área con una participación del 50% y asume la operación del bloque, mientras que Miwen, la sociedad a través de la cual participa YPF, conserva el 50% restante.

Desde finales de 2023, a través de Miwen, YPF mantenía el 100% de la concesión por 30 años para la exploración y explotación de hidrocarburos. Con el nuevo acuerdo, la firma estatal cedió la mitad de su participación a ENI.

El bloque OFF-5 está ubicado a unos 200 kilómetros de la costa uruguaya y cuenta con una extensión aproximada de 17.000 kilómetros cuadrados y profundidades de agua que llegan a los 4.100 metros.

“Esto puede ser mucho más grande que Vaca Muerta. Si se da, puede llevar millones y millones de barriles de producción”, había anticipado en julio el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, a la revista Forbes Uruguay.

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El gobernador Ricardo Quintela puso en marcha el Parque Solar 21 de Agosto en Chamical, una planta fotovoltaica con una capacidad de generación de 100 kW. Este parque abastecerá entre el 10% y el 13% del consumo energético del alumbrado público local, lo que permitirá un ahorro significativo para el municipio y una mayor eficiencia en el uso de recursos.

Este proyecto se suma a los ya existentes en La Rioja, que cuenta con un total de 14 parques solares distribuidos en la provincia. La apuesta por las energías renovables forma parte del modelo de desarrollo sostenible que la gestión de Quintela viene consolidando desde hace años.

Además de la inauguración del parque solar, el gobernador entregó una serie de equipamientos para fortalecer la administración pública, incluyendo una grúa, un camión y diez computadoras. Estas herramientas buscan avanzar en la digitalización del Estado y optimizar la gestión pública con un uso responsable de los recursos.

La diputada nacional Gabriela Pedrali valoró la incorporación del Parque Solar 21 de Agosto a la matriz energética provincial y expresó su expectativa de que La Rioja continúe expandiendo su capacidad en energías renovables para fomentar el desarrollo económico y generar nuevas oportunidades para la población.

El Parque Solar 21 de Agosto está equipado con paneles bifaciales montados sobre estructuras de acero galvanizado, diseñados para maximizar la captación de radiación solar. La energía producida se inyecta directamente a la red eléctrica, contribuyendo a una matriz energética más limpia y eficiente en Chamical.

Este proyecto representa un paso fundamental en las políticas de transición energética de la provincia, que han logrado reducir considerablemente los costos de electricidad municipal y disminuir la huella ambiental mediante la reducción de emisiones de carbono.

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En Santa Cruz, el Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables (Sipger) consiguió que los trabajadores despedidos de la empresa Crexell fueran incorporados a Patagonia Servicios Petroleros S.A., garantizando así la continuidad de sus puestos laborales. Ante este avance, la organización gremial decidió levantar el paro general que había sido declarado debido al conflicto.

El acuerdo se concretó en una reunión liderada por Rafael Güenchenen, secretario general del SIPGER, acompañado por el secretario adjunto Nallib Rivera, y Gustavo Salerno, gerente general de Patagonia Resources. La negociación permitió una solución que protege los empleos afectados, evitando la prolongación de la medida de fuerza.

Desde el sindicato, se informó que se mantendrá un seguimiento estricto de las incorporaciones para asegurar que se cumpla lo pactado. Güenchenen valoró la reacción rápida de Patagonia Resources y resaltó la importancia de la firmeza en el reclamo para lograr una resolución concreta.

“Fuimos claros desde el primer momento. No íbamos a permitir que estos compañeros quedaran afuera de la actividad. Sostuvimos el reclamo con firmeza, defendimos cada puesto de trabajo y conseguimos con Patagonia una respuesta concreta. El diálogo sirve cuando se traduce en soluciones. Levantamos el paro porque los trabajadores recuperan su fuente laboral”, manifestó.

Crexell, empresa dedicada a servicios para la industria del petróleo y gas, inició operaciones en 1997 y expandió su actividad a varias provincias productoras, incluida Santa Cruz. La compañía ofrece servicios de logística para equipos petroleros, grúas, transporte y otras labores vinculadas a Oil & Gas.

Este conflicto se suma a otros recientes en la zona norte de Santa Cruz, donde la Secretaría de Trabajo también intervino en situaciones similares con otras contratistas petroleras en Las Heras, ordenando conciliaciones obligatorias y la reversión de despidos.

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En julio de 2026, la producción de petróleo en Argentina alcanzó un nuevo máximo histórico de 916.200 barriles diarios, impulsada principalmente por la actividad en Vaca Muerta y el crecimiento sostenido de la cuenca neuquina. Este volumen representa una suba interanual del 17,2%, confirmando un crecimiento notable en el sector hidrocarburífero nacional.

Vaca Muerta, que produjo 643.100 barriles diarios en julio, experimentó un aumento del 26,4% respecto al mismo mes del año anterior y concentra más del 70% del total de crudo extraído en el país.

Este crecimiento productivo tuvo un impacto directo en el comercio exterior argentino. Entre enero y julio, las exportaciones de petróleo crudo sumaron u$s5.722 millones, lo que implica un incremento del 59,2% en comparación con el mismo período de 2025. Este monto representó el 9,8% del total de las exportaciones nacionales, posicionando al petróleo crudo como el principal producto exportado en 2026, superando a la harina y pellets de soja que lideraban el año anterior.

Solo en julio, los despachos de aceites crudos alcanzaron u$s1.020 millones, con un crecimiento interanual del 144,4%. El crudo proveniente de Vaca Muerta fue el principal motor de este salto exportador, evidenciando que la energía comienza a modificar la tradicional composición agroindustrial de la canasta exportadora argentina.

Además del crudo, otras exportaciones energéticas destacadas en el acumulado del año incluyen:

• Naftas: u$s401 millones (+37,7%)
• Butanos licuados: u$s255 millones (+36,1%)
• Propano licuado: u$s187 millones (+14,7%)

La balanza comercial energética también mostró resultados positivos en julio. Las exportaciones de combustibles y energía totalizaron u$s1.506 millones, un aumento del 97,8% interanual, mientras que las importaciones cayeron un 7,3%, alcanzando los u$s614 millones. Esto generó un superávit sectorial de u$s892 millones en un mes tradicionalmente marcado por la alta demanda invernal.

En el acumulado de enero a julio, las exportaciones energéticas superaron los u$s9.000 millones y el superávit alcanzó u$s6.853 millones, un crecimiento del 84% respecto al mismo período de 2025.

Este salto en las exportaciones no se explica solo por la suba de los precios internacionales, que se mantienen elevados debido a tensiones en Medio Oriente, sino fundamentalmente por el aumento en la producción y en los volúmenes exportados. En materia de combustibles y energía, las cantidades exportadas crecieron un 30,3%, mientras que los precios aumentaron un 15%, evidenciando que la expansión física de la oferta argentina es el principal motor del crecimiento.

Por su parte, la producción de gas natural se mantuvo estable, con un promedio de 158,8 millones de metros cúbicos diarios en julio, alineado con meses anteriores. Vaca Muerta aportó 96,5 millones de metros cúbicos diarios, con una suba interanual del 5,9%. A diferencia del petróleo, el gas refleja una dinámica más estable, condicionada por la demanda estacional y las limitaciones en infraestructura y evacuación.

El récord productivo alcanzado pone en evidencia la necesidad de ampliar la infraestructura para sostener el crecimiento, incluyendo oleoductos, terminales portuarias y sistemas de evacuación que permitan transformar la mayor producción en exportaciones efectivas. Sin estas obras, la expansión podría verse limitada por aspectos logísticos.

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El Ministerio Público Fiscal de Neuquén informó los resultados preliminares tras la inspección realizada en el yacimiento Rincón del Mangrullo, ubicado en Añelo, donde fallecieron dos trabajadores petroleros el pasado martes. La investigación estuvo a cargo de la fiscal Eugenia Titanti, con la colaboración del asistente letrado Luciano Vidal, además de personal de Bomberos, la Comisaría 10ª de Añelo, el Departamento de Seguridad Personal y funcionarios de la Subsecretaría de Ambiente.

Durante el operativo, se recorrió el lugar del siniestro, se entrevistó a testigos y personas involucradas, y se evaluó el funcionamiento de la planta. Posteriormente, se inició el análisis de la documentación y protocolos aplicables a la operación, los cuales ya fueron solicitados a las autoridades competentes para su revisión.

El informe preliminar elaborado por Bomberos se centró en la Planta USP 2, operada por YPF en el yacimiento. En esta área existen dos estructuras tipo manifold, compuestas por sistemas de tuberías, válvulas y conexiones que permiten unificar, desviar o regular el flujo de fluidos entre diversas fuentes hacia un destino común.

Según el informe, la causa más probable del accidente fue una explosión mecánica generada por una sobrepresión en un conducto. Esta hipótesis se basa en la rotura y agrietamiento de un caño de 12 pulgadas de la línea manifold del cardinal Este, además del desplazamiento de elementos provocado por la onda expansiva. Se descartó una explosión química, dado que no se hallaron evidencias de combustión en los alrededores.

Las víctimas del incidente fueron Jonathan David Meliqueo y Cristian Ariel Latorre, quienes fallecieron en el lugar. Los primeros informes de autopsia, solicitados por el MPF al Cuerpo Médico Forense del Poder Judicial, establecen que murieron a causa de traumatismos ocasionados por la explosión.

En relación al accidente, el secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, expresó con firmeza que “hacían tareas que no les correspondía”. Rucci lamentó profundamente la pérdida de los trabajadores, pero subrayó que “personal ajeno al convenio realizó maniobras indebidas”.

Durante una entrevista radial, Rucci manifestó el dolor que atraviesa el gremio tras la tragedia y destacó que, a pesar de que las víctimas no eran parte de su sindicato, “son vidas de personas, son compañeros porque compartimos mucho tiempo también con la gente de jerárquica”.

El dirigente sindical indicó que, en el momento del accidente, “no teníamos compañeros nuestros ahí, estaban en otra tarea”, y que “gente de YPF fue a hacer una maniobra que no le correspondía tampoco”. Sobre la responsabilidad de la operación, afirmó que estas maniobras “son tarea de los operarios nuestros, de la gente de convenio colectivo nuestro”.

Con un fuerte llamado de atención, Rucci concluyó: “Evidentemente tuvo que pasar esto para que se tome conciencia. Pero bueno, sabrán por qué. Tendrán que dar las explicaciones y asumir la responsabilidad quien la tenga”.

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El BID financiará planes de producción de litio en las provincias de Salta y Catamarca con un aporte de US$700 millones. La entidad otorgará el préstamo para el proyecto Sal de Oro en el Salar del Hombre Muerto, el cual prevé producir 48.000 toneladas anuales del mineral.

La explotación se encuentra entre las provincias de Salta y Catamarca. La operación respaldará la puesta en marcha y el aumento gradual de producción en dos plantas de la firma: una de hidróxido y otra de carbonato de litio.

Este último desarrollo está incluido dentro del “Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones” (RIGI) de Argentina.

Cuando alcance su fase de plena operación, se prevé que Sal de Oro produzca y exporte cerca de 48.000 toneladas anuales de productos de litio, genere “alrededor de 620 empleos permanentes formales e impulse oportunidades para proveedores locales de bienes y servicios.

La entidad detalló que el esquema financiero combina un “préstamo A de BID Invest por hasta US$250 millones” con la posible movilización de “hasta US$450 millones adicionales de instituciones financieras internacionales”.

Esta facilidad crediticia está diseñada para “apoyar las necesidades de corto plazo del proyecto durante su etapa de puesta en marcha y escalamiento operativo”.

Sobre el impacto regional, el gerente general de BID Invest, James Scriven, declaró formalmente mediante un comunicado que “esta operación refleja el compromiso de BID Invest con el desarrollo de cadenas de suministro de minerales críticos en la región”.

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El Parque Solar de Ampajango avanza rápidamente y se encuentra próximo a comenzar a generar electricidad, con una ejecución superior al 80% sobre una superficie de 9 hectáreas. La obra, ubicada cerca de la estación transformadora de Ampajango, tiene previsto iniciar su operación en septiembre, aportando inicialmente 5 megavatios (MW) a la red eléctrica local.

Este ambicioso proyecto contempla dos fases: la primera con una capacidad de generación de 5 MW y una segunda etapa que ampliará la potencia hasta 12 MW. Esta ampliación progresiva permitirá aumentar significativamente la energía renovable inyectada al sistema de distribución.

Durante una visita a las instalaciones, el gobernador Raúl Jalil recorrió la obra acompañado por el intendente de San José, Antonio Gómez; la intendenta de Santa María, Erica Inga; y el ministro de Gobierno, Seguridad y Justicia, Alberto Natella. La comitiva pudo constatar el avance de la infraestructura, próxima a culminar su primera etapa de construcción.

El jefe de obra de la empresa Trackland, Ezequiel Tejada, informó que ya se instalaron 8.424 paneles fotovoltaicos, cada uno con una potencia de 720 watts. En conjunto, estos paneles tienen la capacidad de generar más de 6,6 MW de electricidad, energía que será transferida a la red mediante la línea de distribución de Energía Catamarca SAPEM.

La proximidad del parque a la estación transformadora facilita la conexión y la incorporación de la energía generada al sistema local. Con el avance actual, se espera que en septiembre la instalación esté en condiciones de comenzar a inyectar potencia al sistema eléctrico, marcando el paso desde la fase de construcción hacia la de operación efectiva.

El Parque Solar Ampajango representa un importante desarrollo en energías renovables para la región, con un diseño que permite ampliar su capacidad conforme avance la infraestructura. De este modo, se contribuye a diversificar la matriz energética y a fortalecer la red eléctrica con energía limpia y sustentable.

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El Gobierno aprobó formalmente la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto “Ampliación Mega”, que prevé una inversión de US$365 millones para incrementar la producción de líquidos del gas natural (LGN).

Este ingreso al RIGI de Compañía Mega SA Sucursal Dedicada (CMSD), quedó autorizado mediante la Resolución 1381/2026, publicada este miércoles en el Boletín Oficial, donde se calificó a la iniciativa bajo la órbita del sector de petróleo y gas.

El plan presentado por la empresa contempla una inversión total de US$365.398.669, de los cuales US$359.164.361 corresponden a activos computables. Para cumplir con el requisito legal de desembolso rápido, la compañía se comprometió a invertir US$121.613.889 durante el primer año y US$152.709.106 en el segundo.

La fecha límite pactada para alcanzar la totalidad de la inversión mínima computable es el 1 de octubre de 2027, mientras que el inicio de las operaciones comerciales está previsto para el 28 de febrero de 2029, proyectando una vida útil para el proyecto de 18 años.

La obra tiene como meta incrementar la capacidad de producción del “Complejo Industrial MEGA” en 1.500 toneladas diarias adicionales de Líquidos del Gas Natural (LGN), que se sumarán a las 5.500 toneladas diarias actuales.

Para lograrlo, CMSD incorporará nueva infraestructura en tres puntos clave: la Planta de Separación Loma La Lata (provincia del Neuquén), el Poliducto “Loma La Lata – Bahía Blanca” (que atraviesa Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires) y la Planta de Fraccionamiento en Bahía Blanca (provincia de Buenos Aires).

Debido a que se trata de la ampliación de un proyecto preexistente que no estaba adherido al régimen, la normativa exige controles estrictos. CMSD operará de forma independiente y llevará una contabilidad separada de su casa matriz, Compañía Mega SA.

Además, la firma presentó un plan de separabilidad con un sistema de monitoreo, trazabilidad y conciliación que garantiza que los incentivos fiscales, aduaneros y cambiarios del RIGI se apliquen únicamente a las nuevas obras, sin extenderse bajo ningún concepto a la estructura preexistente del Complejo Industrial.

Según el plan presentado por la firma, el 60% del monto total de inversión destinado al pago de proveedores, bienes y obras de infraestructura será para firmas locales durante las etapas de construcción y operación.

Este porcentaje estipulado triplica el piso del 20% que exige la legislación vigente. Adicionalmente, el proyecto incluyó estimaciones de generación de empleo directo e indirecto con integración local.

Con la adhesión consumada, CMSD accederá a los incentivos previstos por la Ley 27.742. Entre ellos se destaca la aprobación de una lista de mercaderías (bienes de capital, informática y telecomunicaciones) que podrán ser importadas bajo franquicias aduaneras.

Asimismo, la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA) creará un CUIT especial para la sucursal dedicada a efectos de aplicar los beneficios tributarios, mientras que el Banco Central (BCRA) implementará los incentivos cambiarios correspondientes, tras haber evaluado que no existen impedimentos para su cumplimiento.

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El litio continúa siendo el material dominante en las baterías de los vehículos eléctricos, pero sus problemas de suministro, impacto ambiental y concentración geográfica impulsan la búsqueda de alternativas. Entre ellas, el magnesio aparece como una de las opciones con mayor potencial por su abundancia, menor costo y características electroquímicas.

A diferencia del litio, el magnesio es uno de los elementos más comunes en el agua de mar y en el subsuelo. Sus iones tienen una carga positiva de +2, frente al +1 del litio, una característica que podría permitir almacenar una mayor cantidad de energía en un volumen reducido y desarrollar baterías más compactas.

El material también presenta una ventaja relacionada con la seguridad. Las baterías de magnesio no forman las dendritas asociadas con las baterías de litio, estructuras que pueden provocar cortocircuitos y aumentar el riesgo de incendios. Sin embargo, estas ventajas todavía no alcanzan para convertirlo en un reemplazo viable a gran escala.

El suministro tampoco sería un obstáculo inmediato. China concentra entre el 87% y el 95% de la producción mundial de magnesio primario prevista para 2025, con entre 830.000 y 950.000 toneladas métricas. Israel, Rusia y Brasil también figuran entre los principales productores, con reservas y fuentes de extracción relevantes.

La situación contrasta con la del litio, cuya producción se concentra principalmente en Australia y en el denominado “triángulo del litio” de Sudamérica. A esto se suma que China controla una parte importante de la capacidad de refinado necesaria para obtener material apto para fabricar baterías.

El desarrollo de nuevas minas de litio también presenta dificultades. Abrir un proyecto puede demandar entre 16 y 18 años desde el descubrimiento hasta el inicio de la producción, debido a los procesos de autorización, exploración y financiación. La minería de roca dura genera grandes cantidades de residuos, mientras que la extracción de salmueras requiere grandes volúmenes de agua en regiones áridas.

Pese a estas ventajas, las baterías de magnesio todavía se encuentran principalmente en etapas experimentales. Instituciones como la Universidad de Waterloo investigan nuevas químicas, mientras fabricantes de automóviles también financian proyectos destinados a encontrar alternativas a las baterías convencionales de ion-litio.

El principal obstáculo está en el comportamiento de los iones de magnesio dentro de la batería. Su desplazamiento es más lento que el de los iones de litio, lo que puede traducirse en cargas prolongadas, menor entrega de potencia durante aceleraciones rápidas y un rendimiento deficiente a bajas temperaturas.

A esto se suma la dificultad para desarrollar un electrolito que permita transportar los iones de magnesio sin degradarse. Algunos materiales capaces de facilitar ese movimiento pueden corroer los componentes internos de la batería. Los investigadores también buscan cátodos que soporten la inserción y extracción repetida de estos iones sin perder capacidad.

La industria automotriz ya explora otras alternativas relacionadas con estas tecnologías. General Motors y LG Energy Solution apuntan a lanzar en 2028 celdas de litio con alto contenido de manganeso, mientras Toyota financia investigaciones orientadas a desarrollar baterías de alta capacidad basadas en magnesio.

Otros fabricantes también incorporaron el magnesio en distintas etapas del desarrollo de sus vehículos. Great Wall Motor utiliza tecnología de fundición semisólida de magnesio para reducir el peso de componentes y Tesla emplea determinadas aleaciones de magnesio en los Model 3 y Model Y. MG, por su parte, incorporó una batería semisólida de óxido de litio y manganeso en el MG4 EV Urban, cuya llegada a Europa está prevista para finales de 2026.

Por ahora, el magnesio aparece más como una tecnología en desarrollo que como un reemplazo inmediato del litio. Sus ventajas en disponibilidad, costo, seguridad y densidad potencial son atractivas, pero los problemas relacionados con la velocidad de los iones, los electrolitos y los materiales del cátodo todavía deben resolverse para que pueda competir con las baterías de litio en autonomía, potencia y velocidad de carga.

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Las ventas de combustibles registraron una caída interanual del 6,4% en julio. Según un informe de la consultora Politikon Chaco, elaborado a partir de datos de la Secretaría de Energía, en el séptimo mes del año se comercializaron 1.368.722 metros cúbicos.

Se trata del sexto descenso consecutivo en la comparación interanual y refleja la menor demanda en un mercado vinculado directamente con el nivel de actividad económica.

La baja afectó tanto a las naftas como al gasoil. Las primeras tuvieron una contracción del 7,4% interanual: las ventas de nafta súper descendieron 7,8%, mientras que las premium retrocedieron 6,4%.

En el caso del gasoil, el volumen vendido disminuyó 5,1%. El gasoil común explicó buena parte del retroceso, con una caída del 7%, mientras que la variedad premium tuvo una baja del 1,9%.

Entre enero y julio, el mercado acumuló ventas por 9,58 millones de metros cúbicos, el volumen más bajo para ese período desde 2021. En comparación con los primeros siete meses de 2025, la disminución fue del 2,1%, con retrocesos del 2,3% en gasoil y del 1,9% en naftas.

YPF tuvo su mayor caída en ventas desde febrero del 2025

Las principales marcas del mercado también mostraron resultados negativos durante julio. YPF, que concentra el 55,7% de las ventas, redujo sus despachos un 5,2% interanual, su mayor descenso desde febrero de 2025.

Shell, en tanto, registró una caída del 7%, mientras que Axion redujo sus ventas un 3,8% respecto de julio del año pasado.

La tendencia negativa también se extendió a la mayor parte del territorio nacional. De las 24 jurisdicciones, únicamente La Pampa, Neuquén y Santiago del Estero tuvieron incrementos, con subas del 0,7%, 0,5% y 0,2%, respectivamente.

Las otras 21 provincias presentaron caídas interanuales y en ocho casos fueron de dos dígitos. Los mayores retrocesos se registraron en Tucumán, con un 22,4%; Jujuy, con un 16,4%; y Salta, con una baja del 15,9%.

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El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) amplió el alcance de la bonificación tarifaria destinada a las entidades que integran el Sistema Nacional de Bomberos Voluntarios y estableció que el beneficio también alcance a los usuarios abastecidos mediante Gas Licuado de Petróleo (GLP) por redes.

La medida quedó formalizada a través de una resolución del organismo regulador, que modificó el alcance del concepto “Bonificación Ley 27.629”, incorporando lo dispuesto por la Secretaría de Energía de la Nación mediante la Resolución 134/2026.

Hasta ahora, el esquema contemplaba la bonificación total del precio del gas natural y de las tarifas correspondientes a los servicios de transporte y distribución de gas natural por redes, además de otros cargos de jurisdicción nacional, para los usuarios pertenecientes a entidades registradas en el Registro Nacional de Entidades de Bomberos Voluntarios.

Con la nueva disposición, el beneficio se extiende específicamente a los usuarios que reciben GLP distribuido por redes, equiparando su tratamiento tarifario con el de los usuarios abastecidos con gas natural por redes.

Un régimen gratuito para Bomberos Voluntarios

La medida se encuadra en la Ley 27.629, sancionada en 2021, que estableció un Régimen Tarifario Especial gratuito para las entidades incorporadas al Sistema Nacional de Bomberos Voluntarios.

El régimen comprende, bajo jurisdicción nacional, los servicios públicos de provisión de energía eléctrica, gas natural por red, agua potable y desagües cloacales, telefonía fija, telefonía móvil y servicios de tecnologías de la información y las comunicaciones.

En materia de gas, la Resolución 252/2024 del entonces Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) había establecido que las empresas distribuidoras debían incorporar en las facturas el concepto “Bonificación Ley 27.629” para los usuarios inscriptos en el registro correspondiente.

El cambio introducido ahora surge de la Resolución 134/2026 de la Secretaría de Energía, que amplió el beneficio para incluir el GLP distribuido por redes. Esa norma también instruyó al ENReGE a adecuar el procedimiento vigente para implementar la modificación.

La resolución establece además que las licenciatarias de distribución deberán comunicar la nueva disposición a todas las subdistribuidoras que operen dentro de sus respectivas áreas licenciadas.

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Los gobernadores de las provincias que integran el Norte Grande argentino están organizando una nueva cumbre en Buenos Aires con el propósito de afinar los detalles del acuerdo alcanzado con el Gobierno nacional sobre la tarifa eléctrica diferencial para zonas cálidas.

Este pacto representa un reclamo histórico de las 10 provincias del Norte Grande, que abarca las regiones del NOA y NEA, y busca establecer tarifas eléctricas subsidiadas para las áreas consideradas cálidas y muy cálidas.

El gobernador tucumano Osvaldo Jaldo confirmó su participación en esta ronda de reuniones y explicó que el objetivo es “dar continuidad a la formalización de esto de los subsidios para la energía en el norte de la provincia”. Además, indicó que se encontrará con el jefe de Gabinete, Diego Santilli, para avanzar en las negociaciones.

Jaldo aseguró que “ya se va a firmar el instrumento, donde vamos a participar las 10 provincias que hemos venido gestionando”, lo que refleja el compromiso de todos los mandatarios de la región para alcanzar un consenso.

El Norte Grande está conformado por los gobernadores Leandro Zdero (Chaco), Carlos Sadir (Jujuy), Gustavo Sáenz (Salta), Elías Suárez (Santiago del Estero), Gildo Insfrán (Formosa), Juan Pablo Valdés (Corrientes), Hugo Passalacqua (Misiones), Ricardo Quintela (La Rioja) y Raúl Jalil (Catamarca), además del mencionado Jaldo.

La semana pasada, Sadir, Sáenz, Valdés, Jalil y Zdero se reunieron con Santilli y el ministro de Economía, Luis Caputo, en el Palacio de Hacienda para anunciar un “acuerdo histórico” por zona cálida. Según lo acordado, el bloque subsidiado para las zonas muy cálidas se incrementará de 300 a 550 kWh, mientras que para las zonas cálidas aumentará de 150 a 300 kWh, durante el período que va de noviembre a abril.

Antes de este encuentro, ocho de los diez gobernadores participaron en una cumbre en Posadas, a la que también asistió el jefe de Gabinete. Los únicos ausentes fueron los peronistas Quintela e Insfrán, quienes prefieren evitar fotos con funcionarios nacionales.

Este acuerdo surge en un contexto en que el Gobierno nacional ha comenzado a modificar el régimen de zona fría que actualmente rige en la Patagonia y en otras localidades, un tema que incluyó negociaciones en el Congreso y que podría generar cambios en los subsidios para municipios de Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe, Mendoza y San Luis.

En paralelo, el oficialismo busca fortalecer su relación con los gobernadores tras algunas tensiones recientes vinculadas a reformas legislativas y políticas. En ese marco, Santilli y Caputo firmaron acuerdos para nuevos traspasos de rutas y proyectos de obra pública con mandatarios como Alberto Weretilneck y Rolando Figueroa, fortaleciendo así la cooperación con distintas provincias.

Asimismo, el miércoles se espera un evento destacado en el Consejo Federal de Inversiones, donde Bernard Appy, reconocido economista brasileño, brindará una charla para ministros de Hacienda provinciales y gobernadores, en el marco de la reciente reforma tributaria en Brasil.

Por otro lado, diputados vinculados a los gobernadores Hugo Passalacqua (Misiones) y Gustavo Sáenz (Salta) conformarán un nuevo bloque parlamentario que podría adoptar una postura más opositora, lo que añade un nuevo matiz político en la región.

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La Compañía SECCO ha puesto en operación comercial el Parque Solar Fotovoltaico Bella Vista, ubicado en Corrientes, con una capacidad instalada de 7 MW. Este proyecto comenzó a operar oficialmente desde el 1 de julio de 2026, tras recibir la habilitación de CAMMESA, consolidando así el compromiso de SECCO con las energías renovables en Argentina.

El Parque Solar Bella Vista ya está completamente operativo, aportando energía limpia y renovable al sistema eléctrico provincial, lo que fortalece la infraestructura energética de la región. Este proyecto representa un avance clave para Corrientes y es el primer desarrollo del programa RenMDI en entrar en funcionamiento en la provincia, además de ser el segundo a nivel nacional.

Paralelamente, el Parque Solar Esquina, que añadirá otros 20 MW de energía sustentable, se encuentra en una etapa avanzada de construcción. Tras finalizar las obras civiles y completar las pruebas de comisionado e inyección dentro del plazo previsto, solo resta concluir el electroducto de conexión para lograr la autorización comercial definitiva.

En conjunto, ambos parques sumarán una capacidad total de 27 MW de energía renovable para la red eléctrica de Corrientes, lo que representa un aporte significativo para la diversificación y sostenibilidad energética de la provincia.

Matías Gómez, gerente comercial de generación de energía de SECCO, destacó: “Los trabajos de obra civil, infraestructura interna y montaje avanzaron incluso antes de lo planificado. Esto nos permitió habilitar comercialmente el parque de Bella Vista y dejar el parque de Esquina prácticamente finalizado, a un paso de su habilitación comercial tras las pruebas correspondientes”.

Estos proyectos forman parte de las iniciativas adjudicadas en el marco de la Convocatoria RenMDI impulsada por CAMMESA, y se desarrollan íntegramente con capital propio de SECCO, lo que refleja la confianza de la empresa en el potencial energético de Corrientes y en el crecimiento del sector de energías renovables en el país.

Con la puesta en marcha de Bella Vista y el próximo arranque del parque de Esquina, SECCO reafirma su compromiso con la expansión de soluciones energéticas innovadoras, acompañando el desarrollo productivo regional mediante una matriz energética más eficiente, diversificada y sostenible.

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Southern Energy (SESA) se encuentra en la etapa final para asegurar un financiamiento crucial que permitirá convertir a Argentina en un exportador significativo de gas natural licuado (GNL). Este proyecto, el primero de dos grandes iniciativas en competencia, prevé exportaciones por USD 7.000 millones para el año 2027.

Un consorcio bancario liderado por Citi, JP Morgan, Itaú y Santander está estructurando un préstamo sindicado cercano a los USD 900 millones para construir el gasoducto que unirá Vaca Muerta con la costa atlántica de Río Negro, donde estarán ubicados dos buques licuefactores que procesarán el gas extraído de la cuenca neuquina. La inversión total estimada para el proyecto es de USD 1.300 millones. Pan American Energy, empresa líder del proyecto, no brindó declaraciones al respecto.

Este financiamiento, que involucra entre 10 y 12 entidades financieras, se basa en un esquema de préstamo sindicado de project finance, en el cual el reembolso dependerá de los ingresos futuros generados por el proyecto y no de los balances de las empresas accionistas.

Los recursos serán destinados a la construcción del San Matías Pipeline, un gasoducto de 478 kilómetros y 36 pulgadas de diámetro que conectará Tratayén, en Neuquén, con el Golfo San Matías, en Río Negro. Los mismos socios de Southern Energy —Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG— participan con proporciones accionarias iguales en esta obra, que alojará las dos unidades de licuefacción de GNL con una capacidad total de 6 millones de toneladas anuales.

La construcción del gasoducto ya fue adjudicada a la UTE Víctor Contreras – SICIM, tras superar a otras cuatro propuestas. Además, la planta compresora intermedia, ubicada en el kilómetro 80 en Río Negro y con una potencia de 46.000 HP, estará a cargo de Oilfield Production Services (OPS). Esta adjudicación representa la segunda derrota reciente para Techint, que perdió contratos importantes frente a competidores internacionales.

Según fuentes cercanas a la operación, el cierre financiero se concretará en los próximos días, coincidiendo con la llegada de los primeros tubos al país y la planificación de soldaduras para noviembre, avanzando conforme al cronograma previsto.

El proyecto Southern Energy es el primero de dos grandes competidores en la carrera por la exportación de GNL en Argentina. Su primer buque licuefactor, el Hilli Episeyo, arribará en 2027 y comenzará producción hacia fin de ese año, mientras que la segunda unidad, MK II, se sumará en 2028. Esta ventaja temporal lo diferencia del megaproyecto Argentina LNG, impulsado por YPF, Eni y XRG, con una inversión estimada en USD 51.000 millones y previsto para iniciar operaciones en 2031.

En febrero, Southern Energy firmó un contrato histórico con la estatal alemana Securing Energy for Europe (SEFE) para exportar 2 millones de toneladas anuales durante ocho años a partir de fines de 2027. Este volumen representa más del 80% de la capacidad del Hilli Episeyo y podría generar ingresos superiores a USD 7.000 millones según los precios internacionales.

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Dos trabajadores murieron tras una descompresión que se registró este martes en el bloque Rincón del Mangrullo, que es operado por la empresa estatal YPF en el complejo de Vaca Muerta, según confirmaron las autoridades del yacimiento.

Según las primeras estimaciones, el hecho se habría originado por una falla en una línea de gas de alta presión, dentro de una planta separadora, cerca de Añelo.

El área donde ocurrió el incidente es administrada bajo un esquema de joint venture 50/50 entre YPF, que tiene a su cargo la operación, y Pampa Energía.

Activaron un operativo de emergencia en Vaca Muerta

Tras conocerse el incidente, desde YPF informaron que se desplegaron de inmediato los equipos de emergencia y se activaron los protocolos correspondientes para asistir a los trabajadores afectados.

Como consecuencia del episodio, uno de los empleados murió, mientras que otro debió ser evacuado por vía aérea y trasladado de urgencia para recibir atención médica. Luego falleció.

Desde la compañía señalaron que el incidente ya fue controlado y que la planta volvió a encontrarse operativa con normalidad.

Quiénes eran los operarios que murieron

La primera víctima fue identificada como Jonathan Meliqueo, quien falleció como consecuencia del impacto sufrido durante el incidente.

El segundo trabajador era Cristian Latorre, quien resultó gravemente herido y fue trasladado en helicóptero para recibir atención médica. Sin embargo, pese al operativo de emergencia, murió posteriormente.

En un primer comunicado, YPF había informado el fallecimiento de uno de los empleados y el traslado urgente del otro. Horas después, la empresa confirmó también la muerte de Latorre. “YPF lamenta informar el fallecimiento del segundo empleado, en circunstancias que se están investigando”, comunicó la compañía.

La empresa agregó que se puso en contacto con las familias de las víctimas para brindarles acompañamiento.

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El Gobierno de Tierra del Fuego rechazó el amarre del buque VS Promise, un petrolero de bandera británica, en el Puerto de Ushuaia y reclamó a Nación precisiones sobre las condiciones que permitieron la llegada de la embarcación.

El caso generó una fuerte reacción debido al conflicto de soberanía por las Islas Malvinas en el que la Provincia calificaron de “inadmisible” que un buque del Reino Unido opere en la capital fueguina mientras ese país mantiene la ocupación del archipíelago conformado por esas islas, las Georgias del Sur y Sándwich del Sur.

Sin embargo, desde el Gobierno nacional, el vocero presiencial, Adrián Ravier, aseguró que el VS Promise “es un buque petrolero que cargó petróleo crudo en la cuenca del puerto de Cullen, en el norte de Tierra del Fuego, y que luego pasó por el puerto de Ushuaia para provisionarse”.

“Es decir, el barco no solo venía de trabajar en Argentina, sino que venía de la propia provincia de Tierra del Fuego. A su vez, la monoboya es jurisdicción provincial, por lo que fue el propio Gobierno fueguino quien avaló el ingreso del buque en 1º lugar”, explicó el funcionario nacional.

Además, fuentes de la Armada indicaron que no existen motivos para impedir el amarre, ya que el petrolero no procedía de las Islas Malvinas. También señalaron que embarcaciones con bandera británica ya ingresan a otros puertos argentinos.

El Ejecutivo fueguino, por su parte, puso el foco en la contradicción que observa entre la intervención nacional del puerto y la autorización concedida al buque. Nación había argumentado la relevancia estratégica de la terminal por su ubicación en el Atlántico Sur y su importancia para la actividad antártica.

En ese marco, la Provincia solicitó que se hagan públicos los criterios políticos, estratégicos y administrativos utilizados para habilitar la operación. También cuestionó la aplicación de la Ley Gaucho Rivero, cuya prohibición alcanza a buques vinculados con la exploración o explotación de recursos naturales en la Cuenca de Malvinas.

Finalmente, el Gobierno fueguino reiteró su pedido para que termine la intervención del Puerto de Ushuaia y la administración vuelva a manos provinciales. “Se intervino el puerto invocando razones de soberanía y, una vez intervenido, se adoptan decisiones incompatibles con la sensibilidad soberana que exige nuestro territorio”, cuestionó.

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Genneia anunció la construcción del mayor parque solar del país en San Rafael, Mendoza, con una potencia instalada de 404 MW y un total de 919.072 paneles fotovoltaicos bifaciales. El proyecto, denominado Mendoza Sur, se encuentra en la fase final de evaluación ambiental y tiene previsto comenzar sus operaciones comerciales en 2029.

Este parque solar superará en capacidad a los principales emprendimientos fotovoltaicos que actualmente operan en Argentina, posicionándose como una de las fuentes más importantes de energía solar a nivel nacional. La ubicación elegida, cerca de Villa 25 de Mayo sobre la Ruta Provincial 150, responde a los altos niveles de radiación solar que caracterizan a la región.

El proyecto contempla la instalación de 16.412 estructuras de seguimiento de un solo eje, una estación transformadora nueva y una línea de alta tensión que conectará la planta con el sistema eléctrico nacional, el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Los paneles bifaciales permitirán captar energía tanto en su cara superior como en la luz reflejada desde el suelo, optimizando el rendimiento durante las horas del día. Esta tecnología avanzada busca maximizar la eficiencia del parque y su aporte al sistema energético.

La iniciativa responde a la creciente demanda de energía renovable en la región de Cuyo, donde se observa un crecimiento sostenido en la actividad industrial y minera. En particular, sectores como la minería de cobre requieren un suministro eléctrico competitivo y sostenible, que el parque podrá ofrecer.

Una vez en funcionamiento, la energía generada podrá comercializarse mediante contratos con grandes usuarios y empresas privadas a través del Mercado A Término de Energía Eléctrica Renovable (MATER), entre otros esquemas de abastecimiento.

La construcción del parque demandará aproximadamente 24 meses, incluyendo obra civil y montaje electromecánico, y se prevé que esté operativo para el año 2029. Además, la infraestructura eléctrica asociada será fundamental para transportar la energía a la red nacional.

Con esta obra, Mendoza Sur no solo ampliará la capacidad fotovoltaica provincial, sino que también contribuirá a diversificar la matriz energética regional y aumentar la participación de fuentes renovables en el país.

El proyecto también se alinea con la tendencia creciente de industrias y exportadoras que buscan reducir su huella de carbono, accediendo a energía con menor impacto ambiental. Para la minería, en particular, la disponibilidad de energía solar a gran escala puede ser un incentivo clave para nuevas inversiones.

Así, el parque Mendoza Sur representa un paso significativo en la ampliación de la infraestructura energética de la región y en el fortalecimiento del desarrollo de energías limpias en Argentina.

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La ministra venezolana de Hidrocarburos, Paula Henao, presentó en Estados Unidos un amplio abanico de oportunidades para invertir en crudo pesado, petróleo liviano y proyectos de gas natural. El objetivo es proyectar estabilidad y atraer a empresas extranjeras al sector energético venezolano.

Durante un evento realizado en Houston, Henao subrayó que las reformas a la legislación energética del país han establecido un marco normativo claro para acelerar las inversiones. En total, se han identificado más de 916 oportunidades de exploración en Venezuela que esperan ser aprovechadas.

Jeovanny Martínez, vicepresidente de PDVSA, destacó la importancia de incrementar la capacidad y confiabilidad de la infraestructura petrolera mediante inversiones estratégicas. Además, presentó un contrato con condiciones claras para facilitar la entrada de capitales extranjeros.

Esta visita se produce en un contexto delicado, marcado por presiones del gobierno estadounidense tras la captura de Nicolás Maduro. Las grandes petroleras de Estados Unidos han mostrado cautela; Chevron es la única que ha mantenido operaciones en Venezuela desde 2007, mientras que ExxonMobil y ConocoPhillips han evaluado oportunidades pero sin cerrar acuerdos.

En el marco de esta gira, Henao anunció la firma de convenios con dos compañías energéticas estadounidenses: Hunt Oil y SLB, la mayor empresa mundial de servicios petroleros.

La producción petrolera venezolana alcanzó en julio un promedio de 1,2 millones de barriles diarios (bpd), lo que representa un aumento del 1,09% respecto a junio. Este crecimiento se da pese a la emergencia causada por los potentes terremotos del 24 de junio, que dejaron al menos 6.438 víctimas fatales en el norte del país.

El vicesecretario estadounidense de Energía, Kyle Haustveit, afirmó durante un evento en Houston que aproximadamente la mitad de la producción petrolera venezolana se exporta a Estados Unidos, lo que refleja la estrecha relación energética entre ambos países.

Según datos oficiales, la producción de crudo en Venezuela ha crecido un 29,8% desde enero, cuando se registraron 924.000 bpd, antes de la captura de Maduro y la flexibilización de las sanciones estadounidenses al sector energético.

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TotalEnergies renovó por tercer año consecutivo su apoyo al programa Becas Gregorio Álvarez con un aporte de 500.000 dólares y adicionalmente anunció la ampliación de su Programa Integral de Seguridad Vial en el corredor Vaca Muerta y otras localidades de Neuquén.

Los acuerdos se formalizaron este lunes en la Casa del Neuquén, en un encuentro encabezado por el gobernador Rolando Figueroa y el director general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina Sergio Mengoni. De la firma de los acuerdos también participaron los ministros de Turismo , Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves y Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, junto con la gerente de Gestión y Estrategia Social de TotalEnergies, Claudia Borbolla.

“Por tercer año consecutivo, TotalEnergies renueva su apoyo a las Becas Gregorio Álvarez. Este compromiso fortalece una política de Estado que garantiza oportunidades y acompaña a nuestros jóvenes para que puedan estudiar y construir su futuro en Neuquén”, aseguró Figueroa y recordó que “la educación transforma y cuando el sector público y el privado trabajan juntos, multiplicamos las oportunidades para todos”.

Las becas Gregorio Álvarez forman parte de un programa único en el país y en Latinoamérica que recientemente la Unesco, destacó por su alcance y consideró que una política estatal clave para ayudar a los estudiantes a continuar y completar sus estudios en todos los niveles.

 “Queremos seguir acompañando el desarrollo de la provincia, contribuyendo activamente a su crecimiento económico, social y cultural. La educación y la seguridad vial son dos pilares de nuestra estrategia de gestión social y del impacto positivo que buscamos generar en Neuquén”, indicó Mengoni.

El apoyo a las Becas Gregorio Álvarez forma parte de la estrategia de inversión social de la empresa que participa desde la creación del programa en 2024.

TotalEnergies también fue una de las primeras empresas en sumarse al Instituto Vaca Muerta, que articula a empresas, gobiernos e instituciones educativas para promover la formación vinculada al sector energético.

Asimismo, impulsa programas de becas de nivel medio y superior con la Fundación Cimientos y desarrolla Energía Joven junto a FORO 21, una iniciativa que acerca a estudiantes secundarios a las fuentes de energía y a la matriz energética argentina.

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La producción de petróleo alcanzó en julio los 916,2 mil barriles diarios, un 17,2% más que el mismo mes de 2025, y logró así otra marca récord a nivel nacional.

Este crecimiento se debe principalmente a la producción en la formación Vaca Muerta, donde se alcanzaron los 643,1 mil barriles diarios, lo que representa un incremento interanual del 26,4%.

En gas natural, la producción nacional fue de 158,8 millones de metros cúbicos diarios, manteniéndose estable con respecto a los últimos meses, mientras que en Vaca Muerta logró un ritmo de producción de 96,5 millones de metros cúbicos diarios, un 5,9% más que el mismo mes del año anterior.

Los datos muestran la continuidad del crecimiento de la producción hidrocarburífera y reafirman la tendencia positiva de la industria energética, acompañada por un mayor protagonismo del sector privado.

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El sábado pasado, la aparición de Nico, un perro cubierto de petróleo, movilizó a vecinos, rescatistas, bomberos, policías y organizaciones proteccionistas en Comodoro Rivadavia, Chubut. Tras ser encontrado en estado crítico, el animal fue trasladado a una veterinaria donde especialistas dedicaron varias horas a eliminar el hidrocarburo adherido a su cuerpo y comenzaron un tratamiento para su recuperación.

El último informe señala que Nico continúa en proceso de desintoxicación y ya ha comenzado a alimentarse. Sin embargo, lo que inicialmente parecía solo un rescate animal terminó por revelar una problemática ambiental de mayor envergadura.

Tras el incidente, la Subsecretaría de Ambiente del Municipio realizó una inspección en el lugar donde fue hallado Nico. Durante el relevamiento, detectaron varias piletas con hidrocarburos, algunas construidas con restos de tanques desmantelados. De acuerdo con las primeras observaciones, al menos dos de estas piletas presentan filtraciones que han contaminado el suelo circundante.

La secretaria de Gobierno municipal, Jordana Mrla, advirtió que “hay una situación de contaminación del suelo que tiene que ser atendida de forma inmediata”. Explicó que aún están realizando un análisis inicial del área y que, por las características detectadas, podría tratarse de un “pasivo ambiental”.

Un aspecto preocupante es cómo Nico logró acceder a este sector. Según Mrla, aunque el área estaba cerrada, el alambrado había sido vandalizado y estaba cortado. Además, existía un camino secundario que facilitaba el ingreso hacia la costa. La hipótesis principal es que el perro entró por esa vía y terminó en las piletas contaminadas.

La funcionaria también señaló que “este perro ha logrado salvarse, pero nos hemos encontrado con otras situaciones en las piletas”, lo que encendió las alarmas sobre el riesgo para otros animales que puedan ingresar al predio.

El Municipio está ahora enfocado en determinar quién construyó las piletas, cómo llegó el hidrocarburo al lugar y quién es responsable de las instalaciones. Mrla informó que la superficie pertenece a Petroquímica y que está ubicada dentro del yacimiento de CRI Holding, aunque ha sido escenario de diversas operaciones petroleras a lo largo de los años.

Durante la inspección también se encontró una instalación desmantelada que podría haber funcionado como una antigua deshidratadora. Por ello, el Municipio solicitó al Ministerio de Hidrocarburos de Chubut información sobre quién tiene actualmente la responsabilidad operativa del área y quién estuvo a cargo de esa instalación.

La identificación del responsable será clave para definir los pasos a seguir, incluyendo posibles sanciones económicas y la asignación de tareas para remediar la contaminación del suelo por las filtraciones detectadas.

Mientras tanto, las autoridades municipales aguardan la información solicitada para avanzar con la investigación. En tanto, Nico sigue recuperándose tras su rescate, que permitió visibilizar una contaminación que requiere atención urgente en Comodoro Rivadavia.

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Continental Resources, la petrolera estadounidense propiedad del magnate Harold Hamm, firmó un acuerdo preliminar para adquirir el 50% de Phoenix Global Resources, empresa que opera en Vaca Muerta y está mayoritariamente controlada por Mercuria Energy Group.

Esta alianza conformará una plataforma conjunta entre Continental y Mercuria para impulsar la producción y el desarrollo de los activos de Phoenix en la formación neuquina, con un plan de inversiones que superará los USD 4.000 millones en los próximos cinco años.

Actualmente, Phoenix produce más de 28.000 barriles equivalentes de petróleo por día (kboepd), y con estas inversiones se busca elevar esa cifra a más de 100.000 kboepd, posicionando a la compañía entre los principales operadores privados de la región.

El portafolio de la nueva plataforma conjunta abarcará aproximadamente 163.000 acres (65.000 hectáreas) distribuidos en seis bloques de Vaca Muerta. Incluye los activos de Phoenix en Mata Mora Norte y Sur, Confluencia Norte y Sur, la participación operada de Continental en Los Toldos II Oeste, y bloques adicionales como Bajo del Toro Este, propiedad actual de Integra.

La operación amplía la presencia de Continental en Argentina y refuerza su alianza con Mercuria, con quienes ya colaboran en el desarrollo de una central eléctrica a gas natural de 452 megavatios en Texas.

La combinación de la experiencia de Continental en recursos no convencionales en Estados Unidos, el conocimiento operativo de Phoenix en Vaca Muerta y la trayectoria global de Mercuria en energía, apunta a optimizar la planificación, ejecución y aceleración del crecimiento productivo en la cuenca neuquina.

Además, el portafolio conjunto tiene un valor estratégico dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que contempla beneficios para estos activos.

Pablo Bizzotto, CEO de Phoenix, destacó: “La incorporación de Continental a Phoenix como socio operativo de la plataforma conjunta, junto con Mercuria, suma décadas de experiencia en el desarrollo y la operación de recursos no convencionales, lo que fortalecerá nuestras capacidades a medida que iniciamos esta nueva etapa de crecimiento.”

“Al combinar la plataforma operativa consolidada y el conocimiento de Phoenix sobre Vaca Muerta con la experiencia técnica y operativa de Continental en el desarrollo de hidrocarburos no convencionales a gran escala, creemos que tenemos una oportunidad excepcional. Esta alianza nos permitirá expandir el desarrollo y construir uno de los operadores independientes líderes de la cuenca”, agregó Bizzotto.

Doug Lawler, presidente y CEO de Continental, resaltó el atractivo de Vaca Muerta y las reformas impulsadas por el presidente Milei: “Las reformas impulsadas por el presidente Milei y su administración generaron nuestro interés en la Argentina y fortalecieron nuestra confianza en su futuro, lo que en definitiva ayudó a allanar el camino para esta importante alianza.”

Lawler también valoró la asociación con Mercuria y la trayectoria de Phoenix: “Mercuria ha sido un socio excepcional, y tenemos un enorme respeto por la sólida plataforma operativa y la trayectoria que Phoenix construyó en Vaca Muerta.”

El ejecutivo añadió: “Vaca Muerta es un recurso de clase mundial, y creemos que la combinación del enorme potencial de la Argentina, las capacidades consolidadas de Phoenix y la experiencia de Continental en el desarrollo de recursos no convencionales puede contribuir a consolidar al país como un líder global en petróleo y gas natural.”

Brian Falik, Global Chief Investment Officer de Mercuria, calificó el acuerdo como una extensión de su relación con Continental hacia una de las principales formaciones de shale del mundo, reafirmando el compromiso de continuar invirtiendo en Argentina.

Las operaciones de Phoenix se centran en Neuquén y Río Negro, donde la empresa logró multiplicar por cinco su producción neta en cinco años, alcanzando cerca de 25.000 barriles diarios con solo el 15% de su acreage desarrollado. Actualmente, es la sexta mayor productora de petróleo crudo en Vaca Muerta.

Continental Resources, con sede en Oklahoma City, es la mayor productora privada de petróleo y gas natural a nivel mundial. Cuenta con activos destacados en Estados Unidos, como la formación Bakken y la cuenca Anadarko, y mantiene posiciones significativas en las cuencas Powder River y Pérmica.

Harold Hamm, fundador y principal accionista de Continental, es reconocido como el “rey del fracking”. Según Forbes, su fortuna ronda los USD 16.000 millones. Además, ha tenido una activa participación política en Estados Unidos, apoyando campañas del Partido Republicano y asesorando en materia energética.

Hamm fue pieza clave en el desarrollo del yacimiento Bakken, que transformó el panorama energético estadounidense. Fundó Continental Resources en 1967 y la compañía comenzó a cotizar en bolsa en 2007, en plena expansión del shale oil.

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El gobierno de Estados Unidos volvió a poner bajo la lupa la participación de empresas chinas en proyectos estratégicos de la Argentina y, en particular, su presencia tecnológica en Vaca Muerta. El embajador estadounidense, Peter Lamelas, cuestionó el uso de sistemas de compañías como Huawei, ZTE, Hikvision, Hytera, Dahua y DJI y sostuvo que podrían representar riesgos para la seguridad informática y el manejo de información sensible.

A través de una publicación en X, Lamelas retomó un mensaje del subsecretario de Estado para Asuntos del Hemisferio Occidental, Juan Pablo Segura, quien llamó a los países de la región a reemplazar proveedores tecnológicos chinos por otros considerados “confiables” por Washington.

Según el diplomático, las empresas chinas están alcanzadas por normas que las obligan a cooperar con los servicios de inteligencia de Beijing. En ese sentido, planteó que la utilización de sus sistemas puede facilitar tareas de espionaje, ataques informáticos o interrupciones de redes consideradas críticas.

La advertencia se produce mientras avanza el debate por la instalación de infraestructura digital vinculada a Huawei en la zona de Vaca Muerta. El desarrollo de un data center para almacenar y procesar información relacionada con la actividad energética volvió a convertir al yacimiento neuquino en un punto de disputa dentro de la creciente competencia tecnológica y económica entre Estados Unidos y China.

La presión de Washington y el rechazo en Argentina

La nueva intervención de Lamelas se suma a las declaraciones que había realizado días atrás, cuando cuestionó la presencia de tecnología china en infraestructura estratégica argentina. En aquella oportunidad, el embajador sostuvo que esa situación “no va a ayudar” a que el país consiga atraer nuevas inversiones internacionales.

Ahora, el funcionario estadounidense volvió a profundizar esa postura y aseguró que la tecnología china representa un problema para la seguridad de las redes y de los datos vinculados a sectores estratégicos. También tomó como referencia las restricciones que existen en Estados Unidos sobre el uso de determinados equipos de Huawei.

Las declaraciones generaron cuestionamientos dentro de la Argentina. Distintos sectores de la oposición repudiaron la intervención del embajador en decisiones vinculadas con la política exterior y económica del país y señalaron que la elección de proveedores y socios comerciales corresponde a las autoridades argentinas.

La embajada de China también respondió y acusó a Washington de recurrir a una “mentalidad de guerra fría” para desacreditar a empresas de su país. Beijing rechazó las acusaciones de espionaje y defendió los estándares de seguridad de Huawei, además de destacar los compromisos asumidos por la compañía para evitar accesos no autorizados a sus sistemas.

El cruce diplomático se da en un escenario marcado por la disputa global entre las dos principales potencias económicas. Para Estados Unidos, el control de las redes, los datos y la infraestructura digital asociada a sectores como energía y telecomunicaciones constituye un asunto de seguridad nacional. China, en cambio, busca ampliar la presencia de sus empresas y tecnología en mercados estratégicos.

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En la ciudad de Tucumán se llevó a cabo la II Cumbre de Bioetanol, un evento clave organizado por el Instituto de Promoción del Azúcar y Alcohol de Tucumán (Ipaat) bajo el lema “Impulsando el futuro del bioetanol en Argentina”. Esta reunión congregó a referentes nacionales, regionales e internacionales para analizar y debatir sobre políticas públicas, innovación tecnológica, inversiones y movilidad sostenible vinculadas al bioetanol.

Entre los asistentes destacaron autoridades provinciales y nacionales, así como el gobernador de Jujuy, Carlos Sadir, junto a empresarios del sector sucroalcoholero y técnicos especializados tanto locales como extranjeros. Durante la jornada, se presentaron disertaciones técnicas que abordaron los avances en tecnología y las perspectivas del bioetanol como motor para una matriz energética más limpia y federal.

El encuentro sirvió para reafirmar el papel estratégico del bioetanol dentro de la matriz energética argentina, promoviendo el intercambio de experiencias y buenas prácticas entre las provincias de Tucumán, Salta y Jujuy. Además, se fortaleció la cooperación regional y se impulsaron políticas de Estado que buscan establecer un marco regulatorio con previsibilidad y seguridad jurídica para los productores de biocombustibles.

Uno de los temas centrales fue el tratamiento en el Senado del proyecto de modificación de la Ley de Biocombustibles, que propone incrementar el corte de bioetanol en los combustibles del 12% al 15%. Este cambio apunta a fomentar nuevas inversiones en la industria y a potenciar el desarrollo sostenible del sector.

El hotel Catalinas fue el escenario donde se reunieron los principales actores de la actividad sucroalcoholera de la región, destacando la importancia del bioetanol como insumo fundamental para el corte de combustibles y su contribución a la movilidad sostenible.

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El Gobierno de Río Negro publicó en el Boletín Oficial la reglamentación del régimen de incentivos para la producción convencional, que busca movilizar nuevas inversiones, reactivar pozos y sumar producción en los yacimientos maduros de la provincia.

La Resolución 560/26 de la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente reglamenta el Decreto Provincial 136/26 y establece las condiciones técnicas, administrativas y económicas para que las concesionarias puedan adherir al Programa Provincial de Incentivos a la Producción Convencional.

El esquema prevé una reducción de la alícuota de regalías al 6% exclusivamente sobre la producción incremental que se obtenga como resultado de nuevas inversiones. El beneficio no alcanza a la producción base de los yacimientos y podrá extenderse por hasta diez años o hasta el vencimiento de la concesión, lo que ocurra primero.

“Con esta reglamentación damos previsibilidad y reglas claras para que las empresas puedan presentar nuevos proyectos y transformar inversiones adicionales en más producción. El incentivo está pensado para lo que se genere por encima de la producción existente”, señaló la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.

Inversión adicional para generar nueva producción

Para ingresar al programa, las concesionarias deberán presentar un Plan de Actividades e Inversiones Complementarias (PAIC), con el detalle de las tareas previstas, las inversiones asociadas y la producción incremental esperada.

También deberán establecer una curva de Producción Básica, certificada por un auditor externo habilitado, que funcionará como referencia para determinar mensualmente cuánto de la producción obtenida corresponde efectivamente al incremento generado por las nuevas inversiones.

A partir de allí, el beneficio se aplicará únicamente cuando la producción real supere esa línea de base. Sobre ese volumen adicional se liquidará la alícuota del 6%. En los casos previstos por los contratos vigentes, la producción incremental también quedará eximida del aporte complementario del 3%.

“Río Negro decidió incentivar producción que hoy no existe. Si una empresa invierte, reactiva pozos y logra producir más, esa producción adicional accede al beneficio. Es una herramienta concreta para extender la vida de nuestros yacimientos maduros, sostener actividad y generar trabajo”, agregó Moya.

Control, certificación y seguimiento

La reglamentación establece mecanismos de seguimiento y fiscalización para verificar tanto las inversiones comprometidas como los incrementos de producción obtenidos.

Las empresas deberán informar sus actividades, acreditar las inversiones realizadas y presentar certificaciones anuales emitidas por auditores externos independientes. La Provincia podrá además realizar inspecciones, auditar las declaraciones presentadas y solicitar información complementaria.

La autoridad de aplicación tendrá un plazo de 30 días hábiles administrativos, una vez completada la documentación requerida, para resolver cada solicitud de adhesión.

El programa comenzará a regir para cada proyecto a partir del mes posterior a la resolución que apruebe su incorporación, mientras que los beneficios se aplicarán una vez acreditadas las inversiones iniciales y la producción incremental asociada.

Una estrategia para sostener la producción convencional

El régimen fue creado en marzo frente al declino de los yacimientos convencionales y como una herramienta para generar condiciones que permitan recuperar actividad en campos maduros mediante nuevas inversiones.

La iniciativa apunta a promover tareas de reactivación y optimización de pozos e instalaciones que permitan sumar producción, extender la vida útil de los yacimientos y sostener la actividad de la cadena hidrocarburífera.

“Tenemos recursos, infraestructura y conocimiento acumulado en nuestros campos convencionales. El desafío es generar las condiciones para que vuelvan a recibir inversiones. Esta reglamentación convierte ese objetivo en un procedimiento concreto, medible y controlable”, concluyó Moya.

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En una segunda votación indicativa para elegir al próximo secretario general de Naciones Unidas, el argentino Rafael Grossi terminó en tercer lugar, repitiendo su posición anterior pero con un aumento en los votos en contra.

La votación se llevó a cabo a puertas cerradas y de forma anónima entre los 15 miembros del Consejo de Seguridad, quienes debieron expresar su postura como “apoya”, “no apoya” o “sin opinión”. Este proceso informal permite medir el respaldo que tiene cada candidato antes de una definición definitiva.

En esta ronda, la embajadora de Guyana, Carolyn Rodrigues-Birkett, fue la más votada con ocho apoyos, desplazando del primer puesto a la costarricense Rebecca Grynspan, quien obtuvo siete votos a favor. Grossi mantuvo sus siete apoyos, pero sus rechazos aumentaron de dos a seis votos en contra.

Por detrás de Grossi quedó la expresidenta chilena Michelle Bachelet, con dos votos a favor y seis en contra. En total, ocho candidatos compiten por suceder al portugués António Guterres, cuyo mandato concluirá.

Además de Grossi, Bachelet, Grynspan y Rodrigues-Birkett, la lista incluye a Ivonne A-Baki, exministra y diplomática de Ecuador; María Fernanda Espinosa, expresidenta de la Asamblea General de la ONU y exministra ecuatoriana; Olara Otunnu, exsecretario general adjunto de Uganda; y Macky Sall, expresidente de Senegal. el 31 de diciembre.

Esta elección tiene un matiz especial por la fuerte presencia latinoamericana, ya que la región busca mantener una tradición de alternancia geográfica en el cargo, aunque no siempre se respeta. Además, hay un creciente reclamo para que, por primera vez, una mujer sea designada secretaria general de la ONU.

Para ser elegido, el próximo secretario general debe obtener al menos nueve votos favorables en el Consejo de Seguridad y evitar el veto de cualquiera de sus cinco miembros permanentes: Estados Unidos, Rusia, China, Francia y Reino Unido. Hasta el momento, ningún candidato cuenta con el consenso necesario.

Sobre el proceso, el embajador de la República Democrática del Congo, Zenon Ngay Mukongo, advirtió que “es demasiado pronto para lograr un consenso”, dejando abierta la expectativa de futuras rondas de votación.

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Autoridades de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, dependiente del Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz, realizaron este viernes la apertura del Sobre “B” correspondiente a la Licitación Pública Nacional e Internacional N° 02/ENERMIN/2026, destinada a la exploración y eventual explotación y desarrollo de hidrocarburos en el área provincial “Sur Río Deseado Este”, ubicada en la Cuenca del Golfo San Jorge santacruceño.

El acto fue presidido por el secretario de Estado de Hidrocarburos, Juan Carlos Morales, acompañado por los subsecretarios de Legales, Abg. Laura Fernández; de Coordinación y Planeamiento Estratégico, Lic. Victoria Videla; y de Control de Inversiones, Lic. Diego del Río; integrantes de la Comisión de Pre-adjudicación; la escribana Mayor de Gobierno, Marcela Tejeda, acompañada por la escribana delegada, Jaquelina Szachraj; además de representantes de la empresa Alianza Petrolera SA, única oferente.

En esta instancia, se procedió a la apertura del Sobre “B” presentado por la compañía, que contuvo la propuesta económica correspondiente al área, por un monto de U$S 10.117.000,00, comprometiéndose dos pozos exploratorios en el primer período, y un pozo más, para el segundo período.

Cabe recordar que el pasado 22 de julio se realizó la apertura del Sobre “A”, correspondiente a la documentación administrativa, antecedentes y requisitos establecidos en el pliego. Tras su análisis, la Comisión de Pre-adjudicación determinó que la empresa cumplía con las condiciones previstas, lo que habilitó la continuidad del proceso licitatorio.

Reactivación y cooperación tecnológica

La apertura del Sobre “B” constituye un nuevo paso en la estrategia del Gobierno de Santa Cruz para reactivar áreas hidrocarburíferas de la Cuenca del Golfo San Jorge, promoviendo inversiones, tecnología y generación de empleo.

En este marco se inscriben las gestiones desarrolladas por el gobernador Claudio Vidal, acompañado por el ministro Jaime Álvarez, durante su misión en Canadá, orientadas a fortalecer vínculos con el sector energético, incorporar nuevas tecnologías y promover capacitación para trabajadores santacruceños.

En el caso de “Sur Río Deseado Este”, la iniciativa privada de Alianza Petrolera contempla la participación de SurCana Energy Inc., empresa canadiense que cuenta con experiencia en perforaciones horizontales con ramas multilaterales para el desarrollo de reservorios de petróleo pesado.

La iniciativa fue declarada de interés público mediante el Decreto Provincial N° 1127/2025. Con la apertura del Sobre “B”, tanto la documentación como la propuesta económica continuarán siendo analizadas conforme a los procedimientos y condiciones establecidos en el pliego.

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El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, ratificó que la Provincia debe tener la potestad de definir las condiciones de la futura concesión de la Central Hidroeléctrica Futaleufú y destacó la conformación de una mesa de trabajo con el Gobierno Nacional para alcanzar un acuerdo de cara a la próxima licitación.

El mandatario realizó estas declaraciones durante su participación como uno de los principales expositores de la 22.ª Conferencia del Consejo de las Américas, quereúne a funcionarios nacionales, gobernadores y referentes del sector empresarial.

Torres compartió el panel “Inversión, desarrollo y oportunidades: perspectivas de las provincias” junto al gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa. Durante su exposición, abordó las ventajas estratégicas de Chubut en materia energética y productiva y planteó la necesidad de transformar esos recursos en nuevas inversiones, infraestructura, empleo y mayor competitividad.

“Los recursos son de las provincias”

Al referirse específicamente al futuro de Futaleufú, Torres sostuvo que cualquier discusión sobre la próxima concesión debe partir del reconocimiento de las potestades que la Constitución establece para las provincias sobre sus recursos naturales.

“Hay un tema jurisdiccional que no podemos poner en debate cada cuatro años. Los recursos son de las provincias, la Constitución es clara”, afirmó.

En ese sentido, el gobernador destacó la importancia estratégica de Futaleufú para una provincia con una fuerte actividad industrial y remarcó que la generación hidroeléctrica depende de un recurso natural perteneciente a Chubut.

“Chubut es una provincia con industria electrointensiva donde tenemos una hidroeléctrica, como es Futaleufú, que genera energía a través de un recurso que es provincial, que es el agua. El poder concedente tiene que ser la provincia de Chubut”, sostuvo.

Asimismo, Torres enfatizó que la posición del Gobierno Provincial no responde a una interpretación política circunstancial, sino a las atribuciones reconocidas constitucionalmente a las provincias. “Esto no es una idea mía, esto lo dice la Constitución”, remarcó.

Una solución política antes de la licitación

En ese marco, el mandatario valoró la apertura de una instancia de diálogo con el Gobierno Nacional para abordar la futura concesión y alcanzar un entendimiento antes del llamado a licitación.

“No podemos llevar a la Justicia siempre a arbitrar sobre lo que tiene que resolver la política”, señaló Torres, y agregó: “Celebro que, a pocos meses de la licitación de Futaleufú, hayamos generado una mesa de trabajo con la Nación para que la política resuelva antes que la Justicia”.

El gobernador remarcó además que la discusión sobre Futaleufú trasciende la cuestión jurisdiccional y está directamente vinculada con las posibilidades de desarrollo productivo de Chubut y con la capacidad de la Provincia para aprovechar estratégicamente la energía generada a partir de sus propios recursos.

En ese sentido, Torres señaló que el objetivo es que Chubut pueda “utilizar esa energía, entre otras cosas, para estas tecnologías del futuro”, vinculando la defensa de los recursos provinciales con una agenda de nuevas inversiones, diversificación productiva, desarrollo tecnológico y generación de empleo.

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Procedente de la India, el buque VIGOR OL arribó este martes a la costa rionegrina y comenzó este miércoles a descargar en el Puerto de San Antonio Este los 3.487 caños destinados al San Matías Pipeline, el gasoducto que conectará Vaca Muerta con el litoral atlántico para abastecer el proyecto de exportación de Gas Natural Licuado del consorcio Southern Energy.

El arribo también concreta una gestión estratégica impulsada por la Secretaría de Puertos de Río Negro, que articuló el trabajo entre Servicios Portuarios Patagonia Norte y la Prefectura Naval Argentina para ampliar la capacidad operativa del muelle.

El proceso incluyó estudios técnicos específicos, inspecciones y el cumplimiento de distintos requisitos de seguridad. Como resultado, Prefectura autorizó en julio el amarre en el Sitio 1 del Muelle de Ultramar de buques de hasta 200 metros de eslora y 50.000 toneladas de desplazamiento.

Con 183 metros de eslora y 31 metros de manga, el VIGOR OL es el primer buque que arriba al puerto bajo esta nueva autorización y permitirá poner en funcionamiento la ampliación alcanzada a partir de esas gestiones.

Además, será el primero de los 11 buques previstos para transportar materiales destinados a esta etapa del proyecto, anticipando un mayor movimiento logístico y portuario en la Región Atlántica.

La operación forma parte del avance del proyecto de Southern Energy, que prevé desarrollar desde el Golfo San Matías una nueva plataforma de exportación de Gas Natural Licuado y posicionar a Río Negro como una de las puertas de salida de la producción de Vaca Muerta al mundo.

El San Matías Pipeline será una pieza central de ese esquema, al conectar la producción gasífera con la infraestructura que permitirá su procesamiento y exportación desde la costa provincial.

La llegada de los primeros caños transforma en movimiento concreto un proceso que Río Negro viene construyendo con planificación, acuerdos, infraestructura y decisiones destinadas a preparar a la provincia para una nueva etapa productiva.

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La provincia de Río Negro incorporó tecnología para fortalecer el control y la protección de sus recursos naturales. La Secretaría de Ambiente y Cambio Climático llevó adelante una jornada de capacitación sobre el uso de Skylight, una herramienta digital que permite geolocalizar y monitorear embarcaciones mediante la integración de información marítima y satelital.

Durante la capacitación se presentaron los conjuntos de datos disponibles en la plataforma y sus principales funcionalidades, con el objetivo de que los equipos técnicos conozcan la herramienta y puedan aprovechar progresivamente su potencial. La actividad contó con la participación de agentes de las áreas de Biodiversidad y Áreas Naturales Protegidas, y de Sistemas de Información Geográfica y Teledetección.

La incorporación de esta tecnología sienta las bases para implementar un sistema de monitoreo y fiscalización satelital en el Golfo San Matías, que permitirá fortalecer el seguimiento de los espacios marinos comprendidos dentro de las Áreas Naturales Protegidas y mejorar el conocimiento sobre el tránsito de embarcaciones en una zona estratégica para Río Negro.

La herramienta también permitirá complementar las tareas de control vinculadas al movimiento de embarcaciones asociadas a los proyectos energéticos que se desarrollan en la región. De esta manera, la Provincia suma capacidades para contar con más información sobre lo que ocurre en sus aguas y fortalecer la toma de decisiones ambientales.

Esta iniciativa forma parte de una política provincial que busca acompañar la nueva etapa productiva de Río Negro con mayores capacidades de control y protección ambiental. Para la Provincia, el desarrollo de nuevas actividades productivas debe estar acompañado por una presencia efectiva del estado rionegrino y por herramientas que permitan cuidar los recursos.

Con la incorporación de tecnología de última generación, Río Negro fortalece su capacidad de fiscalización y resguardo de los ecosistemas marinos del Golfo San Matías, sumando información y herramientas para proteger la biodiversidad y acompañar de manera responsable el desarrollo de la Provincia.

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La Provincia de Neuquén concretó este miércoles un nuevo paso en su estrategia para ampliar el desarrollo de Vaca Muerta. A través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), recibió las ofertas de empresas interesadas en explorar y eventualmente desarrollar 15 áreas hidrocarburíferas incluidas en la primera ronda del Plan Exploratorio Neuquén (PEN).  De los bloques puestos en competencia, ocho recibieron ofertas de diez empresas.

“El verdadero éxito son las inversiones que se traducen en más obras, más infraestructura, más oportunidades y, fundamentalmente, en una mejor calidad de vida para los neuquinos”, aseguró el gobernador Rolando Figueroa.

El mandatario celebró el interés de los inversores y reforzó la meta de la gestión que puso primero a los neuquinos, como los beneficiaros directos para aprovechar la ventana de oportunidad directamente relacionada con los recursos.

“Es fundamental que lo que se genera a partir del gas y del petróleo llegue a toda la provincia. No puede quedar en un solo lugar, no puede quedar para unos pocos”, aseguró.

Recordó que el crecimiento de Vaca Muerta no quede concentrado en las zonas directamente vinculadas a la producción, sino que debe “derramar” en toda la provincia con mejores rutas, más viviendas, infraestructura sanitaria, escuelas, agua, saneamiento y obras de servicios públicos que permitan superar el déficit heredado de infraestructura.

La presentación de las propuestas se realizó este miércoles y posteriormente comenzará la etapa de evaluación de la documentación, para finalmente conocer las propuestas económicas.

Entre las compañías que dejaron ofertas se encuentran Phoenix Global Resources-Continental Resources, Geopark Argentina, Patagonia Energy, Aldyl Argentina, Petroquímica Comodoro Rivadavia, Patagonia Resources, JPM Energía, Ingeniería Multipiping, Selva María Oil y Bentia Energy. Las propuestas se concentraron en ocho áreas: Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, La Tropilla I, Águila Mora Noreste, Pampa de las Yeguas II NE, Chasquivil Sur y Santo Domingo II.

“Neuquén genera confianza en los inversores. Estamos muy concentrados en atraer inversiones, ya que contamos con un tiempo acotado para monetizar nuestros recursos”, aseguró Figueroa.

Las 15 áreas seleccionadas se encuentran en zonas estratégicas de la provincia, próximas a desarrollos activos y a infraestructura existente claves.

La licitación forma parte de una política más amplia que busca convertir el desarrollo de Vaca Muerta en una plataforma de crecimiento económico para toda la provincia.

En los últimos meses, Neuquén avanzó en proyectos de gran escala bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), entre ellos el desarrollo de Los Toldos II Este, con una inversión inicial anunciada de 2.400 millones de dólares, y Bajo del Choique-La Invernada, que contempla inversiones por unos 12.000 millones de dólares.

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El Hospital Británico e YPF Luz firmaron un convenio de abastecimiento de energía eléctrica renovable que permitirá cubrir el 80% de su demanda energética. Con esta alianza, el Hospital Británico se convierte en una de las primeras entidades de salud de Argentina en operar con energía proveniente de fuentes renovables.

La energía contratada representa aproximadamente 5.400 MWh por año y proviene del Parque Solar El Quemado, ubicado en la provincia de Mendoza. Con una capacidad instalada de 305 MW, es el parque solar más grande de Argentina y aporta cerca del 11% de la potencia solar instalada del país.

El acuerdo tiene una vigencia de cinco años y permitirá que la institución incorpore energía renovable a sus operaciones habituales, reduciendo su huella ambiental y fortaleciendo su compromiso con una gestión cada vez más eficiente y sustentable. El volumen de energía contratado equivale al consumo anual de aproximadamente 1.500 hogares argentinos, mientras que el ahorro estimado alcanza las 2.300 toneladas de CO2 equivalente por año.

“La incorporación de energía renovable representa un nuevo paso en nuestro compromiso con una gestión responsable de los recursos y con la reducción del impacto ambiental de nuestras operaciones. En el Hospital Británico entendemos que cuidar la salud de las personas también implica cuidar el entorno en el que vivimos, por eso impulsamos de manera sostenida iniciativas orientadas a la eficiencia, la economía circular y la sustentabilidad”, afirmó Mariana Sciarreta, directora Comercial y de Relaciones Institucionales del Hospital Británico.

Este acuerdo se suma a una estrategia institucional de gestión ambiental que el hospital viene desarrollando desde hace varios años. Entre las iniciativas implementadas se destacan la ampliación de los programas de separación y reciclado de residuos, la estandarización del recupero y la correcta disposición de Residuos de Aparatos Eléctricos y Electrónicos (RAEE), la incorporación de papel de origen sostenible certificado para sus procesos administrativos y el trabajo conjunto con cooperativas de recicladores urbanos para promover la economía circular, así como la donación de más de 4 mil kilos de medicamentos a bancos comunitarios.

Como reconocimiento a estas acciones, la institución obtuvo la certificación ambiental Sello Verde, otorgada por el Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires, que distingue a las organizaciones por la eficiencia, innovación y mejora continua en la gestión integral de residuos.

“Nos alegra acompañar al Hospital Británico en este nuevo paso, que la convierte en una de las primeras instituciones de salud en operar con energía renovable. Este acuerdo pone en manifiesto la confianza de las diferentes industrias en YPF Luz y en nuestra capacidad para ofrecer soluciones energéticas costo-eficientes y sustentables. Esto nos lleva a liderar el Mercado a Término al contar con una cartera de más de 140 clientes industriales que nos eligen”, destacó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

La energía que abastecerá al Hospital Británico proviene del Parque Solar El Quemado, recientemente inaugurado. Cuenta con más de 500.000 paneles fotovoltaicos bifaciales instalados sobre una superficie superior a las 600 hectáreas y genera energía renovable para abastecer a empresas e instituciones de todo el país.

Hoy, YPF Luz es la principal compañía privada de generación eléctrica de Argentina por su capacidad instalada y continúa consolidándose como socio estratégico de organizaciones que buscan mejorar su competitividad, contar con un suministro confiable de energía y avanzar en sus objetivos de sustentabilidad.

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“Comparto una buena noticia. Las dos monoboyas del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) cruzaron el Estrecho de Ormuz y avanzan hacia Punta Colorada, Río Negro, donde llegarán a finales de octubre para completar la obra marina”. Así comunicó Horacio Marín, presidente de YPF, que el buque Topaz Ishim atravesó la zona del conflicto bélico entre Estados Unidos e Irán.

El cruce por el tramo más crítico de la navegación por el Golfo Pérsico era clave para cumplir con el cronograma previsto por VMOS. Y en los últimos meses se vio amenazado por la guerra que impedía el paso por el estrecho. “Cada vez falta menos para que todo el potencial de Vaca Muerta se transforme en más producción, más exportaciones y más trabajo para los argentinos”, concluyó Marín.

Las monoboyas partieron hace diez días del puerto de Jebel Ali / Dubái, en Emiratos Árabes Unidos, y se estima que en octubre estarán en Punta Colorado, Río Negro. Son un hito estratégico para el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), impulsado por YPF y un consorcio de petroleras para transformar a la Argentina en un exportador de crudo a gran escala.

Cada monoboya pesa aproximadamente 272 toneladas y tiene un diámetro de 15,3 metros. Se instalarán mar adentro, a varios kilómetros de la costa de Punta Colorada. Se conectan a los tanques de almacenamiento en tierra mediante un oleoducto submarino y manifolds de fondo (PLEMs), permitiendo amarrar y cargar directamente buques petroleros de gran porte conocidos como VLCC (Very Large Crude Carrier), superpetroleros capaces de transportar entre 200.000 y 320.000 toneladas de crudo.

Al evitar amarrar en muelles continentales, permitirá despachar directamente el crudo a los buques, reduciendo costos de flete internacional.

Un proyecto clave para YPF

Mientras las monoboyas navegan hacia el país, ya se están ejecutando las obras de infraestructura base, como la colocación del sistema de anclaje de fondo (con cadenas de más de 400 metros y 70 toneladas, además de anclas de 42 toneladas cada una). Una vez que las monoboyas lleguen a aguas rionegrinas, se iniciará la fase de montaje marítimo, el tendido de las líneas flexibles y las pruebas de hermeticidad antes de poner en marcha la mayor terminal exportadora de crudo del país.

Junto con las monoboyas viajan los PLEMs, equipos submarinos indispensables para completar la conexión del sistema. Son colectores que se instalan en el lecho marino y vinculan los ductos submarinos con las líneas flexibles que llegan hasta las terminales de carga. Estos equipos recibirán el crudo transportado desde la costa y permitirán transferirlo a cada monoboya.

Hasta 550 mil barriles diarios de petróleo

Monoboyas y PLEMs van a completar el circuito entre la playa de tanques y los futuros petroleros. El VMOS comprende un oleoducto de 437 kilómetros entre Allen y Punta Colorada, una terminal terrestre con seis grandes tanques y el sistema de carga offshore.

Durante su primera etapa, el sistema podrá despachar alrededor de 180.000 barriles diarios. Luego aumentará progresivamente su capacidad hasta alcanzar los 550.000 por día en el lapso de un año y medio.

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Desde su cuenta de X, el ministro de Economía, Luis Caputo anunció el ingreso al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto de petróleo Los Toldos II Este de la empresa Tecpetrol en Vaca Muerta. Según destaco el Ministro, el proyecto implica una inversión de US$ 6.400 millones y generará 3.100 empleos directos y 4.800 indirectos.

El proyecto prevee producir 70.000 barriles diarios de petróleo; y aseguró que el RIGI no solo acelerará el ritmo del desarrollo sino que además permitirá que se incrementen en aproximadamente un 40% los recursos a ser desarrollados en el área.

Desde Tecpetrol señalaron que se trata de “la mayor inversión de su historia, por un total de US$ 6.400 millones, de los cuales más de 2.000 millones se desembolsarán hasta fines de 2027. GyP, la empresa de energía de la provincia del Neuquén, participa con un 10% en el área”.

En 2017, Tecpetrol se convirtió en la primera compañía en invertir en el desarrollo masivo de gas no convencional en el país en el área Fortín de Piedra, que hoy abastece el 16% de la demanda de gas del país, y validó el potencial gasífero de Vaca Muerta. 

“En un contexto internaconal que posiciona a Vaca Muerta como un activo estratégico, varios factores contribuyen con la aceleración de este proyecto: el ordenamiento macroeconómico y la previsibilidad que brindan tanto el nuevo marco regulatorio para el sector hidrocarburífero como el RIGI”, indicó la empresa.
   
La meta de este proyecto es alcanzar los 70.000 barriles de petróleo por día en el 2027, “lo que nos permitirá llegar a una producción cercana a los 100.000 barriles por día en la Cuenca Neuquina”.

El proyecto

El proyecto se desarrolla en el Hub Norte de Vaca Muerta, cercano a Rincón de los Sauces, en la provincia de Neuquén, requiriendo la construcción de la Planta Central de Procesamiento (CPF), un sistema de 50 MW de generación eléctrica, 40.000 HP de compresión, ductos de evacuación de gas y crudo y sistemas de captación de agua. Para la construcción de las instalaciones se generarán más de 3.100 puestos de trabajo en el pico de obra. 

Según Tecpetrol, “esta inversión representará un fuerte impulso para la actividad de las PyMEs industriales y de servicios. Cerca de 800 empresas nacionales participan en las tareas de construcción de las instalaciones. Muchas de ellas forman parte de nuestro programa de apoyo a la cadena de valor, ProPymes”.

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El debate por la reforma del régimen de biocombustibles abrió una disputa por el futuro de las pymes que actualmente abastecen el mercado interno de biodiésel y obligó a los aceiteros a salir a aclarar su posición. 

Mientras el proyecto de ley impulsado por la senadora Patricia Bullrich plantea elevar el corte obligatorio de 7,5% al 10% y avanzar hacia un mercado abierto, las empresas regionales advierten que el esquema concentrará el negocio en las grandes aceiteras y las llevará a su desaparición.

La Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB) cuestionó especialmente el mecanismo previsto para la transición de las empresas no integradas y sugirió que existía un acuerdo con las cámaras CIARA y CEC.  Pero estas entidades negaron ese acuerdo y dieron su respaldo al proyecto de Bullrich.

El proyecto de la exministra de Seguridad se encuentra en tratamiento en el Senado y forma parte del conjunto de iniciativas que discuten un nuevo marco regulatorio para los biocombustibles. 

El proyecto oficialista plantea reemplazar el régimen vigente y avanzar hacia un esquema de mayor competencia. Actualmente existen 25 plantas pymes que abastecen el mercado interno y están radicadas principalmente en Santa Fe, Buenos Aires, La Pampa, Entre Ríos y San Luis. 

Según CEPREB, el entramado genera unos 9.500 puestos de trabajo entre empleos directos e indirectos y representa una facturación anual cercana a los 1.000 millones de dólares.

La industria de biodiésel y la del aceite de soja nucleadas en CARBIO y en CIARA consideran prioritario que el Senado de la Nación avance con el tratamiento y dictamen para dar media sanción al proyecto de Ley de la senadora Bullrich para establecer nuevo marco regulatorio de los biocombustibles en la Argentina.

“Vemos viable subir el corte al 12,5% dado que hoy existen precios competitivos contra el gasoil importado y además se abriría la oferta a la libre competencia en un plazo razonable a partir del 2030, sin sacrificio fiscal dado que todo aumento de biodiésel redundaría en mejoras de precios para las exportaciones de aceite de soja. La industria viene invirtiendo fuertemente desde hace décadas generando más de 30.000 empleos, y está abierta al diálogo siempre sobre la base de promover la competencia, la inversión, el empleo y la producción del biodiésel de manera que beneficie al consumidor, bajando considerablemente el precio del biodiésel. No hemos alcanzado acuerdos formales con ningún sector de empresas pero alentamos el diálogo permanente. Estamos convencidos de que el Senado es el lugar indicado para encontrar soluciones regulatorias”, explicó Luis Zubizarreta, presidente de CARBIO. 

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El caso penal contra tres directivos de la Compañía de Saneamiento y Recuperación de Materiales S.A. (COMARSA) por contaminación ambiental en Neuquén avanzó a la etapa de juicio oral. El juez de garantías Juan Manuel Kees resolvió que la causa sea juzgada por un tribunal colegiado, tras finalizar la etapa de Control de la Acusación.

La causa está vinculada al tratamiento de residuos peligrosos derivados de la actividad petrolera en la región. COMARSA, habilitada desde 2011 para procesar suelos contaminados con hidrocarburos mediante hornos especiales que eliminan químicos tóxicos, enfrenta la acusación fiscal que cuestiona el uso que la empresa dio a ese permiso.

Según la fiscalía, los responsables de la firma almacenaron material contaminante sin tratar dentro de sus instalaciones y también en terrenos lindantes que no les pertenecían. Además, la empresa habría entregado certificados falsos de suelos descontaminados, lo que les permitió continuar recibiendo residuos para procesar sin realizar el tratamiento correspondiente.

Durante la audiencia, dos defensas solicitaron el sobreseimiento de sus representados argumentando que uno de ellos era gerente suplente y otro no tenía participación en el directorio. Sin embargo, el juez Kees rechazó estos planteos y aclaró que la participación de cada imputado se determinará en el juicio: “Podría ocurrir que luego del juicio se establezca que uno de ellos no es coautor, sino partícipe primario”.

Otro punto de controversia fue el tipo de tribunal que debería juzgar el caso. La fiscalía y las querellas, representando a la Asociación Argentina de Abogados Ambientalistas y a la Asamblea por los Derechos Humanos de Neuquén y Río Negro, solicitaron un jurado popular, pero el juez descartó esta opción. Argumentó que el juicio con jurado está reservado para delitos como abuso sexual o aquellos con lesiones gravísimas y penas superiores a 15 años, condiciones que no aplican en esta causa.

Con la elevación firme a juicio, el expediente se dirige hacia un debate oral que contará con la participación de alrededor de 150 testigos y peritos. El tribunal colegiado deberá establecer el grado de responsabilidad individual de los tres directivos en relación con el manejo irregular de los residuos petroleros en la cuenca neuquina.

Este proceso judicial cobra relevancia en un contexto donde, por un lado, YPF planea la creación de hasta 90.000 nuevos empleos y Neuquén marca récords de producción petrolera, pero por otro, las cámaras empresarias alertan sobre las dificultades que atraviesan los comercios y pymes de servicios en la región.

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YPF está desarrollando un proyecto estratégico en Vaca Muerta con la construcción de una Planta Integrada de Tratamiento de Gas (IGTP), destinada a acondicionar el gas natural de la Cuenca Neuquina para su exportación como Gas Natural Licuado (GNL).

Según el Estudio de Impacto Ambiental, la planta se instalará en un terreno de 525 hectáreas ubicado en el bloque Meseta Buena Esperanza, en el departamento Confluencia, al norte de Cutral Co y Plaza Huincul. Este centro será fundamental para el proyecto Argentina LNG, ya que recibirá gas crudo de tres bloques productivos de Vaca Muerta, separará agua, condensados e impurezas y preparará el metano para su transporte hacia la costa de Río Negro.

El proyecto cuenta con una inversión aproximada de US$2.100 millones. Las primeras labores están previstas para fines de 2026, con la construcción principal iniciándose en 2027. La obra demandará cerca de tres años y alcanzará un pico de empleo de más de 4.500 trabajadores en 2028.

La planta tendrá capacidad para procesar gas de aproximadamente 1.416 pozos no convencionales, distribuidos en unos 330 pads de perforación durante sus 25 años de operación prevista. El gas llegará mediante 300 kilómetros de líneas troncales y, tras su tratamiento, será comprimido para ser enviado hacia las unidades flotantes de licuefacción (FLNG) proyectadas en el Golfo San Matías, Río Negro.

Para conectar la planta con la costa, se construirá un gasoducto de 48 pulgadas y alrededor de 520 kilómetros de extensión. Paralelamente, un poliducto de 24 pulgadas y similar longitud transportará líquidos y condensados derivados del procesamiento.

La capacidad total de la planta permitirá una producción de 12 millones de toneladas anuales de GNL (12 MTPA), desarrollada en dos etapas: la primera llegará a 6 MTPA vinculada al primer buque de licuefacción, y la segunda completará la capacidad para abastecer un segundo FLNG.

El complejo fue diseñado para operar de forma autónoma, contando con sistemas propios de generación eléctrica mediante turbinas de gas y un sistema específico de abastecimiento de agua. El proyecto incluye una toma sobre la margen sur del río Neuquén y un acueducto subterráneo de 15,8 kilómetros con capacidad máxima de 29.000 metros cúbicos diarios. La superficie operativa será de unas 175 hectáreas dentro del predio total, donde se ubicarán la planta de tratamiento, antorchas e instalaciones temporales para la construcción.

YPF y ENI ya definieron al contratista principal: la Unión Transitoria de Empresas (UTE) conformada por la argentina SACDE y la italiana Tecnimont fue seleccionada para avanzar en la ingeniería de detalle, diseño ejecutivo y definición técnica de la planta.

Con esta instalación, YPF busca transformar el crecimiento de la producción gasífera de Vaca Muerta en capacidad concreta de exportación, conectando los recursos neuquinos con la infraestructura de licuefacción prevista en Río Negro y, desde allí, con el mercado internacional de GNL.

Horacio Marín, vocero de YPF, afirmó que la empresa proyecta exportar US$10.000 millones por año con el proyecto RIGI y generar hasta 20.000 empleos. Además, destacó que la compañía acelera en Vaca Muerta, alcanzando un récord de ganancias y produciendo 213.000 barriles diarios de shale.

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El presidente de YPF, Horacio Marín, informó que por el momento no habrá cambios en el precio de los combustibles, manteniendo el valor de referencia del barril en 2.100 pesos. Destacó, además, la importancia del desarrollo de Vaca Muerta para el crecimiento de las exportaciones, las inversiones y la creación de empleo.

Marín explicó que, aunque actualmente se sostiene el precio, en caso de incrementos significativos este podría ajustarse a la baja. Subrayó el papel activo del Gobierno, especialmente del presidente Javier Milei, quien le solicitó avanzar en la generación de valor. Según el titular de YPF, el Ejecutivo ha creado un círculo virtuoso mediante incentivos para la industria energética.

Con respecto a los proyectos de gas natural licuado (LNG), Marín adelantó que para finales de este año se definirá la inversión final (FID) y que las obras comenzarán en 2027, marcando un hito en el desarrollo energético nacional.

El impacto laboral también fue destacado, con la proyección de 45 mil empleos fijos vinculados al avance de los proyectos en Vaca Muerta. En materia de exportaciones, se espera que superen los 55.000 millones de dólares para 2031, un indicador clave para la economía argentina.

Marín resaltó que la principal contribución del sector energético será la generación de divisas, afirmando: “Nuestra gran contribución, que no te la da el comercio, es que generás exportaciones que van a ser de más de US$55.000 millones en 2031”.

En cuanto a la producción, el presidente de YPF anticipó que para 2031 la compañía alcanzará una producción de 24 mil toneladas, en línea con los planes de expansión previstos.

También anunció que YPF presentará nuevos proyectos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), los cuales prometen una alta rentabilidad. “YPF va a presentar varios RIGI más. Las ganancias van a ser muy grandes”, aseguró.

Por último, Marín destacó la importancia de fomentar la participación de pequeños inversores en el mercado de capitales, vinculando el crecimiento de YPF con una mayor inclusión financiera. En ese sentido, instó a los ahorristas a considerar la compra de acciones de la petrolera con la frase: “Antes de comprar otro café y medialuna podés comprar una acción de YPF”.

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Rafael Güenchenen, secretario general del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables (SIPGER), se reunió con Lisandro Deleonardis, vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF, para avanzar en la planificación de los trabajos exploratorios previstos entre noviembre y diciembre en la formación Palermo Aike, ubicada en Santa Cruz.

Durante el encuentro, se evaluaron las condiciones laborales y operativas necesarias para poner en marcha esta campaña, además de analizar las gestiones del sindicato para optimizar la productividad y eficiencia de los equipos, superar dificultades y fortalecer la participación de los trabajadores, proveedores y empresas de servicios locales.

Güenchenen destacó que “el sindicato trabajó durante los últimos meses junto a los trabajadores y las empresas para encontrar soluciones y mejorar el funcionamiento de los equipos, manteniendo el diálogo y defendiendo los derechos laborales”. Asimismo, subrayó la importancia de que YPF garantice la continuidad de las inversiones y la actividad productiva en Santa Cruz, buscando que el inicio de operaciones en Palermo Aike se realice bajo las mejores condiciones.

Otro punto clave de la reunión fue el reclamo por la remediación ambiental pendiente tras la salida de YPF de ciertas áreas convencionales. Desde el SIPGER solicitaron que la compañía presente los informes correspondientes y un cronograma claro para completar las tareas ambientales asumidas.

Güenchenen enfatizó que “las responsabilidades de una operadora no terminan cuando deja un área” y que las instalaciones, suelos y pasivos ambientales requieren respuestas “rápidas, ordenadas y transparentes”.

También se abordó la posibilidad de ampliar el desarrollo no convencional a otras formaciones con potencial en Santa Cruz y otras regiones del país. El dirigente resaltó el conocimiento adquirido por YPF en Vaca Muerta y consideró que esa experiencia puede aplicarse a otras cuencas con el apoyo de estudios, tecnología e inversiones.

En este sentido, mencionó ejemplos internacionales como Estados Unidos y Canadá, donde la explotación de distintas formaciones permitió expandir la producción y crear nuevos polos energéticos. Palermo Aike se presenta como un desafío principal para avanzar en esta estrategia, donde la perforación de nuevos pozos, estudios y ensayos serán esenciales para reducir riesgos y evaluar la viabilidad comercial a mayor escala.

Además de Palermo Aike, el plan incluye la formación D-129 y otros recursos no convencionales en territorio santacruceño. Güenchenen destacó el trabajo conjunto de Crown Point y Compañía General de Combustibles (CGC) con YPF en la perforación del pozo MAYPA.x-1, y la continua evaluación de nuevas oportunidades.

El sindicato también invitó a empresas con experiencia y capacidad financiera, como TotalEnergies, Pan American Energy, Shell, Chevron y Tecpetrol, a analizar el potencial geológico de Santa Cruz y a impulsar nuevos programas exploratorios. Desde el SIPGER insistieron en la necesidad de aumentar equipos, perforaciones e inversiones para asegurar la continuidad del desarrollo no convencional y potenciar la actividad económica y laboral provincial.

Río Gallegos fue destacada como una base estratégica para la expansión de Palermo Aike, contando con infraestructura, capacidad hotelera, empresas de servicios, pymes y trabajadores especializados en hidrocarburos. El SIPGER inauguró recientemente su primera sede propia en la ciudad tras más de seis décadas, y planteó la importancia de que Río Gallegos participe activamente en esta nueva etapa exploratoria.

Güenchenen afirmó que el objetivo es que cada avance en Palermo Aike se traduzca en empleo, fortalecimiento de proveedores locales y generación de conocimiento y capacidad instalada en la comunidad. Por último, propuso establecer una mesa de trabajo permanente para anticipar necesidades laborales, acompañar la llegada de nuevas empresas y vincular cada etapa de la actividad petrolera con el entramado productivo santacruceño.

Desde el SIPGER reiteraron su compromiso para que Palermo Aike alcance su máximo potencial, con nuevas inversiones, mayor cantidad de perforaciones y continuidad en la actividad productiva de la provincia.

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La provincia del Neuquén es la única jurisdicción del país que registró un aumento en la cantidad de empresas en funcionamiento, a partir del impulso que da Vaca Muerta.

Datos oficiales a mayo muestran una mejora de 0,1% con relación al mismo período del año pasado a partir de la creación de 13 nuevas compañías.

A nivel nacional, el escenario muestra una tendencia opuesta. En mayo de 2026 se contabilizaron 477.463 empresas empleadoras activas en el sector privado, una cifra que equivale a una caída del 3,3% en comparación con mayo de 2025.

Esto significa que se perdieron 16.422 empresas en el último año en todo el territorio argentino. Los datos surgen de un informe de la consultora Politikon Chaco, basado en cifras oficiales de la Superintendencia de Riesgos del Trabajo (SRT).

Según el documento, con el resultado de mayo se encadenan veintisiete meses consecutivos de descensos interanuales en este indicador.

El informe destaca que “la baja registrada en mayo 2026 es la más fuerte de todo ese período”. En el resto de las 23 jurisdicciones del país se observaron retrocesos de distinta intensidad.

Las caídas van desde niveles inferiores al 2% como en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, hasta bajas superiores al 10%.

El caso más extremo es el de la provincia de La Rioja, que registró una contracción del 16,1% en su stock de empresas empleadoras.

En términos de volumen, las jurisdicciones con mayor cantidad de empresas fueron las que más firmas perdieron.

El informe detalla que “la provincia de Buenos Aires explica la mayor pérdida, con 4.786 empresas menos (-2,9%)”, seguida por Córdoba con una baja de 2.664 firmas, CABA con 1.704 y Santa Fe con 1.509″.

Estos cuatro distritos concentran el 78% del total de las empresas del país, por lo que su evolución impacta directamente en el promedio nacional.

Si se analiza el desempeño por sectores de actividad, la industria manufacturera lideró las mermas con una caída interanual del 5,5%, seguida por el comercio con un 4,4%. Por su parte, el sector de la construcción retrocedió un 2,3% y el agropecuario un 2,6%.

Al ampliar el análisis al período de la actual gestión de gobierno, entre noviembre de 2023 y mayo de 2026, la caída nacional acumulada es del 6,0%, lo que representa la desaparición de 30.385 firmas. En este recorte temporal, Neuquén vuelve a ser la excepción con un crecimiento del 1,7%, sumando 148 empresas.

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YPF y PedidosYa firmaron una alianza comercial que permitirá ampliar de manera significativa la presencia de las tiendas Full en el canal de delivery a nivel regional. A partir de este acuerdo, los productos que comercializa la petrolera estarán disponibles de manera exclusiva a través de la aplicación.

“Las tiendas Full son un reflejo de lo que somos como compañía. Creemos que la calidad, la experiencia y la cercanía con el cliente son fundamentales, y esta alianza nos permitirá llevar esa propuesta a millones de personas de una manera más simple, rápida y conveniente”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

Por su parte, Esteban Gutiérrez, CEO de PedidosYa, destacó que desde la empresa “trabajamos todos los días para simplificarle la vida a nuestros usuarios. El acuerdo con un socio estratégico de la talla de YPF refuerza nuestro compromiso y presencia federal, permitiendo llevar nuestra propuesta de valor a todos los rincones del país”.

“Esta alianza permite que cualquier persona, en cualquier provincia, pueda recibir la experiencia Full en la puerta de su casa de manera simple, conveniente y en cuestión de minutos”, agregó.

Actualmente, más de 60 tiendas Full en 14 provincias ya forman parte de la plataforma PedidosYa, con un fuerte desempeño en ciudades como Bahía Blanca, Bariloche, Comodoro Rivadavia, Rafaela y Pinamar. El objetivo de la alianza es alcanzar más de 600 sucursales activas dentro de la aplicación para fin de año.

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El magnate tecnológico Peter Thiel invirtió en Vaca Muerta a través de la modificación de la composición de su fondo Thiel Marco que adquirió 1,2 millones de acciones de Vista Energy por u$s76 millones. Se trata de la mayor exportadora de petróleo en Argentina, fundada por Miguel Galuccio en 2017.

El dato sale de un cable de la agencia Bloomberg sobre el cierre del segundo trimestre, de acuerdo con una presentación regulatoria en Estados Unidos difundida el viernes, la tenencia de acciones de Vista Energy era entonces la segunda mayor posición del fondo, solo por detrás de Amazon.com Inc. Además, la exportadora era la única empresa no estadounidense incluida en su cartera declarada.

El portafolio declarado por Thiel Macro alcanzaba unos u$s418,7 millones e incluía también participaciones en empresas energéticas estadounidenses como Vistra, American Electric Power, DTE Energy, FirstEnergy, CMS Energy y X-Energy.

Esta adquisición estuvo acompañada de la compra de una mansión en la Ciudad de Buenos Aires, una estadía del fundador de Palantir en el país este año, la inscripción de sus hijas en colegios de la Ciudad de Buenos Aires, charlas con Javier Milei en la Casa Rosada y Juan Grabois en su mansión y la participación en un torneo de ajedrez en un Club de Almagro. Aún así, es la primera muestra de interés de Thiel en los recursos argentinos.

El crecimiento de Vista Energy antes de la inversión de Peter Thiel

Vista Energy produce alrededor de 160.000 barriles equivalentes de petróleo y gas por día, mientras que cerca del 70% de su producción se destina a exportaciones. La empresa ya lleva invertidos más de u$s6.500 millones en Argentina, según información recogida por Reuters.

La escala de la compañía se amplió todavía más después de la adquisición de activos de Equinor en Vaca Muerta, operación que incorporó los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro y sumó unos 22.000 barriles equivalentes diarios a su cartera.

Para Galuccio, la incorporación de estos activos permitió a Vista “dar un salto significativo en producción, exportaciones y capacidad de desarrollo en Vaca Muerta”. El crecimiento de Vista se produce en paralelo con la transformación de la formación neuquina en una plataforma exportadora.

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El presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), Horacio Marín, anunció que la empresa petrolera presentó el proyecto de inversión más grande en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con una inversión de u$s51.000 millones. Además, detalló que la iniciativa buscará convertir “el gas natural de Vaca Muerta en exportaciones de GNL destinadas a los mercados internacionales”.

Marín destacó la iniciativa en la red social X y marcó el desembolso de la empresa petrolera: “Se presentó el proyecto Argentina LNG, un proyecto transformador de la matriz energética argentina. Solicitamos la de adhesión al RIGI para Argentina LNG, un proyecto con una inversión de más de 51.000 millones de dólares, la más importante presentada hasta el momento”.

En tal sentido, subrayó los alcances del proyecto. “Junto a Eni y XRG, seguimos avanzando en este proyecto que transformará el gas natural de Vaca Muerta en exportaciones de GNL destinadas a los mercados internacionales. Estamos construyendo el futuro energético de la Argentina”, expresó.

En un comunicado, la compañía precisó que hasta 2031, año en el que se estima que comenzarán a operar las dos unidades flotantes de licuefacción, se espera una inversión cercana a los u$s29.000 millones. De ese total, alrededor de u$s24.000 millones apuntarán al desarrollo de infraestructura energética, como los complejos industriales, ductos dedicados, instalaciones portuarias y dos unidades de FLNG.

En tanto, se invertirán cerca de u$s5.000 millones para el desarrollo del upstream y la perforación de los pocos necesarios para alcanzar el nivel de producción y suministrar las unidades de licuefacción.

En este marco, YPF calculó que Argentina LNG creará alrededor de 20.000 puestos de empleo anuales durante la etapa de construcción, mientras que también estimó que se alcanzarán máximos de hasta 40.000 trabajadores durante los períodos de mayor actividad, previstos para el tercer año de la iniciativa.

También señaló que se espera “una fuerte participación de proveedores nacionales, con una contratación estimada de u$s15.000 millones en bienes y servicios, impulsando el crecimiento de la industria local y el desarrollo de capacidades productivas asociadas al sector energético”.

“La adhesión al RIGI es un paso fundamental para avanzar con un proyecto que abrirá una nueva etapa para la Argentina como exportador global de energía. Estamos hablando de una plataforma de crecimiento que generará empleo, desarrollo tecnológico, proveedores locales y una inserción internacional inédita para nuestro país”, remarcó Marín.

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YPF mostró un desempeño financiero excepcional durante el segundo trimestre de 2026, reflejado en una ganancia neta de USD 1.205 millones, casi tres veces superior al mismo período del año anterior y el segundo mejor registro trimestral en su historia. Este crecimiento se apoya en un contexto internacional favorable, con un precio promedio del petróleo de USD 91,1 por barril, un 53% más que en el segundo trimestre de 2025.

El Ebitda ajustado alcanzó un récord de USD 2.804 millones con un margen del 43%, mientras que los ingresos crecieron un 42% interanual hasta los USD 6.574 millones. La compañía también logró un flujo de caja libre de USD 824 millones y una caja con inversiones a corto plazo que llegó a USD 2.474 millones, cifra inédita en su historia.

La deuda neta de YPF se redujo en USD 771 millones, situándose en USD 7.654 millones y alcanzando un ratio de apalancamiento de 1,09 veces, el nivel más bajo en once años. Este mejoramiento fue reconocido por las agencias calificadoras Fitch, S&P y Moody’s, que elevaron las notas crediticias de la empresa durante el primer semestre.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, atribuyó estos logros a una transformación interna profunda. “Duplicamos las ganancias de YPF sin cambio de precio”, destacó, resaltando avances en áreas como perforación, administración, logística y análisis de datos.

La producción en Vaca Muerta continúa siendo el motor principal, aportando el 80% del petróleo extraído por YPF con un total de 212.700 barriles diarios de shale oil, un 47% más que en 2025. La extracción total de petróleo alcanzó los 265.500 barriles diarios. La compañía reduce progresivamente su exposición a campos convencionales, donde el costo de extracción es casi seis veces mayor que en el shale.

En cuanto a inversiones, YPF destinó USD 1.340 millones en el trimestre, con un 77% enfocado en desarrollos no convencionales. El plan para 2026 prevé un aumento del 5% en el programa total, que oscila entre USD 5.800 millones y USD 6.200 millones, con el 70% asignado a Vaca Muerta.

Uno de los proyectos más destacados es Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), un sistema de transporte de crudo que conecta la formación neuquina con la costa de Río Negro. Con un avance cercano al 80%, su puesta en marcha está prevista para principios de 2027, inicialmente con una capacidad de 180.000 barriles diarios y posibilidad de ampliar a 550.000 barriles. YPF tiene una participación del 30% en esta iniciativa.

El aumento de la actividad petrolera llevará a YPF a operar con 21 equipos de perforación desde febrero de 2027, cifra que planea mantener durante casi todo el año. Marín anticipó que la relación con los contratistas cambiará para priorizar contratos basados en metas de productividad e incentivos compartidos, dejando atrás la supervisión constante. “No quiero supervisar a los proveedores. Los audito cada tanto, pero la productividad me la tenés que cumplir”, afirmó.

El CEO aclaró que esta búsqueda de eficiencia no implica reducción de personal, sino mejoras apoyadas en tecnología y actualización de procesos: “Productividad no es echar gente”.

En el frente exportador, YPF avanza con Argentina LNG, un proyecto conjunto con ENI y XRG. En junio se firmó un acuerdo con el gobierno de Río Negro para establecer un marco regulatorio y fiscal a largo plazo. La inversión prevista supera los USD 3.000 millones, con una planta de separación cuatro veces más grande que la mayor existente en el país y una inversión total que podría alcanzar hasta USD 4.500 millones con ampliaciones.

Este desarrollo podría generar exportaciones por hasta USD 55.000 millones hacia 2031, casi el doble de lo estimado en etapas iniciales, bajo supuestos de un petróleo cercano a USD 70 por barril y un precio del gas de USD 6,50 por millón de BTU. Además, se proyectan inversiones adicionales para gasoductos, plantas y buques que suman miles de millones de dólares.

YPF también presentó la solicitud para ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con el proyecto LLL Oil, que contempla una inversión de USD 25.000 millones en 15 años, más de 1.150 pozos y una producción estimada de 240.000 barriles diarios para 2032, con potenciales exportaciones superiores a USD 100.000 millones.

En refinación, la compañía alcanzó un récord de procesamiento de 350.800 barriles diarios, con una utilización de refinerías del 104%, y aumentó su participación en el mercado de combustibles al 59% en el segundo trimestre. Durante este período, no fue necesario importar nafta ni gasoil.

YPF avanza también en la integración tecnológica, con sistemas en tiempo real que permiten optimizar la asignación de equipos de perforación y mejorar la gestión logística y económica. La reducción de quiebres en estaciones de servicio es un claro ejemplo: se pasó de 235 quiebres diarios a un rango de cero a cinco manteniendo los mismos recursos.

El compromiso con la eficiencia se extiende a la gestión financiera, con un plazo para cerrar balances trimestrales reducido de 45 a siete días hábiles y la implementación de inteligencia artificial para optimizar compras y cadena de suministros.

En sus palabras a los proveedores, Marín destacó la importancia de la colaboración: “Si no tenemos la ayuda de ustedes, no logramos el objetivo país”. Y concluyó subrayando la relevancia del trabajo conjunto para evitar “un error generacional” que impida alcanzar las metas nacionales.

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Los combustibles subieron 558% desde diciembre de 2023 y superaron ampliamente el incremento de los salarios privados, según un informe de la Fundación Encuentro. El relevamiento indicó que esta diferencia provocó una caída del 38% en la capacidad de compra de nafta de un sueldo promedio.

De acuerdo con el estudio, el litro de nafta súper pasó de $311 a superar los $2.000 desde diciembre de 2023, cuando se produjo la devaluación del peso y comenzó la liberalización de los precios del sector. En el mismo período, los salarios privados acumularon una suba del 311%. Medido en dólares, el combustible también subió cerca de 45% en el último año.

La diferencia quedó reflejada en la cantidad de combustible que puede adquirir un trabajador: mientras en noviembre de 2023 un salario privado promedio permitía comprar 26,3 tanques de 50 litros, actualmente alcanza para 16,4, lo que representó una reducción del poder de compra del 38%.

El informe señaló que el encarecimiento no afectó solamente a quienes utilizan vehículos particulares, debido a que los combustibles constituyen un componente central de los costos logísticos y productivos.

Según las estimaciones de la Fundación Encuentro, el aumento de la nafta y el gasoil puede explicar hasta 2,5 puntos porcentuales de la inflación anual, debido al traslado de los mayores costos del transporte hacia los precios finales.

El estudio remarcó que más del 80% de la producción agropecuaria, industrial y de bienes de consumo masivo se transporta por vía terrestre. Por esa razón, las variaciones del gasoil impactan en las tarifas de los fletes y posteriormente llegan a distribuidores, comercios y consumidores.

El precio interno y la producción de Vaca Muerta

Otro de los puntos analizados fue el mecanismo utilizado para establecer los valores internos de los combustibles. La Fundación planteó que, pese al crecimiento de la producción petrolera argentina, los precios mantienen como referencia valores internacionales.

El relevamiento indicó que la producción de Vaca Muerta creció 47% en el último año, mientras las refinerías operaron con elevados niveles de utilización. Sin embargo, cuestionó que el valor interno continúe vinculado a referencias internacionales.

Según el estudio, el esquema de paridad de importación contempla variables como valores externos de referencia, costos teóricos de transporte y seguros y márgenes internacionales de refinación, aun cuando una parte sustancial del combustible consumido se produce y procesa en el país.

Qué pasó con los fondos destinados a las rutas

El informe también puso el foco sobre la recaudación tributaria vinculada a los combustibles y su utilización para infraestructura vial. Según la Fundación, durante los últimos dos años y medio se recaudaron 1,5 billones de pesos correspondientes a fondos que tienen asignación para construcción y mantenimiento de rutas.

Sin embargo, el relevamiento sostuvo que solo el 26% de esos recursos se ejecutó en obras viales, mientras que el resto permaneció colocado en instrumentos financieros, entre ellos plazos fijos y bonos del Estado.

La entidad estimó que con los recursos no ejecutados podrían haberse realizado mejoras sobre entre 20.000 y 25.000 kilómetros de rutas. Además, planteó que el deterioro de la infraestructura vial incrementó los costos de mantenimiento de los vehículos, extendió los tiempos de viaje y tuvo consecuencias sobre la seguridad vial.

El análisis sobre salarios y actividad económica

El trabajo también contrastó la evolución del precio de los combustibles con el desempeño del sector hidrocarburífero. En ese sentido, mencionó los resultados operativos obtenidos por YPF durante el segundo trimestre de 2026 y el crecimiento de la producción no convencional.

Para la Fundación Encuentro, la combinación entre valores internos ligados a referencias internacionales y salarios que evolucionaron por debajo del precio de la nafta trasladó una mayor carga hacia los hogares y diferentes actividades productivas. En ese marco, el informe remarcó que el consumidor local paga la nafta y el gasoil a precios internacionales de referencia, pese a que el petróleo se extrae, refina y distribuye dentro del territorio nacional.

Finalmente, el informe reclamó mayor transparencia en la formación de los precios internos de los combustibles, la efectiva utilización en infraestructura de los fondos asignados por ley a las rutas y una revisión del esquema fiscal para evitar que la recaudación avance a costa del poder adquisitivo.

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Andy Green volvió a inscribir su nombre en la historia del automovilismo al alcanzar una velocidad media de 653,909 km/h con el JCB Hydromax, un vehículo de 9,75 metros equipado con dos motores alimentados por hidrógeno. La marca fue reconocida por la Federación Internacional del Automóvil (FIA).

La prueba se desarrolló en el salar de Bonneville, Utah, un antiguo lecho lacustre convertido en una extensa planicie de sal. Sus características permiten reducir la fricción y lo transformaron, una vez más, en el escenario elegido para una marca de estas características.

Para que el registro fuera homologado, el piloto de 64 años debió realizar dos pasadas en sentidos opuestos sobre una milla. El resultado pulverizó el anterior récord de la categoría, que pertenecía al BMW H2R desde 2004, cuando había llegado a los 298 km/h.

La trayectoria del británico ya estaba marcada por otras hazañas. En 1997 alcanzó los 1.227 km/h con el ThrustSSC y rompió la barrera del sonido sobre tierra, una marca que lo convirtió en la única persona en conseguirlo. Nueve años después, también había establecido en Bonneville el récord para vehículos con motores diésel, con 563 km/h.

Según la FIA, el propósito del Hydromax no era superar la marca absoluta lograda en 1997, sino poner a prueba las posibilidades del hidrógeno como alternativa de combustible limpio. De esta manera, el proyecto buscó combinar una proeza de velocidad con una demostración tecnológica.

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El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, junto a la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, se reunió con Carlos Gilardone, director ejecutivo y presidente de Quintana Energy, y Claudio Urcera, presidente de TSB SA, para conocer los resultados del estudio de sísmica 3D realizado por la empresa en el yacimiento Cañadón Amarillo.

“El estudio confirma las hipótesis iniciales sobre la presencia de recursos no convencionales en la zona, lo que representa un gran impulso para el desarrollo de la actividad hidrocarburífera en Mendoza”, destacó el gobernador Alfredo Cornejo.

Con estos resultados, la UTE Quintana Energy-TSB avanza en los permisos para la construcción de dos pozos exploratorios, cuya perforación se estima comenzar antes de fin de año, anticipándose a los compromisos establecidos por contrato.

Cabe recordar que el gobernador realizó una visita a Cañadón Amarillo en febrero, y supervisó de cerca las tareas de exploración no convencional que la UTE está llevando adelante en el lugar. Durante esa ocasión, Cornejo observó los trabajos de sísmica 3D que estaba realizando la empresa y que hoy comienza a confirmar el potencial que tiene la zona en petróleo no convencional.

Como parte del plan de inversiones presentado por la empresa, se fijó un compromiso de inversión para el no convencional por US$ 44 millones para los tres primeros años de contrato en Cañadón Amarillo, destinado al plan piloto exploratorio sobre Vaca Muerta Mendoza.

La sísmica 3D, estudio que recientemente culminó la empresa, consiste en la generación controlada de ondas que se propagan a gran profundidad. El registro de sus reflexiones en las distintas capas geológicas permite construir un modelo del subsuelo de mayor precisión, reduciendo la incertidumbre geológica y permitiendo definir con rigor la locación de los pozos. Cabe destacar que Mendoza no registraba tareas de este tipo desde 2017, lo que pone en valor las políticas de atracción de inversiones que está llevando adelante la Provincia.

Finalizada esta etapa, la empresa avanzó en el análisis e interpretación, junto con el reproceso de la información. Debido a los resultados positivos de estos estudios, se avanzará con la perforación de los pozos pilotos, cuyas locaciones están en etapas de definición. Con esa base técnica, la UTE trabaja para realizar dos pozos antes de fin de año, adelantando así el cronograma del programa exploratorio, el cual preveía comenzar las perforaciones a partir de 2027.

En paralelo al desarrollo no convencional, el operador mantiene la continuidad de la producción convencional en el área y ejecuta mejoras operativas.

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El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, firmó el contrato de inicio de obra del Parque Fotovoltaico que se instalará en la localidad de Paso de Indios, un proyecto estratégico para fortalecer el sistema energético de la Meseta Central y continuar diversificando la matriz energética provincial.

El acto tuvo lugar en la Sala de Situación de la Casa de Gobierno y acompañaron al mandatario el vicegobernador Gustavo Menna; el intendente de Paso de Indios, Héctor Eduardo Méndez; el gerente general de la Empresa Provincial de Energía Chubut S.A.U. (EPECH), Sebastián De la Vallina; los representantes de la empresa Itasol S.A., adjudicataria de la obra, Juan Carlos Fernández, presidente y representante de Coral Energía; Natalia Del Cogliano, gerenta de Relaciones Institucionales; Maximiliano Gonella, gerente de Operaciones y Desarrollo de Itasol; y los legisladores provinciales Daniel Hollmann y Luis Juncos.

La iniciativa contempla una inversión provincial de USD 5.478.082 para la construcción de un Parque Solar Fotovoltaico de 2,8 MWp de potencia instalada, con un sistema de almacenamiento mediante baterías (BESS) de 5 MWh que permitirá abastecer la demanda durante las horas sin generación solar, mejorar la confiabilidad del servicio eléctrico y avanzar en la incorporación de energías renovables a la matriz energética provincial.

Una obra estratégica para la Meseta

Al respecto, Torres aseguró que “hoy estamos poniendo en marcha un proyecto estratégico que marca un paso muy importante para la modernización del sistema energético de Chubut”, y destacó que la iniciativa “nos va a permitir seguir diversificando nuestra matriz energética e incorporando tecnología de vanguardia”.

“Estamos demostrando que se puede modernizar el sistema energético de la provincia y llevar soluciones concretas a cada uno de nuestros pueblos, que durante años sufrieron la desidia y la falta de inversiones para acceder a un servicio tan básico como la energía, y que hoy es posible gracias a un fuerte compromiso y a una administración eficiente e inteligente de los recursos”, señaló el titular del Ejecutivo.

Asimismo, el mandatario sostuvo que se trata de “una obra fundamental porque va a mejorar la calidad del servicio eléctrico, brindar mayor confiabilidad al sistema y transformar la calidad de vida de los vecinos de Paso de Indios y de toda la región”.

Por su parte, el presidente de Coral Energía, Juan Carlos Fernández, señaló que “estamos muy contentos de llegar a Chubut con un proyecto innovador y sostenible que permitirá brindar energía segura, limpia y más económica a la comunidad de Paso de Indios”.

Capacidad instalada y menor impacto ambiental

La obra comprende una inversión provincial de USD 5.478.082 y corresponde a un proyecto híbrido que combina generación solar con almacenamiento mediante baterías, permitiendo optimizar el abastecimiento eléctrico y reducir en un 80% el consumo de combustible de los generadores diésel.

El parque estará integrado por 4.680 paneles solares de 615 W cada uno, 130 estructuras metálicas, 8 inversores de 330 kVA, se desarrollará sobre un predio de aproximadamente 5,5 hectáreas y se conectará a la red eléctrica existente de Paso de Indios mediante una línea de 13,2 kV.

Este modelo reducirá significativamente el costo de la energía para la localidad, disminuirá la contaminación sonora del actual sistema de generación y contribuirá a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

Además, el sistema brindará mayor confiabilidad y calidad al servicio eléctrico gracias al almacenamiento mediante baterías, que garantizará el suministro durante la noche o ante variaciones climáticas, y a una microred inteligente que administrará automáticamente la operación del sistema.

El parque contará además con un sistema de control inteligente (SCADA), que administrará automáticamente todas las fuentes de generación, priorizando el uso de energía renovable y reduciendo al mínimo el consumo de combustible. El proyecto tendrá un plazo de ejecución de 240 días corridos.

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La Reserva Estratégica de Petróleo de Estados Unidos cayó a 298,7 millones de barriles en la semana terminada el 7 de agosto, su nivel más bajo desde enero de 1983, según datos publicados por la Administración de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés).

Las reservas registraron descensos intersemanales durante 20 semanas consecutivas desde finales de marzo, con una liberación acumulada de 116,7 millones de barriles de crudo durante ese período, de acuerdo con el último informe semanal sobre el estado del petróleo de la EIA.

El almacenamiento de energía podría caer aún más, hasta 243,4 millones de barriles, si el Departamento de Energía implementa en su totalidad el plan para liberar barriles adicionales.

El presidente estadounidense, Donald Trump, autorizó al Departamento de Energía a liberar 172 millones de barriles de las reservas en un período de aproximadamente 120 días, anunció en marzo el secretario de Energía, Chris Wright.

La Reserva Estratégica de Petróleo, establecida en diciembre de 1975 tras el embargo petrolero árabe, tiene una capacidad de 727 millones de barriles.

Según las estadísticas, Estados Unidos mantuvo más de 726 millones de barriles en la reserva entre diciembre de 2009 y julio de 2011.

Sin embargo, las existencias estratégicas de crudo se redujeron considerablemente en los últimos años, tras las interrupciones del suministro provocadas por el conflicto en Ucrania en 2022.

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El Gobierno nacional ajustará las tarifas de electricidad y gas contemplando el impacto en la inflación, según confirmó el secretario de Energía de la Nación, Daniel González en el marco del seminario energético organizado por la AmCham.

“La reducción de subsidios (y por ende suba de tarifas) seguirá como conjunción de la política energética y de la económica”, señaló el funcionario. González sostuvo que “la discusión será a qué ritmo queremos bajarlos dado que ya dejó de ser el mismo problema que cuando lo heredamos, que era de un 1,5 o más puntos del PBI”.

“Ahora que pasó el invierno y el costo de la energía empieza a bajar, la reducción de subsidios puede acelerarse un poco”, anticipó, lo cual implica que el costo a pagar en cada factura no descendería en forma sustantiva por un menor consumo.

González dijo que “hoy más de la mitad de los consumidores residenciales tienen subsidios” y planteó: “la pregunta para más adelante es si bajar los subsidios para todos o bajar la cantidad de gente subsidiada”.

A esa disyuntiva se respondió: “posiblemente sea una combinación de las dos cosas” y “lo vamos a hacer con la lógica de acompañar”. El funcionario destacó el rol de los consumidores “que vieron que la factura subía” y “han entendido que esa era la única manera de mejorar la calidad del servicios”.

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La Agencia Internacional de la Energía (AIE) ha revisado a la baja sus proyecciones sobre la oferta mundial de petróleo para el resto de 2026, debido a la reanudación de las hostilidades entre Estados Unidos e Irán en julio, que ha provocado el bloqueo del estrecho de Ormuz, una vía clave para el transporte de crudo.

En su informe mensual publicado el miércoles, la AIE también disminuyó sus expectativas de demanda de petróleo y productos derivados para este año, señalando que los nuevos cierres del estrecho y el aumento en los precios del barril están impactando negativamente en los consumidores.

La crisis en Oriente Medio ha provocado una caída de 69 millones de barriles en las reservas mundiales durante julio, que quedaron en menos de 7.900 millones, cifra no vista desde abril de 2025. Por ello, la agencia enfatiza la necesidad urgente de reabrir esta ruta estratégica lo antes posible.

Durante julio, la producción de petróleo en los países del Golfo Pérsico creció en 2,5 millones de barriles diarios, alcanzando 23,9 millones, tras un acuerdo de alto el fuego entre Washington y Teherán. Sin embargo, esta cifra sigue siendo 8,3 millones inferior a los niveles previos al conflicto.

Los ataques recientes han paralizado nuevamente el tránsito por el estrecho de Ormuz, reduciendo las exportaciones regionales en 2,1 millones de barriles diarios en julio, de un promedio inicial de 20 millones a cerca de 12 millones al cierre del mes.

Los analistas de la AIE han recortado en 1,7 millones de barriles diarios su estimación de oferta mundial para el tercer trimestre respecto al mes anterior, proyectando un promedio de 102 millones diarios en 2026, lo que representa 4,3 millones menos que en 2025. Este déficit se explica porque el aumento de bombeo en América, estimado en 1,4 millones diarios, no compensa las pérdidas en Oriente Medio y Rusia.

El balance entre oferta y demanda apunta a un déficit de 1,8 millones de barriles diarios en el tercer trimestre, más del doble de lo previsto en julio, en un contexto donde las reservas globales disminuyen a un ritmo de 2,2 millones diarios en julio.

La AIE confía en que la situación comenzará a normalizarse hacia finales de 2026, anticipando un aumento de la oferta de 8,3 millones de barriles diarios en 2027, para alcanzar 110,3 millones diarios. Sin embargo, advierte que los riesgos permanecen “sustanciales” y recalca la urgencia de reabrir el estrecho de Ormuz.

Respecto a la demanda, la agencia ha reducido sus previsiones en 550.000 barriles diarios debido a la presión que ejercen los precios elevados sobre el consumo. El uso de petróleo cayó 4,9 millones de barriles diarios en el segundo trimestre y se estima una contracción de 2,8 millones en el tercero, con una leve recuperación proyectada para los últimos tres meses del año y un crecimiento esperado de 2,4 millones diarios para 2027.

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El Gobierno formalizó el llamado a licitación pública nacional e internacional para la concesión de la obra de ampliación del sistema de transporte de energía eléctrica, denominada AMBA I.

El proceso licitatorio, que había sido anunciado el martes en conferencia de prensa por el vocero presidencial, Adrián Ravier, se confirmó mediante la Resolución 202/2026, publicada este miércoles en el Boletín Oficial.

La medida se enmarca en la emergencia energética, con el objetivo de “cubrir las necesidades de inversión y para garantizar la prestación continúa de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica, en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías”.

La ejecución de “AMBA I” es considerada un proyecto de “carácter prioritario” que permitirá mejorar de manera significativa las condiciones de abastecimiento de la demanda del Gran Buenos Aires (GBA) y se llevará a cabo bajo el régimen de Concesión de Obra Pública regulado por la Ley 17.520.

La normativa dispone que el adjudicatario estará habilitado para solicitar la incorporación del proyecto al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), accediendo a los incentivos, estabilidad y seguridad jurídica previstos para los Vehículos de Proyecto Único (VPU).

Por otro lado, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) analiza una operación de garantía para respaldar el contrato de concesión resultante. Dicha cobertura, sujeta a aprobaciones internas, podría extenderse por hasta 25 años y cubriría hasta seis meses de la remuneración del concesionario.

Asimismo, se autorizó el uso de fondos acumulados en la Cuenta de Exportaciones del Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para realizar aportes financieros al concesionario, luego de que CAMMESA confirmara la disponibilidad de recursos en marzo de este año.

El proceso licitatorio se centralizará a través de la plataforma oficial CONTRAT.AR. Las consultas de pliegos podrán realizarse a través de la plataforma electrónica hasta 30 días antes de la apertura de ofertas.

El plazo límite para presentación de ofertas es de 120 días corridos contados a partir de la publicación de la resolución en el Boletín Oficial, fijándose el límite a las 11:00 horas. Mientras que la apertura de sobres se llevará a cabo el mismo día de la entrega de ofertas a las 12:00 horas.

La evaluación de las propuestas estará a cargo de una Comisión Evaluadora creada para el procedimiento, integrada por Pedro Cattaneo, Favio Ramírez y Claudia Contarino como miembros titulares.

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El Gobierno de Javier Milei anunció el lanzamiento de un plan de obras en el sistema eléctrico, financiado por empresas privadas, cuyo objetivo central es resolver uno de los problemas que más aquejan a los usuarios: los cortes de luz. Y si bien el proyecto contempla 16 obras de infraestructura, el primero será en el Área Metropolitana.

Según anunció el vocero Adrián Ravier, el llamado a licitación inicial será el de Gran Buenos Aires, una obra de infraestructura energética estimada en US$800 millones que será financiada por el sector privado y que apunta a reforzar el sistema de transporte eléctrico en momento de crisis. Se estima que se concretará en el primer semestre de 2027.

En concreto, el proyecto contempla la construcción de una nueva línea de 500 kV, con una extensión aproximada de 270 kilómetros, y la edificación de una nueva estación transformadora en Plomer, provincia de Buenos Aires.

La obra busca atender uno de los puntos más sensibles del sistema eléctrico argentino, ya que el AMBA concentra cerca del 40% de la demanda nacional de energía. “Resolver primero la situación del AMBA es la condición necesaria para expandir la red”, dijo Ravier en conferencia de prensa.

AMBA I: la primera obra de un plan nacional

AMBA I será la primera obra licitada dentro de un programa más amplio de ampliación del transporte eléctrico. El plan completo contempla 16 proyectos, de los cuales 12 corresponden a provincias del interior.

“Por primera vez en 20 años, el sector privado va a realizar una gran obra de infraestructura energética en el AMBA para ampliar las redes de transporte eléctrico y abastecimiento de energía y de esta manera dar el primer paso para dar con el comienzo que va a solucionar de fondo el problema de los cortes de luz”, informó el vocero.

Una vez que todas las obras estén terminadas, el sistema incorporará más de 5.600 kilómetros de nuevas líneas de transporte eléctrico. Esa expansión representaría un aumento del 38% respecto de la extensión actual de la red.

El objetivo es mejorar la capacidad de transporte, reducir restricciones, ampliar la seguridad del abastecimiento y permitir que la infraestructura eléctrica acompañe el crecimiento de la demanda y de la generación.

El foco inicial en el AMBA responde al peso de esa región dentro del consumo nacional. Al concentrar cuatro de cada diez puntos de demanda eléctrica del país, cualquier restricción en el transporte hacia esa zona tiene impacto sobre la confiabilidad del sistema.

Luego seguirán más obras en provincia de Buenos Aires, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Tierra del Fuego, Tucumán, San Juan, La Rioja, Córdoba, Santa Fe, Catamarca, Salta, Jujuy, y Formosa.

Finalmente, el Gobierno remarcó que la obra será financiada completamente con capital privado. Sin embargo, CAMMESA realizará un aporte inicial de unos u$s100 millones para que la empresa que resulte ganadora de la licitación pueda comenzar los trabajos desde el primer año.

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Camuzzi, la mayor distribuidora de gas natural del país, anunció una inversión superior a los USD 6 millones destinada a la finalización de las obras pendientes sobre la Planta Compresora Las Armas, infraestructura clave para el sistema de distribución de gas natural que abastece a 40 localidades bonaerenses de la zona atlántica.

La Planta Compresora Las Armas está compuesta por dos equipos motocompresores, con una potencia de 2.400 HP. La puesta en funcionamiento de esta planta permitirá incrementar las condiciones operativas sobre el Gasoducto de la Costa y el Gasoducto Tandil-Mar del Plata, optimizando la capacidad de transporte del sistema y generando las condiciones necesarias para acompañar el crecimiento residencial, comercial e industrial de una amplia región bonaerense.

“Es oportuno recordar que la repotenciación de este sistema de transporte y distribución de gas natural contempló, además del desarrollo de esta Planta Compresora, la ejecución de un refuerzo en el “Gasoducto de la Costa”; un refuerzo sobre el ramal de alimentación a la localidad de Balcarce y la interconexión de las Estaciones Reguladoras de Presión “La Invernada” y “El Tejado”, que alimentan a Mar del Plata; obras que fueron concluidas oportunamente y que para su funcionamiento pleno requerían la finalización de la Planta Compresora Las Armas”, explicaron desde la compañía.

Las obras se iniciarán en el corto plazo y estarán culminadas antes del invierno de 2027. Según indicó, a partir de la decisión de finalizar la obra, Camuzzi comenzó a avanzar en las instancias técnicas y económicas necesarias para concretar los trabajos pendientes. En ese marco, se realizaron inspecciones en la planta con el objetivo de evaluar su estado actual.

A comienzos de julio del año pasado, la situación del gas llegó al límite en Mar del Plata cuando las restricciones no solo alcanzaron a las estaciones de GNC o al sector industrial, sino además a los hogares de miles de usuarios residenciales, lo que obligó a suspender las clases y a cerrar shoppings y restaurantes para priorizar el abastecimiento en geriátricos y hospitales.

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La petrolera estatal YPF le vendió a Edenor su participación accionaria en la distribuidora Metrogas por US$780 millones. La operación también incluye a Metroenergía.

YPF confirmó el resultado del proceso de venta del 70% del capital accionario de la compañía. Edenor, la firma controlada por los empresarios José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti, ya tenía una participación del 9,23% en la principal distribuidora de gas de la Argentina, a través de su vehículo de inversión Integra Gas Distribution.

La operación se enmarcó en la estrategia de la petrolera de optimizar su portafolio y concentrar las inversiones en Vaca Muerta.

El proceso de venta fue aprobado este lunes por el directorio de YPF, que evaluó las propuestas de cinco oferentes. Citigroup actuó como asesor financiero de la petrolera durante la etapa de auditoría sobre los estados contables y los activos de la compañía.

Los otros cuatro interesados habían sido Central Puerto -principal generadora eléctrica del país- en sociedad con Ecogas; MSU, del empresario Manuel Santos Uribelarrea, con actividad en generación eléctrica y en agronegocios; Grupo Pierri, del empresario y exdiputado peronista Alberto Pierri, dueño de Telecentro; y Litoral Gas, distribuidora del centro y norte de la provincia de Buenos Aires, cuyo capital comparten Grupo Sofía y Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint.

“YPF informa que, en el marco de la revisión estratégica permanente de su portafolio de activos, aceptó la oferta presentada por Edenor para la compra de su participación accionaria en Metrogas por un monto de US$780 millones”, señaló la petrolera en un comunicado.

“El cierre de la transacción se encuentra sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en dicha oferta, entre las que se incluyen la obtención de las autorizaciones regulatorias correspondientes y de las garantías de cumplimiento previstas”, agregó.

Actualmente, Metrogas abastece a 2,5 millones de usuarios en la Ciudad de Buenos Aires y el Conurbano. Concentra casi el 30% del mercado de distribución de gas del país.

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En medio del reciente corte en la venta de gas natural comprimido (GNC) en varias estaciones de servicio, el Gobierno confirmó que no se esperan inconvenientes en el suministro de gas para los hogares durante el invierno ni para la mayoría de la industria.

Desde la Secretaría de Energía destacaron que la interrupción del servicio en expendios de GNC es una práctica habitual y se aplica únicamente en jornadas de bajas temperaturas para preservar la presión en los gasoductos, priorizando el consumo residencial. Según las fuentes oficiales, esta medida forma parte de los acuerdos que las distribuidoras mantienen con sus clientes y se considera “algo normal y sano para el sistema”.

El recorte afecta tanto a estaciones de servicio como a sectores industriales con suministro interrumpible, y permanecerá vigente “hasta nuevo aviso” mientras persista el frío que cubre gran parte del país. No obstante, desde el Ejecutivo subrayaron que la industria está funcionando adecuadamente, ya que un porcentaje significativo ha logrado abastecerse a través de gas natural licuado (GNL) importado.

Sobre este punto, aclararon que algunas empresas intentaron asegurar su suministro especulando con la situación, pero el Gobierno enfatizó que las industrias deben anticipar y contratar los volúmenes de gas que requerirán para los periodos de mayor demanda. Parte de ese abastecimiento puede provenir del GNL, que se regasifica e ingresa al sistema como gas natural.

La adquisición de gas se realiza mediante mecanismos del mercado, como las rondas de subastas organizadas por el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA), donde se ofrecen volúmenes para períodos específicos y los compradores presentan sus ofertas. “Muchas lo hicieron y otras no”, señalaron desde la Secretaría de Energía.

Ante la falta de contratos anticipados, las industrias enfrentan dos opciones: adquirir gas a precios internacionales más elevados o reducir el consumo, explicaron las fuentes oficiales.

El Gobierno reafirmó que el suministro doméstico está siempre garantizado y descartó preocupaciones relacionadas con la provisión residencial. Argentina continúa importando gas durante el invierno para cubrir los picos de demanda generados por el frío, ya que, aunque la producción local aumentó considerablemente gracias a desarrollos como Vaca Muerta, no es suficiente para abastecer el consumo total en las jornadas más frías.

Por esta razón, llegan regularmente barcos con gas natural licuado, aunque esta dinámica puede ocasionar “cuellos de botella” que afectan a algunos sectores productivos y generan cortes puntuales en la venta de combustible a usuarios comunes.

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El gobierno de Javier Milei aceleró las negociaciones con los gobernadores del Norte Grande para avanzar con la modificación del régimen de Zona Fría, una iniciativa que ya fue aprobada por la Cámara de Diputados y que ahora necesita el respaldo del Senado, en una discusión que puede tener impacto directo sobre los usuarios bonaerenses que actualmente cuentan con una tarifa diferencial de gas.

La estrategia de la Casa Rosada consiste en alcanzar un acuerdo político con gobernadores del Norte para garantizar que el proyecto pueda avanzar en la Cámara alta sin incorporar modificaciones que obliguen a devolverlo a Diputados, mientras se abre por separado una discusión para atender el reclamo de las provincias del norte por los elevados costos energéticos durante los meses de altas temperaturas.

Según reveló este lunes Infobae, el jefe de Gabinete, Diego Santilli, mantuvo contactos con los gobernadores durante el fin de semana en la previa de una reunión que tendrá lugar este miércoles en Posadas. La Casa Rosada busca que los mandatarios norteños acompañen el proyecto de modificación de Zona Fría que ya cuenta con media sanción y eviten introducir cambios durante su tratamiento en el Senado.

A cambio, el gobierno está dispuesto a habilitar una discusión legislativa específica sobre las denominadas “zonas cálidas”, con el objetivo de establecer condiciones diferenciales para las provincias donde las temperaturas extremas generan un fuerte incremento del consumo energético durante el verano.

La negociación, de esta manera, se divide en dos etapas: primero, garantizar la aprobación del proyecto de Zona Fría; después, avanzar con una iniciativa independiente para atender el reclamo energético del Norte Grande.

¿Qué puede pasar con el beneficio?

El punto que genera especial atención en las provincias actualmente alcanzadas por el régimen es qué modificaciones tendrá finalmente el esquema de subsidios al gas. El proyecto que impulsa el gobierno nacional busca avanzar sobre el régimen vigente y que fue ampliado en 2021, incorporando distintos distritos país al régimen que otorga descuentos del 30% y 50% en la factura de gas, entre ellos General Pueyrredon.

Para los usuarios bonaerenses, la discusión resulta particularmente sensible porque la Zona Fría alcanza a una amplia parte del territorio provincial, con descuentos sobre las facturas de gas que buscan compensar las mayores necesidades de calefacción durante los meses de bajas temperaturas.

La posibilidad de que el régimen sea modificado ya había generado preocupación en distintos sectores de la Provincia, que cuestionaron el impacto que una reducción del beneficio podría tener sobre los hogares.

Una negociación clave en el Senado

El acuerdo con los gobernadores resulta estratégico para Milei porque el oficialismo no cuenta con mayoría propia en el Senado y necesita construir consensos con los bloques vinculados a los gobiernos provinciales, en un contexto complejo luego del traspié sufrido la semana en esa cámara, donde no logró avanzar el cambio a la ley de tierras y del manejo del fuego.

Por eso, la reunión de los diez gobernadores del Norte Grande en Posadas será una instancia clave para determinar si la Casa Rosada logra cerrar el entendimiento que permita avanzar con Zona Fría.

Según el esquema que se encuentra en negociación, los gobernadores obtendrían una vía institucional para discutir una tarifa diferencial para las zonas de altas temperaturas, mientras el Gobierno conseguiría despejar uno de los principales obstáculos para convertir en ley su reforma del régimen de Zona Fría.

La discusión todavía no está cerrada y resta conocer cuál será el alcance final de las modificaciones al régimen. Para Buenos Aires, el punto central será determinar qué sucederá con los descuentos que reciben actualmente los usuarios alcanzados por la Zona Fría y cuánto podría cambiar el monto que finalmente deberán pagar en sus facturas de gas.

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Una grave explosión ocurrió el lunes en la batería 1 de Chevron, ubicada en la zona de El Trapial, dentro del yacimiento de Vaca Muerta. El incidente fue provocado por una reacción química, y como consecuencia, tres trabajadores resultaron heridos y fueron trasladados para recibir atención médica.

Entre los afectados, una trabajadora del área de seguridad e higiene sufrió un traumatismo leve en cadera y cráneo, por lo que fue trasladada de urgencia a una clínica en Rincón de los Sauces para realizarle estudios complementarios, incluyendo una tomografía. Además, dos empleados, afiliados al Sindicato de Petroleros Privados y pertenecientes a la firma contratista QSB, presentaron heridas leves y también fueron hospitalizados, aunque permanecen fuera de peligro.

De acuerdo con las autoridades, la explosión generó el vuelo de esquirlas a más de 1.000 metros, lo que provocó las lesiones en los operarios. El yacimiento se encuentra a unos 50 kilómetros de Rincón de los Sauces, motivo por el cual se desplegó un operativo sanitario importante y se activaron los protocolos de emergencia, que incluyen la intervención de personal policial y bomberos voluntarios debido al manejo de materiales peligrosos en el lugar.

Desde el sindicato petrolero indicaron que “explotó la batería, aparentemente una reacción química. Hay que establecer peritajes, obviamente, todavía no está claro”. También señalaron que “afortunadamente no hubo víctimas. Hubo tres personas alcanzadas por la onda expansiva, dos trabajadores de base que le habían hecho un estudio de control, pero estaba todo bien”.

La empresa Chevron confirmó que el accidente ocurrió mientras los trabajadores realizaban tareas de limpieza de una cañería en la instalación de El Trapial. Según la información disponible, los tres empleados se encontraban estables y el área afectada fue asegurada para iniciar una evaluación exhaustiva que permita determinar las causas exactas del incidente.

En horas de la tarde, los tres trabajadores recibieron el alta médica, dejando atrás el riesgo inmediato que presentaron tras la explosión.

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La Municipalidad de Comodoro Rivadavia inició una demanda inédita contra YPF S.A. para exigir la reparación completa de los pasivos ambientales que afectan el ejido municipal. La acción fue impulsada por el intendente Othar Macharashvili como una defensa contundente del patrimonio ambiental, territorial y urbano de la ciudad.

La presentación judicial reclama que YPF se haga responsable de la identificación, evaluación de riesgos, saneamiento, remediación y monitoreo de estos pasivos, que incluyen pozos, ductos e instalaciones abandonadas, así como suelos degradados incorporados al tejido urbano que limitan el desarrollo y la planificación segura del territorio.

El Municipio sostiene que “mientras el daño ambiental subsista, también subsiste la obligación de recomponer” y que dicha responsabilidad no puede extinguirse por el tiempo transcurrido, cambios en concesiones o acuerdos administrativos entre terceros. Por ello, solicita que se declare inoponible cualquier convenio que intente limitar la obligación constitucional de reparar el ambiente, amparada en el artículo 41 de la Constitución Nacional.

Simultáneamente, la Municipalidad elevó el caso a la Comisión Nacional de Valores (CNV), para informar sobre la controversia constitucional y ambiental que podría impactar en aspectos jurídicos, económicos y reputacionales de YPF, una de las principales emisoras del país. Se advierte que esta situación puede representar una contingencia relevante para accionistas, inversores y organismos de supervisión, quienes deben contar con información clara sobre los riesgos ambientales de la compañía.

Además, se cuestiona la coherencia en los compromisos ambientales y de sustentabilidad que YPF comunica al mercado, especialmente en relación con el financiamiento verde de YPF Luz. El Municipio remarca que “los principios ESG no pueden ser invocados selectivamente”, y que la transparencia sobre los pasivos ambientales históricos pendientes es indispensable.

El intendente Macharashvili enfatizó que “Comodoro le dio petróleo y energía a la Argentina durante más de cien años. Sobre esta tierra nació YPF y desde acá se aportaron recursos extraordinarios al desarrollo de nuestro país. Lo que no vamos a aceptar es que, después de un siglo de explotación, los pasivos queden en nuestra ciudad y el costo de repararlos termine recayendo sobre los comodorenses”.

En sus palabras, agregó: “Fuimos a la Justicia porque queremos que YPF recomponga lo que corresponda recomponer. Y fuimos a la Comisión Nacional de Valores porque una empresa que cotiza en los mercados nacionales e internacionales también tiene obligaciones de transparencia frente a sus inversores. No estamos pidiendo privilegios. Estamos defendiendo un derecho constitucional”.

Desde la Municipalidad subrayaron que esta medida representa un hito en la defensa del futuro de Comodoro Rivadavia. “Esta ciudad hizo un aporte enorme al crecimiento energético de la Argentina. Ahora corresponde que quienes generaron impactos sobre nuestro territorio asuman sus responsabilidades. Comodoro no va a renunciar a su ambiente, a sus tierras ni al derecho de las próximas generaciones a recibir una ciudad ambientalmente reparada”.

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La privatización de las represasas hidroeléctricas del Complejo Comahue, ubicadas en los ríos Limay y Neuquén, entre las provincias de Neuquén y Río Negro, quedó nuevamente bajo cuestionamiento judicial.

La Fundación Soberanía amplió una denuncia ante el Juzgado Federal de General Roca y pidió investigar una presunta maniobra para subvaluar activos del Estado y favorecer a un grupo reducido de empresas, además de solicitar que, de corresponder, se anulen las adjudicaciones.

La presentación sostiene que el proceso responde a un “mecanismo sistemático y planificado para subvaluar los activos del Estado y transferirlos a un grupo reducido de empresas vinculadas al entorno del poder político”, lo que, según la organización, implicaría una violación del marco de legalidad administrativa.

Entre las empresas cuya citación fue solicitada aparecen Edison, del Grupo Neuss; Central Puerto, de Guillermo Reca, la familia Miguens Bemberg y Eduardo Escassany; y BML Inversora S.A.U., controlada por MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea, según consignó el diario Ámbito.

La causa se tramita en el juzgado federal de General Roca, a cargo del juez Hugo Greca. Según la ampliación de la denuncia, el proceso habría terminado de conformar “un circuito de beneficiarios de las privatizaciones del gobierno nacional”.

cuatro eslabones y apunta directamente al Ministerio de Economía nacional, conducido por Luis Caputo:

– La elusión del Tribunal de Tasaciones de la Nación.

– La subvaluación de los activos mediante la participación del BICE y la finalidad recaudatoria.

– La identificación de los beneficiarios y la repetición del mismo patrón.

– La consumación del proceso mediante un concurso “sin base” y el apuro fiscal.

Empresas adjudicatarias, bajo la lupa

El documento también pone el foco en las firmas que resultaron beneficiadas con las adjudicaciones y sostiene que existe una repetición que configuraría un patrón.

En el caso de Alicurá y Cerros Colorados, señala como adjudicataria a Edison Inversiones S.A.U., del grupo liderado por los hermanos Patricio y Juan Neuss.

El Chocón-Arroyito quedó adjudicado a BML Inversora S.A.U., controlada por MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea.

Piedra del Águila, en tanto, fue adjudicada a Central Puerto S.A., cuyos principales accionistas, según el documento, son Guillermo Reca, la familia Miguens Bemberg y Eduardo Escassany.

La Fundación Soberanía sostiene que la reiteración de empresas y grupos empresarios en las adjudicaciones permite identificar un “circuito de beneficiarios” dentro del proceso de privatizaciones.

Por ese motivo, solicitó que los empresarios mencionados sean citados en la causa y reclamó que se investigue el procedimiento utilizado para determinar el valor de los activos y las condiciones de las adjudicaciones.

La organización también pidió que, si se comprueban las irregularidades denunciadas, se anulen las privatizaciones de las represas hidroeléctricas del Complejo Comahue.

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