El Gobierno de Santa Cruz llevó adelante este miércoles el acto de apertura del Sobre “A” correspondiente a la Licitación Pública Nacional e Internacional N° 02/ENERMIN/2026 para la exploración del área hidrocarburífera Sur Río Deseado Este, ubicada en la Cuenca del Golfo San Jorge.
El acto fue encabezado por el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, junto al secretario de Estado de Hidrocarburos, Juan Carlos Morales; acompañados por los secretarios de Estado de Minería, Paola Pavanello; y de Gestión Financiera, Javier Hernández; la subsecretaria de Coordinación y Planeamiento Estratégico, Victoria Videla; la presidenta de Cámara de Proveedores de Insumos y Prestadores de Servicios de los Sectores Energético, Minero y Ambiental de la Provincia de Santa Cruz, Carina Mendoza; como así también el vicepresidente de Alianza Petrolera S.A., Pedro Martínez Cereijo.
En esta primera instancia del proceso licitatorio, se procedió a la apertura de la documentación administrativa y de antecedentes presentada por Alianza Petrolera S.A., única oferente de la convocatoria. El Sobre “B”, que contiene la propuesta económica, permanecerá resguardado hasta la siguiente etapa, conforme al cronograma establecido en el pliego.
Durante el acto, el ministro Jaime Álvarez destacó el trabajo realizado por la Secretaría de Estado de Hidrocarburos para concretar el proceso licitatorio, y remarcó que la iniciativa se enmarca en la política impulsada por el gobernador Claudio Vidal para recuperar la actividad en los yacimientos de la provincia.
En ese sentido, el titular de la cartera energética recordó que se trata de un área que permaneció inactiva durante años y señaló que el desarrollo tecnológico abre nuevas posibilidades para su explotación, al señalar que “cuando en su momento se intentó poner a producir este yacimiento con las tecnologías disponibles, el proyecto no resultó económicamente viable. Hoy contamos con nuevas técnicas que nos permiten pensar en su desarrollo y en la recuperación de un área con gran potencial”.
Además, sostuvo que “esperamos que esta experiencia sea positiva y que el conocimiento que se genere en Santa Cruz pueda aplicarse en otras áreas de la Cuenca del Golfo San Jorge y del país. La posibilidad de desarrollar tecnología y capital humano especializado, también representa una oportunidad para nuestros trabajadores y técnicos”.
Cabe destacar que la Comisión de Pre-adjudicación analizará la documentación presentada para verificar el cumplimiento de los requisitos establecidos en las bases y condiciones de la licitación, a fin de determinar la aptitud de la empresa para continuar en el proceso.
La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, mantuvo en Santiago de Chile una reunión bilateral con la ministra de Energía de ese país, Ximena Rincón, para avanzar en una agenda común orientada a fortalecer la integración energética entre ambos países y promover proyectos estratégicos de infraestructura eléctrica que permitan consolidar el desarrollo regional.
El encuentro se realizó en la antesala de la participación de Latorre en la 47ª Conferencia Internacional de la Asociación Internacional para la Economía de la Energía (IAEE, por su sigla en inglés), uno de los encuentros más prestigiosos de la comunidad internacional especializada en economía energética, que reúne a más de 500 expertos, ministros, académicos y líderes empresariales de 70 países.
Durante la reunión, ambas autoridades coincidieron en que la articulación de políticas energéticas y el desarrollo de infraestructura compartida constituyen herramientas fundamentales para fortalecer la seguridad de los sistemas eléctricos, acompañar la transición energética y generar condiciones favorables para nuevas inversiones productivas.
«La integración con otros países con el fin de articular políticas es fundamental, especialmente cuando compartimos la misma cordillera y una visión de desarrollo con similitudes», expresó Latorre.
Uno de los principales temas abordados fue la Interconexión Internacional Los Cóndores–Río Diamante, un proyecto de transmisión eléctrica de 500 kV que unirá la Región del Maule, en Chile, con la provincia de Mendoza. La obra prevé transportar energía desde la central hidroeléctrica Los Cóndores hacia el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) mediante su conexión con la Estación Transformadora Río Diamante, ubicada en el sur de Mendoza.
«La modernización de la infraestructura eléctrica es esencial para la política de desarrollo de ambos países y de toda la región. Por ello, nos comprometimos a seguir de cerca los avances y a mantener un contacto directo con todas las provincias que se beneficiarán de estos proyectos, que dotarán de seguridad al sistema eléctrico binacional», afirmó Latorre.
Latorre explicó que durante el encuentro también analizaron la importancia de dar continuidad a la planificación de la infraestructura eléctrica más allá de la frontera, integrando los proyectos binacionales con las futuras obras previstas en Argentina.
La ministra destacó que la interconexión Los Cóndores–Río Diamante podrá complementarse con la futura Línea de Extra Alta Tensión Río Diamante–Charlone, otra obra estratégica prevista dentro del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico.
Ese proyecto contempla una línea de 500 kV de aproximadamente 487 kilómetros entre la Estación Transformadora Río Diamante y la futura Estación Transformadora Charlone, en el noroeste de la provincia de Buenos Aires, además de más de 400 kilómetros de líneas complementarias de 132 kV.
«Lo interesante de este proyecto es que conectaría con la línea Río Diamante–Charlone. Por lo tanto, estaríamos hablando de un corredor eléctrico de carácter bioceánico, que comenzaría en Chile, atravesaría Mendoza y se integraría a la red troncal argentina, fortaleciendo la infraestructura necesaria para el desarrollo económico y nuevas inversiones», destacó Latorre.
Las ministras coincidieron en que el fortalecimiento de la infraestructura energética regional constituye un factor clave para mejorar la competitividad, facilitar la incorporación de nuevas fuentes de generación, incrementar la seguridad del abastecimiento y consolidar un proceso de integración que beneficie tanto a Argentina como a Chile.
Tras la reunión bilateral, la ministra mendocina participará como panelista en la 47º Conferencia Internacional de la IAEE, donde integrará el panel «Infraestructura para el desarrollo económico, la seguridad energética y la resiliencia».
Durante su exposición presentará la estrategia que impulsa Mendoza para acelerar la transición energética mediante el desarrollo de infraestructura, la promoción de inversiones privadas, la previsibilidad institucional y la integración regional, mostrando la experiencia provincial como un caso de planificación de largo plazo para transformar una matriz históricamente vinculada al petróleo y al gas en un sistema energético cada vez más diversificado, resiliente y sostenible.
En el marco del proceso de evaluación ambiental de la nueva Usina de Ushuaia, la ministra de Energía de Tierra del Fuego, Gabriela Castillo, encabezó una recorrida por la obra junto a equipos técnicos de la Secretaría de Ambiente, con el objetivo de verificar el cumplimiento de los requerimientos ambientales previstos para esta etapa del proyecto.
Durante la visita, la ministra destacó la importancia del trabajo articulado entre las distintas áreas del Gobierno provincial para garantizar que el desarrollo de la obra avance conforme a las exigencias ambientales.
«Es un momento importante porque el monitoreo responsable de la obra, con la intervención de las áreas que corresponden del Gobierno de la Provincia, brinda tranquilidad sobre la ejecución que se viene llevando adelante durante el proceso de construcción de la nueva usina», afirmó Castillo.
La funcionaria explicó que el seguimiento ambiental no solo abarca la construcción de la central de generación eléctrica, sino también las obras complementarias necesarias para su funcionamiento. En ese sentido, precisó que la Secretaría de Ambiente lleva adelante el monitoreo a partir de la documentación técnica elaborada por la consultora contratada por Terra Ignis, junto con los requerimientos específicos que demanda una central de ciclo combinado.
Además, señaló que el objetivo es asegurar que cada una de las intervenciones se desarrolle con el menor impacto posible sobre el entorno natural, respetando los estándares ambientales establecidos para este tipo de proyectos.
Por su parte, el secretario de Ambiente de la Provincia, Martín Juárez, indicó que la inspección forma parte de las instancias de seguimiento contempladas en el estudio de impacto ambiental y adelantó que los controles continuarán durante las próximas etapas de ejecución para verificar el cumplimiento de las exigencias previstas.
En la recorrida también participaron profesionales de la Dirección de Gestión Ambiental y de la Dirección General de Recursos Hídricos, quienes realizan el monitoreo técnico de una obra considerada estratégica para fortalecer la capacidad de generación eléctrica de Ushuaia y acompañar la creciente demanda energética de la ciudad.
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, firmó con su par de Chubut, Ignacio Torres, el convenio que permitirá ejecutar la interconexión eléctrica entre El Bolsón y la provincia vecina. La obra mejorará para siempre y de manera estructural la calidad, la estabilidad y la eficiencia del servicio para miles de familias rionegrinas.
Los trabajos permitirán abastecer la totalidad de la demanda eléctrica de El Bolsón a través del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), eliminando la necesidad de utilizar la Central Térmica local como fuente de suministro.
La obra forma parte de la compensación acordada por la Provincia de Río Negro en el marco del cumplimiento de una sentencia judicial y constituye una inversión estratégica para fortalecer la infraestructura energética y la integración de la Comarca Andina.
Estuvieron presentes acompañando el acto el intendente de El Bolsón, Bruno Pogliano, junto a autoridades provinciales y municipales.
De esta manera, Río Negro dio un paso fundamental hacia el fortalecimiento del sistema eléctrico en la región Andina. Se ejecutarán obras de interconexión entre las estaciones transformadoras El Coihue, Golondrinas y la futura Estación Transformadora Cerro Perito Moreno.
La iniciativa contempla la construcción de una doble terna subterránea de 33 kV entre las estaciones transformadoras El Coihue y Golondrinas, a lo largo de 26 kilómetros, la ampliación de esta última y la construcción de una nueva Estación Transformadora 33/13,2 kV – 10 MVA en el área de Cerro Perito Moreno.
Una infraestructura con alcance regional
Además de mejorar el abastecimiento eléctrico de El Bolsón, la obra fortalecerá el sistema energético de toda la Comarca Andina al optimizar la vinculación entre El Coihue y Golondrinas, beneficiando también a las localidades chubutenses de El Hoyo, Lago Puelo, Epuyén, Cholila, El Maitén y Esquel.
Desde la Estación Transformadora Golondrinas partirá, además, la interconexión hacia El Bolsón y la futura Estación Transformadora Cerro Perito Moreno, consolidando un sistema eléctrico regional más robusto, seguro y confiable.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación abrió una instancia de consulta pública para que los ciudadanos y organizaciones accedan a información sobre los impactos ambientales y sociales del Proyecto de Interconexión Eléctrica en 500 kV en el Corredor Sur: Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca y Obras Complementarias, y conozcan las medidas de mitigación previstas.
El proyecto forma parte del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, que contempla 16 obras prioritarias orientadas a mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver los cuellos de botella estructurales que hoy limitan el transporte de energía desde los centros de generación hacia los centros de consumo. Corredor Sur se encuentra, además, en proceso de obtención de la garantía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).
Qué comprende el proyecto Corredor Sur
– Construcción de la Línea de Extra Alta Tensión (LEAT) 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel. – Construcción de la Línea de Extra Alta Tensión (LEAT) 500 kV Choele Choel – Bahía Blanca. – Ampliación de la E.T. Puerto Madryn. – Ampliación de la E.T. Choele Choel. – Ampliación de la E.T. Bahía Blanca.
Formatos de participación
Evento presencial
Autoridades de la Secretaría de Energía expondrán los impactos ambientales y sociales del proyecto Corredor Sur y sus medidas de mitigación
Sede: Salón de Paradores Austral.
Dirección: Hipólito Yrigoyen 3664, Bahía Blanca.
Fecha y hora: 29 de julio de 2026, 11 hs.
El evento se transmitirá en vivo por el canal de YouTube de la Secretaría de Energía y podrá seguirse también desde los siguientes puntos digitales:
Puerto Madryn: Roberto Gómez y Tucumán (Punto Digital – Centro Cultural Quemú), Puerto Madryn, Chubut.
Las Grutas: Peatonal Viedma 823, Las Grutas, Río Negro.
Consultas virtuales
Quienes no puedan asistir de manera presencial pueden realizar consultas o comentarios sobre el proyecto a través de la web o escribiendo a ampliaciontransporte@mecon.gov.ar. Todas las consultas serán respondidas de manera online.
Esta convocatoria se enmarca en los procesos de participación ciudadana que la Secretaría de Energía lleva adelante para garantizar la transparencia y el acceso a la información sobre los proyectos de infraestructura energética en desarrollo.
La Secretaría de Energía dispuso un cambio transitorio en el mecanismo de traslado a las tarifas de las diferencias entre el precio estimado y el precio efectivo de compra del gas natural por parte de las distribuidoras. A partir de agosto, esos ajustes se calcularán e incorporarán a las tarifas cada dos meses, mientras se mantenga vigente la emergencia energética, prorrogada hasta el 31 de diciembre de 2027.
La medida modifica la periodicidad con la que se aplican las denominadas Diferencias Diarias Acumuladas (DDA), un mecanismo previsto en la normativa que permite compensar las diferencias entre el precio del gas considerado para fijar las tarifas y el costo real de adquisición que afrontan las distribuidoras.
Según la resolución, el nuevo esquema busca evitar que los usuarios enfrenten un doble impacto durante el invierno, cuando coinciden un mayor consumo de gas y un incremento estacional del precio del combustible. El objetivo, sostiene la Secretaría de Energía, es aportar mayor previsibilidad y gradualidad en la evolución de las facturas.
La norma también señala que el cambio responde a la nueva organización del mercado del gas natural, en el que las empresas distribuidoras pasarán a asumir directamente la gestión de compra del combustible, sin intervención de las autoridades públicas, en el marco de la reconfiguración del sistema de transporte de gas definida este año.
La implementación del nuevo mecanismo quedará a cargo del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, que deberá aplicarlo a partir de los cuadros tarifarios de agosto de 2026. En esa instancia se realizará la primera determinación bajo el esquema bimestral y el organismo deberá adecuar los procedimientos necesarios para su puesta en marcha.
La resolución mantiene vigente el principio de que las distribuidoras trasladen a las tarifas únicamente el costo de adquisición del gas, sin generar ganancias ni pérdidas por las variaciones del precio del combustible, tal como establece la Ley 24.076 y su reglamentación.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, recorrió el nuevo Parque Solar Fotovoltaico “Arroyo Seco – Ingeniero Gabriel Saunders”, ubicado en Esquel, el primero de la Patagonia desarrollado por el sistema cooperativo. La obra fortalece la infraestructura energética de la región, impulsa la generación de energía renovable y constituye un paso importante en la estrategia provincial de diversificación de la matriz energética.
El parque abastecerá con energía renovable a 230 hogares de la región y evitará la emisión de 150 toneladas de dióxido de carbono (CO₂) al año, desplazando el uso de combustibles fósiles y contribuyendo a reducir la huella de carbono provincial.
Acompañaron al mandatario el intendente de Esquel, Matías Taccetta; el presidente de la Federación Argentina de Cooperativas de Electricidad, José Álvarez; representantes de cooperativas prestadoras de servicios eléctricos de la provincia; instituciones y fuerzas vivas de la región; y autoridades, consejeros, equipos técnicos y trabajadores de la Cooperativa de Provisión de Servicios Públicos, Vivienda y Consumo “16 de Octubre”, encabezados por su presidente, Miguel Illuminati.
Durante la recorrida, Torres destacó que “estamos transformando la matriz energética de la provincia desde el interior” y sostuvo que el nuevo parque fotovoltaico “es un modelo de lo que queremos impulsar en todo Chubut: más producción local de energía, mayor eficiencia y un desarrollo sustentable que genere oportunidades para nuestras comunidades”.
En ese sentido, remarcó que “muchas familias cordilleranas van a acceder a energía limpia” y agregó que “esto no es solo un logro técnico. Significa producir energía en nuestra provincia, reducir la dependencia de otros sistemas, bajar costos, cuidar el bolsillo de los chubutenses y seguir impulsando el desarrollo local”.
Parque Solar Fotovoltaico
El Parque Solar Fotovoltaico “Arroyo Seco – Ingeniero Gabriel Saunders” cuenta con una superficie de 4.335 metros cuadrados y una potencia instalada de 300 kW, que le permitirá generar aproximadamente 560.984 kWh de energía al año.
La obra demandó una inversión de $331.085.021,96 y fue ejecutada por la empresa Krenergy Ingeniería S.A., constituyéndose en el primer proyecto de generación solar impulsado por el sistema cooperativo en la Patagonia.
Además de abastecer con energía renovable a 230 hogares de la región, evitará la emisión de 150 toneladas de CO₂ por año, un impacto ambiental equivalente al que generan más de 6.900 árboles para capturar esa misma cantidad de carbono durante un año.
El presidente de YPF, Horacio Marín, enfrió una futura baja en el precio de las naftas y advirtió que la reciente suba del barril de petróleo la demorará más.
“Todavía no llegamos al valor de equilibrio para bajar el precio de las naftas”, señaló Marín, al tiempo que alertó que “con estos precios se dilata más”.
El barril de crudo Brent saltó este miércoles a la zona de US$ 93 al reactivarse el conflicto en Medio Oriente.
El CEO de la petrolera defendió la política de acuerdo que se produjo en el sector por la cual se amortiguó el impacto de la suba del petróleo por la guerra.
“Decidimos hacer un buffer de precios donde no subimos todo lo que había que subir y cuando bajaba compensábamos”, explicó Marín en diálogo con Radio Rivadavia y, en este contexto, afirmó que aún no se alcanzó el punto de equilibrio entre las dos situaciones.
La histórica planta de producción de caucho sintético ubicada en el Complejo Petroquímico de Puerto General San Martín dejará de operar, confirmó Pampa Energía en un comunicado oficial emitido tras la preocupación generada en el Cordón Industrial y la advertencia del gremio SOEPU por la paralización de la unidad que alguna vez fue PASA.
La empresa, liderada por el empresario Marcelo Mindlin, fundamentó el cierre en el deterioro del mercado interno de insumos para la industria automotriz, especialmente por la caída en la demanda de caucho sintético. Este descenso se debe, en gran parte, a la menor actividad en el sector de neumáticos, lo que hizo insostenible la continuidad del negocio local.
Según el comunicado, la paralización afecta exclusivamente a la línea de caucho sintético, mientras que las demás operaciones del complejo petroquímico continuarán con normalidad.
El principal motivo detrás de esta decisión fue la pérdida de un cliente estratégico: la empresa Fate. Tras el cierre de su planta en Virreyes (San Fernando) y la desvinculación de 920 trabajadores meses atrás, Fate dejó de adquirir caucho sintético producido en la región, generando un fuerte impacto comercial para la planta de Pampa Energía.
Para mitigar el impacto sobre los trabajadores afectados, la firma anunció un plan de reubicación dentro del grupo, ofreciendo oportunidades en otras compañías del holding como SACDE, TGS y Transener.
Finalmente, la compañía explicó que la medida forma parte de un reordenamiento estratégico de capital enfocado en concentrar inversiones en proyectos de mayor escala y potencial de crecimiento. En este sentido, destacaron su reciente iniciativa para construir una megaplanta de urea fertilizante en Bahía Blanca como ejemplo de las nuevas prioridades del grupo.
El Gobierno nacional avanzó en los preparativos de una nueva licitación para importar 50.000 vehículos híbridos y eléctricos con arancel cero, con el objetivo de dar continuidad al régimen de beneficios fiscales para la movilidad sustentable. La medida apunta a que las primeras unidades de este nuevo cupo ingresen al mercado argentino a partir de enero de 2027.
La iniciativa forma parte del Régimen de Importación de Vehículos Electrificados, creado mediante el Decreto 49/2025, que permite importar determinados modelos con un arancel del 0%. Según trascendió, el nuevo llamado se realizará una vez agotados los cupos correspondientes a 2025 y 2026.
Hasta el momento, el Estado concretó tres licitaciones que autorizaron el ingreso de 100.000 unidades: dos tramos destinados a 2025 y un tercero para 2026. La nueva convocatoria sumará otras 50.000 unidades y marcará la cuarta etapa del programa.
El Ministerio de Economía ya inició consultas con las cámaras del sector para estimar la demanda del próximo llamado y garantizar una transición sin interrupciones entre los cupos actuales y los previstos para 2027.
Para acceder al beneficio del arancel cero, los vehículos deberán cumplir con un requisito clave: tener un valor FOB, precio en puerto de origen, de hasta 16.000 dólares. Este límite determina qué modelos pueden ingresar al país bajo el régimen especial.
El tope favorece principalmente a fabricantes chinos, cuyos costos de producción permiten ofrecer vehículos híbridos y eléctricos dentro de ese rango de precios. En cambio, gran parte de los modelos provenientes de Europa, Estados Unidos o Corea del Sur superan ese valor y quedan fuera del beneficio.
Crece la presencia de marcas chinas
El impacto del programa ya comenzó a reflejarse en el mercado automotor argentino. Durante el primer semestre de 2026, las marcas de origen chino alcanzaron entre el 12% y el 14% de participación en los patentamientos nacionales.
Uno de los casos más destacados fue el de BYD, que pasó de no tener presencia en el mercado local a convertirse en la novena marca más vendida del país. En los primeros seis meses del año patentó 8.249 unidades.
La incorporación de otras 50.000 unidades cobra relevancia en un contexto de desaceleración del mercado. Si bien las proyecciones indican que durante 2026 podrían venderse unas 580.000 unidades en Argentina, los patentamientos acumularon una caída interanual del 9,9% en el primer semestre. En ese escenario, el Gobierno apuesta a que los incentivos para la importación de vehículos híbridos y eléctricos contribuyan a ampliar la oferta disponible y dinamizar las ventas.
Los sindicatos petroleros de Chubut y Santa Cruz alcanzaron un acuerdo paritario para el periodo que va de abril de 2026 a marzo de 2027, estableciendo una recomposición salarial total del 16%. Este aumento será aplicado de forma escalonada y contempla una cláusula de revisión para noviembre, con el fin de analizar la evolución económica y ajustar el convenio si fuera necesario.
En Santa Cruz, el Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables (SIPGER), liderado por Rafael Güenchenen, destacó que este acuerdo es fruto de varias semanas de negociación para mantener el poder adquisitivo de los trabajadores en un contexto de alta inflación e incertidumbre económica.
Por su parte, en Chubut, el Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables, encabezado por Jorge “Loma” Ávila, resaltó que el entendimiento otorga una recomposición salarial con previsibilidad y un acompañamiento constante para el bolsillo de cada trabajador, luego de intensas negociaciones.
El incremento se aplicará inicialmente mediante sumas extraordinarias no remunerativas que, paulatinamente, pasarán a formar parte del salario básico. El cronograma de pagos es el siguiente:
Detalle del aumento salarial:
Entre julio y septiembre: 6% no remunerativo, que se incorporará al salario como remunerativo desde octubre.
Durante agosto y septiembre: 4% adicional, alcanzando un 10% acumulado, que también será remunerativo desde octubre.
Entre octubre y diciembre: 3% no remunerativo, que pasará a ser remunerativo en enero de 2027.
De enero a marzo de 2027: 3% final, incorporado definitivamente al salario en abril de 2027.
La balanza comercial energética volvió a consolidarse como uno de los principales motores del ingreso de divisas para la Argentina durante el primer semestre de 2026. De acuerdo con un informe elaborado por el economista Nadin Argañaraz, el saldo del sector mejoró u$s2.207 millones respecto del mismo período de 2025, explicado casi en su totalidad por el fuerte crecimiento de las exportaciones de energía.
El estudio señala que, solo en junio, la balanza energética registró un superávit de u$s611 millones, producto de exportaciones por u$s1.406 millones e importaciones por u$s794 millones. En el acumulado del primer semestre, la mejora interanual del saldo energético alcanzó los u$s2.207 millones.
Según el análisis de Argañaraz, este resultado se explica por un incremento de u$s2.274 millones en las exportaciones, parcialmente compensado por un aumento de u$s67 millones en las importaciones.
El informe que recibió Energy Report destaca que el desempeño responde tanto a una mejora en los precios internacionales como, principalmente, al crecimiento de los volúmenes exportados. Los dos motivos son dos: la guerra en Medio Oriente y una mayor actividad de Vaca Muerta.
Al descomponer la evolución del saldo comercial energético entre efecto precio y efecto cantidad, Argañaraz concluye que el primero aportó u$s552 millones, mientras que el aumento de las cantidades comercializadas explicó otros u$s1.656 millones. La combinación de ambos factores dio como resultado una mejora neta de u$s2.207 millones frente al primer semestre del año pasado.
En otras palabras, si bien la evolución de los precios internacionales colaboró con el resultado, el principal motor del superávit fue el incremento de la producción y de las exportaciones energéticas.
El mejor primer semestre de la última década
El gráfico elaborado por Argañaraz en base a datos del INDEC muestra un cambio de tendencia histórico en la balanza comercial energética. Tras varios años de fuertes déficits, con un piso cercano a los u$s5.200 millones en 2022, producto del incremento de las importaciones de gas y combustibles, el sector inició una rápida recuperación en 2023, consolidó el superávit en 2024 y alcanzó un nuevo récord en 2025.
Entre 2017 y 2022 la balanza energética alternó pequeños superávits con déficits crecientes, hasta tocar su peor registro en el primer semestre de 2022, con un rojo cercano a u$s4.600 millones, impulsado por el fuerte aumento del costo de las importaciones de energía tras la invasión rusa a Ucrania.
A partir de 2023 comenzó una recuperación acelerada. El déficit se redujo aproximadamente un 76% respecto de 2022, mientras que en 2024 el país volvió al superávit, con una mejora interanual superior al 350%. En 2025 el saldo positivo siguió expandiéndose otro 35,7%, y 2026 marca un nuevo récord histórico, con un superávit acumulado cercano a u$s6.000 millones, un 57,9% superior al de igual período del año anterior y el mejor primer semestre de toda la serie analizada.
Sin dudas, la evolución refleja el impacto del crecimiento de la producción de Vaca Muerta, el aumento sostenido de las exportaciones de petróleo y gas y la sustitución de importaciones energéticas, consolidando a la energía como uno de los principales motores de generación de divisas para la economía argentina.
El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, confirmó que la provincia buscará recuperar la concesión de la Central Hidroeléctrica Futaleufú, actualmente en manos de Aluar desde hace tres décadas, sin que esto comprometa el contrato vigente con la empresa. La concesión fue extendida hasta diciembre de 2026, mientras se avanza en la organización de una nueva licitación internacional para definir su futuro.
Torres explicó que el control de la represa y el abastecimiento energético a Aluar son procesos que pueden coexistir. Subrayó que, aunque Aluar seguirá siendo cliente clave, eso no implica que mantenga un rol preponderante en la próxima concesión. En paralelo, la empresa está invirtiendo en parques eólicos y sistemas de almacenamiento para aumentar su autonomía energética.
El mandatario provincial remarcó que la estrategia judicial de Chubut persistirá para reclamar la titularidad de la concesión, fundamentando el reclamo en que los recursos hidroeléctricos pertenecen a la provincia según la Constitución. Considera la central un activo estratégico y un símbolo de soberanía energética para Chubut. La Justicia ya aceptó intervenir en la demanda presentada y, en caso de no alcanzar un acuerdo previo a la licitación, será el ámbito judicial quien determine el poder concedente.
Para despejar dudas sobre el futuro de Aluar en el nuevo esquema, Torres afirmó que la empresa continuará siendo un actor central, dado que mantiene vigente el contrato de suministro eléctrico y deberá participar en las negociaciones futuras sobre la compra de energía del complejo hidroeléctrico.
Este anuncio adquiere especial relevancia en medio del debate sobre la continuidad y el impacto que un cambio en la concesión podría tener en el suministro eléctrico de la planta de aluminio ubicada en Puerto Madryn, que depende de Futaleufú.
En paralelo, Aluar avanza en una estrategia para fortalecer su independencia energética. La compañía consolidó una capacidad de generación eólica propia de 582 MW, lo que le permite cubrir una parte creciente de su demanda con recursos propios. Además, recientemente obtuvo adjudicaciones en convocatorias oficiales que le sumarán 80 MW de potencia instalada en Buenos Aires y el noreste argentino.
Este proyecto incluye la instalación de dos centrales de almacenamiento con baterías —30 MW en San Fernando y 50 MW en Goya—, con una inversión cercana a los US$ 50 millones. Así, la empresa busca diversificar sus fuentes de energía, ganar flexibilidad operativa y afrontar la relicitación de Futaleufú con mayor capacidad de autoabastecimiento.
Vista Energy reportó un crecimiento destacado en su producción y resultados financieros durante el segundo trimestre de 2026, período en el que finalizó la adquisición de los activos de Equinor en Vaca Muerta. Esta combinación entre expansión orgánica y compra estratégica posicionó a la empresa como la principal productora independiente de petróleo y el mayor exportador de crudo del país.
Durante el trimestre de abril a junio, la producción de Vista alcanzó 156.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), lo que representa un aumento del 32% en comparación con el mismo periodo de 2025. Este impulso se atribuye tanto al desarrollo de sus activos en Vaca Muerta como a la consolidación de los bloques adquiridos a Equinor desde mayo.
En cuanto a costos, el lifting cost –el costo de extracción por barril equivalente– descendió un 4%, ubicándose en 4,5 dólares por barril. Este descenso se produjo simultáneamente al crecimiento en la escala productiva, reflejando una mayor eficiencia operativa.
La compañía también destacó un aumento significativo en sus exportaciones, que crecieron un 54% interanual. En total, exportó 8,6 millones de barriles de petróleo en el trimestre, cifra que representa el 72% del total de sus ventas. “Desde la adquisición de los activos de Petronas en abril de 2025, Vista se mantiene como el mayor exportador de crudo del país”, afirmaron desde la empresa.
Los resultados económicos reflejan esta expansión: los ingresos totales alcanzaron 1.150 millones de dólares, un aumento del 89% respecto al segundo trimestre de 2025, impulsados por el mayor volumen de producción y la favorable evolución de los precios internacionales.
El Ebitda ajustado del trimestre se ubicó en 805 millones de dólares, casi duplicando (+99%) la cifra del año anterior, mientras que la utilidad neta fue de 322 millones de dólares, un 37% superior a la registrada en el mismo periodo de 2025 y un 199% más que en el trimestre previo.
Durante estos meses, la inversión de Vista ascendió a 467 millones de dólares, principalmente destinados a la perforación y completación de 27 nuevos pozos. El flujo de caja libre, excluyendo el pago por la compra de activos de Equinor, fue de 491 millones de dólares, gracias a la mejora en el Ebitda ajustado y la gestión del capital de trabajo.
Al cierre del trimestre, el ratio de apalancamiento neto fue de 1,41 veces el Ebitda ajustado, y en base proforma, considerando los últimos doce meses de los activos adquiridos, este indicador bajó a 1,25 veces.
En mayo, Vista anunció la compra de la participación de Equinor en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, con la expectativa de sumar 22.000 barriles diarios y alcanzar una producción superior a 160.000 boe/d. Si bien la producción del segundo trimestre quedó en 156.000 boe/d, representa un avance sustancial frente al año anterior.
Además, la empresa proyecta un plan de inversiones para 2026 de 1.800 millones de dólares, un 12,5% más que lo estimado en noviembre de 2025, y prevé un Ebitda ajustado anual de 3.000 millones de dólares, un 58% por encima de la proyección inicial. La meta es alcanzar una producción de 208.000 boe/d para 2028, con inversiones totales que podrían alcanzar los 5.600 millones de dólares entre 2026 y 2028.
Los precios internacionales del petróleo siguen en alza y se acercan a los US$95 este miércoles, ante la persistencia de los ataques entre Estados Unidos e Irán y la inseguridad del paso por el estrecho de Ormuz.
El Brent, referencia para Europa, avanza durante esta jornada 3,63%, cotizando a 94,28 dólares por barril, mientras que el crudo West Texas Intermediate (WTI), de referencia en Estados Unidos, trepa un 3,35% y se ubica en 87,17 dólares por barril.
Antes de la ofensiva estadounidense e israelí contra Teherán, el 28 de febrero, el Brent cotizaba en torno a los 73 dólares por barril, valor al que retornó tras el acuerdo de paz alcanzado entre los países involucrados, pero en los últimos días volvió a avanzar por nuevos desencuentros.
El retorno de la tendencia alcista en el precio del crudo se da frente al cese de la tregua acordada entre Estados Unidos e Irán, que incluye ataques de ambos lados en las últimas jornadas tras la declaración de Donald Trump sobre el fin del acuerdo al señalar que “se ha terminado”.
La continuidad de las agresiones y la profundización del alejamiento de las negociaciones produce la inestabilidad del tránsito fluvial seguro en la vía navegable por la que transita una quinta parte del suministro mundial de petróleo.
En este sentido, el secretario de Estado de Estados Unidos, Marco Rubio, apuntó contra la voluntad negociadora de Irán al señalar que “el problema que tenemos ahora es que no se toman en serio las conversaciones. Si van en serio, nosotros hablamos en serio. Si no lo están, haremos lo necesario para proteger nuestros intereses y también los intereses de nuestros aliados”.
El Gobierno reglamentó la libre exportación de hidrocarburos y creó un nuevo registro simplificado para agilizar las ventas al exterior de petróleo, gasolinas y derivados.
La medida fue oficializada mediante la Resolución 166/2026, publicada este miércoles en el Boletín Oficial.
La normativa instrumentada por la Secretaría de Energía redefine el marco regulatorio para la comercialización externa de recursos energéticos en Argentina en línea con la política desreguladora que viene implementando la administración de Javier Milei.
En el texto oficial, se explicó que el cambio normativo busca dar cumplimiento a los principios de libre mercado y libre concurrencia establecidos en el Decreto 70/2023 y la Ley Bases, limitando la intervención estatal solo a lo estrictamente necesario para garantizar la seguridad del suministro.
El punto central de la reforma es la creación del Registro de Operaciones de Exportación, bajo la órbita de la Subsecretaría de Hidrocarburos. En este registro se asentarán todas las notificaciones de exportación, las eventuales objeciones y las “Constancias de Libre Exportación”.
Los productos alcanzados por este régimen de registro incluyen:
Aceites crudos de petróleo y de mineral bituminoso.
Gasolinas (excepto de aviación).
Gasoil.
Propano (crudo y otros).
Butano.
Gas Licuado de Petróleo (GLP).
La normativa derogó la Resolución 241/2017, bajo la cual, los exportadores debían demostrar que habían ofrecido previamente el producto al mercado interno antes de obtener el permiso de exportación. El Gobierno consideró que este mecanismo no cumplía con su finalidad de asegurar el abastecimiento y generaba distorsiones que no se adecuaban a los nuevos principios de libertad comercial.
Ahora, los permisionarios y concesionarios tienen el dominio sobre los hidrocarburos que extraen y pueden comercializarlos y exportarlos libremente, sujetos a un régimen de “no objeción” basado en criterios técnicos y económicos.
En este marco, se introdujo un procedimiento ágil realizado a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD). La autoridad podrá realizar alguna objeción dentro de 30 días hábiles para aceites crudos, gasolinas y gasoil y en un lapso de 7 días hábiles para propano, butano y GLP.
En caso de que la Secretaría de Energía no se expida en esos plazos, se aplica el silencio con sentido positivo, permitiendo al interesado exigir la emisión de su Constancia de Libre Exportación. Esta constancia otorga estabilidad a la operación, garantizando que el derecho a exportar no sea interrumpido durante el programa de embarques.
Para contratos que excedan los 12 meses, la norma exige documentación adicional, como contratos firmes y proyecciones de reservas probadas de las áreas de origen. Asimismo, para proyectos que requieran nueva infraestructura, se contempla una articulación con el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), facilitando los trámites a quienes ya hayan iniciado su adhesión a dicho régimen.
YPF, la petrolera bajo control estatal, anunció un split bursátil que comenzará a regir a partir del 4 de agosto. Esta operación consiste en dividir cada acción ordinaria en diez títulos, lo que implica que los accionistas recibirán nueve acciones adicionales por cada una que posean al 3 de agosto, sin necesidad de realizar trámites.
Como resultado, el valor nominal de cada acción disminuirá de AR$10 a AR$1, mientras que la cantidad total de acciones en circulación se multiplicará, pasando a ser 3.933.127.930 títulos, manteniéndose inalterado el capital social de la empresa. La maniobra busca incrementar la liquidez y facilitar el acceso al mercado de capitales para inversores minoristas.
La compañía comunicó formalmente esta decisión a la Comisión Nacional de Valores (CNV) y a Bolsas y Mercados Argentinos (ByMA), asegurando que esta medida no alterará el valor económico ni los derechos de voto de los accionistas.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, explicó el propósito de la iniciativa: “Queremos que cada vez más argentinos puedan ser parte del crecimiento de YPF. El split de la acción es un paso concreto para acercar el mercado de capitales y hacer más accesible la inversión en la compañía”.
Además, la petrolera anticipó el desarrollo de una nueva funcionalidad en su aplicación móvil, que permitirá a los usuarios comprar acciones de forma directa a través de la APP YPF, ampliando así la accesibilidad para millones de usuarios que ya forman parte de su ecosistema digital.
Esta estrategia se enmarca en el contexto de expansión sostenida en la producción de Vaca Muerta, la formación neuquina que representa un pilar clave para el superávit energético del país. YPF concentra allí gran parte de su capital en el desarrollo de pozos horizontales y etapas avanzadas de fractura.
Con esta medida, la empresa apunta a que el crecimiento industrial en Vaca Muerta esté respaldado por un abanico más amplio de pequeños inversores, reduciendo las barreras económicas para sumarse a la dinámica exportadora y a los proyectos midstream.
El split también impactará en los mercados internacionales, donde el acuerdo con The Bank of New York Mellon modificará la relación de acciones Clase D representadas por cada American Depositary Share (ADS) en Wall Street, pasando de una acción por ADS a diez acciones por certificado.
La gestión de YPF fundamenta esta decisión en tres objetivos principales: mejorar la liquidez bursátil, facilitar la accesibilidad masiva mediante la reducción del precio nominal y adoptar prácticas financieras alineadas con las grandes compañías energéticas globales.
El Gobierno aprobó formalmente la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto “Rincón de Aranda” de Pampa Energía, que prevé una inversión de US$4.500 millones en desarrollo de hidrocarburos en Vaca Muerta.
Este ingreso al RIGI quedó autorizado mediante la Resolución 1025/2026, publicada este martes en el Boletín Oficial, donde se calificó a la iniciativa como un “Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo” (PEELP) dentro del sector de petróleo y gas.
El ministro de Economía, Luis Caputo, había destacado días atrás, al momento de anunciar su aprobación, que “generará aproximadamente 800 empleos directos y 1.000 indirectos” y precisó que “prevé la exportación de US$17.000 millones a partir de la producción de 305 millones de barriles de petróleo durante sus 30 años de duración”.
Al valorar la inserción del proyecto al régimen, Caputo sostuvo que “las condiciones favorables que generó el RIGI permitieron que la empresa pudiera incrementar 50% la actividad de explotación y producción de hidrocarburos inicialmente planeada en el área”.
El denominado “Proyecto Rincón de Aranda” se localizará en el departamento de Añelo, provincia de Neuquén. El objetivo central es el desarrollo integral de recursos hidrocarburíferos no convencionales mediante la perforación de 259 nuevos pozos horizontales y la construcción de la infraestructura asociada necesaria.
La normativa detalló que el proyecto no solo contempla la explotación de los pozos, sino también el tratamiento, procesamiento, almacenamiento y transporte de petróleo, gas natural y agua, incluyendo la operación de plantas, oleoductos y gasoductos.
La empresa ha declarado una inversión total en activos computables de US$4.521 millones. Este plan se ejecutará en tres fases sucesivas:
Primera etapa (2024-2028): se prevé una inversión de US$1.159 millones para infraestructura de transporte (Planta Central de Procesamiento, ductos) y la perforación de los primeros 50 pozos.
Segunda etapa (2028-2031): con un desembolso de US$1.107 millones, se perforarán otros 70 pozos, alcanzando en esta fecha el compromiso de inversión mínima de US$2.000 millones exigido para su categoría.
Tercera etapa (2031-2041): se destinarán US$2.255 millones para los últimos 139 pozos que completarán el desarrollo total del campo.
La calificación del proyecto como “estratégico” se fundamenta en su potencial para posicionar a la Argentina como un proveedor global de petróleo crudo en mercados donde actualmente posee una participación inferior al 10%. De hecho, los informes técnicos indicaron que la participación nacional actual es menor al 1%.
Al estar bajo el marco del RIGI, el vehículo de proyecto único (VPU) accederá a incentivos tributarios, aduaneros y cambiarios, como la exención de aranceles para la importación de mercaderías necesarias para el proyecto y beneficios en la liquidación de divisas.
La decisión de San Antonio Internacional (SAI) de retomar sus operaciones en Santa Cruz fue valorada por la Cámara de Servicios Petroleros (CaSePe) como una muestra del proceso de recuperación que atraviesa la industria hidrocarburífera provincial, y de las oportunidades que comienzan a abrirse para las empresas de servicios y los proveedores locales.
Tras la reunión encabezada por el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el presidente de CaSePe, Tomás Hess, sostuvo que la decisión de la compañía de retomar sus operaciones, responde al escenario de inversiones que se viene consolidando en la provincia.
“El regreso de San Antonio Internacional, es el resultado de las oportunidades y las condiciones que está generando Santa Cruz para concretar inversiones e incrementar la actividad. Se trata de una empresa con amplia trayectoria en el sector, que vuelve a la provincia con la experiencia y el conocimiento adquiridos durante años de trabajo”, afirmó luego de la reunión.
Hess señaló que la incorporación de una empresa de estas características, tendrá un efecto directo sobre la actividad económica vinculada al petróleo, al precisar que “cuando una empresa de esta magnitud decide volver a operar, se fortalece el ecosistema de servicios petroleros, se generan nuevas oportunidades de empleo y se impulsa toda la cadena de valor”.
Mayor demanda para proveedores locales y mayor demanda laboral
Respecto del impacto sobre las empresas santacruceñas, explicó que la puesta en marcha de nuevos equipos, también representa una mayor demanda para los proveedores locales: “Cada equipo que vuelve a operar, moviliza una importante red de proveedores locales, como empresas de logística, alquiler de equipos, hotelería, seguridad, servicios ambientales y muchos otros rubros que forman parte de la operación diaria. Esto significa más trabajo para las empresas santacruceñas, mayor demanda de mano de obra local, y la posibilidad de consolidar capacidades para acompañar nuevos proyectos”.
Finalmente, el directivo destacó la capacidad de respuesta del entramado empresarial provincial y la importancia de sostener un trabajo articulado entre todos los actores del sector, al asegurar que “los proveedores de Santa Cruz han demostrado una gran capacidad de adaptación. Hoy están respondiendo al incremento de la actividad con compromiso, experiencia y conocimiento de las necesidades operativas de la industria. Estamos preparados para acompañar este proceso, trabajando junto a las operadoras, las empresas de servicios, los sindicatos y el Gobierno Provincial para garantizar un crecimiento sostenible”.
En el marco del Programa Provincial de Almacenamiento de Energía en Baterías, la Provincia de Buenos Aires, a través de Buenos Aires Energía S.A. (BAESA), adjudicó la incorporación de una nueva capacidad de almacenamiento de energía, una iniciativa que permitirá fortalecer el sistema eléctrico bonaerense, mejorando la calidad del servicio en zonas estratégicas.
Impulsado por la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, el programa prevé la instalación de Sistemas de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) con el objetivo de incrementar la confiabilidad del suministro eléctrico en nodos críticos de la provincia.
El proyecto cuenta con una inversión estimada en $31.200 millones y contempla una potencia total de 25 MW, además de una capacidad de almacenamiento de 125 MWh, que se distribuirán en cuatro nodos estratégicos ubicados en las localidades Mar del Tuyú, Carmen de Areco, Arrecifes y Capitán Sarmiento.
El inicio de las obras está previsto para el segundo semestre de 2026, mientras que la puesta en operación de los sistemas se proyecta para enero de 2027, planificada para resolver los picos de consumo de energía por las altas temperaturas.
La incorporación de esta tecnología permitirá optimizar el uso de la infraestructura eléctrica existente, reduciendo las restricciones en el sistema de transporte, brindar mayor flexibilidad operativa, facilitar la integración de energías renovables y disminuir la utilización de generación térmica de respaldo.
El programa se financia mediante el Adicional de Costo de Generación Distribuida (ACGD), canalizado a través del FITBA, consolidando un esquema que articula la planificación pública, el financiamiento específico y la implementación operativa a través de Buenos Aires Energía S.A. (BAESA).
Con esta obra, la Provincia continúa avanzando en la modernización de su sistema energético, incorporando soluciones tecnológicas que fortalecen la red eléctrica, mejoran la respuesta ante la demanda y acompañan la transición hacia una matriz energética más eficiente y sustentable.
La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación abrió una instancia de consulta pública para que los ciudadanos y organizaciones accedan a información sobre los impactos ambientales y sociales del proyecto AMBA I, y conozcan las medidas de mitigación previstas.
El proyecto forma parte del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, que contempla 16 obras prioritarias orientadas a mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver los cuellos de botella estructurales que hoy limitan el transporte de energía desde los puntos de generación hacia los centros de consumo. AMBA I se encuentra, además, en proceso de obtención de la garantía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).
Qué comprende el proyecto AMBA I
* Construcción de una nueva estación transformadora (E.T. Plomer). * Ampliación de la E.T. 25 de Mayo. * Adecuación de las estaciones transformadoras E.M. Atucha, E.T. Ezeiza, E.T. General Rodríguez, E.T. Mercedes, E.T. Luján, E.T. Zapalorto y E.T. Pantanosa. * Construcción de las líneas asociadas.
Formatos de participación
Evento presencial
Autoridades de la Secretaría de Energía expondrán los impactos ambientales y sociales del proyecto AMBA I y sus medidas de mitigación. * Sede: Paseo Cultural “El Galpón”. * Dirección: Avellaneda 2441 (esquina Gral. Roca), Marcos Paz, Provincia de Buenos Aires. * Fecha y hora: 22 de julio de 2026, 11 hs.
Consultas virtuales
Quienes no puedan asistir de manera presencial pueden realizar consultas o comentarios sobre el proyecto a través de esta web o escribiendo a ampliaciontransporte@mecon.gov.ar. Todas las consultas serán respondidas de manera online.
DLS Archer anunció la incorporación de un equipo de perforación de última generación que comenzará a operar en Vaca Muerta durante el primer trimestre de 2027, en el marco del plan para fortalecer los desarrollos en la formación neuquina.
El nuevo rig, denominado Súper High Spec DLS-177, está equipado con tecnología Managed Pressure Drilling (MPD), un sistema que permite un control más preciso de la presión durante la perforación. Esta innovación apunta a mejorar la seguridad en las operaciones y a optimizar la eficiencia en pozos no convencionales.
Esta incorporación forma parte del acuerdo de largo plazo entre DLS Archer e YPF, cuyo objetivo es ampliar la capacidad operativa y adaptar las soluciones tecnológicas a las crecientes demandas del shale argentino.
Gerardo Molinaro, vicepresidente de Land Drilling de DLS Archer, señaló que “la llegada del nuevo equipo fortalece el vínculo estratégico con YPF y acompaña el crecimiento sostenido que viene mostrando el shale argentino”. Además, destacó que este rig permitirá “elevar los niveles de productividad y mantener altos estándares de seguridad en cada operación”.
El nuevo equipo se suma a la estrategia de expansión que la empresa inició meses atrás, cuando supervisó en Houston, Estados Unidos, el acondicionamiento de dos rigs eléctricos APEX 1500 de 1.500 HP. Estos equipos están diseñados especialmente para perforaciones no convencionales y cuentan con sistemas automatizados para el manejo de tuberías, top drive de 500 toneladas y equipos de circulación de alta presión, características que agilizan los tiempos y reducen riesgos en Vaca Muerta.
La inversión, que forma parte de un contrato quinquenal entre DLS Archer e YPF valorado en aproximadamente 600 millones de dólares, contempla la operación de siete equipos de perforación con servicios integrados, incluyendo la tecnología MPD, considerada clave para optimizar el desempeño en formaciones de baja permeabilidad.
Pampa Energía anunció una inversión de US$2.700 millones para desarrollar en Bahía Blanca la planta de producción de urea granulada más grande de Sudamérica y una de las más importantes a nivel global. Este proyecto se emplazará en un predio de 80 hectáreas dentro del Polo Industrial, con conexión directa a los gasoductos que transportan gas natural extraído de Vaca Muerta.
La iniciativa, que ya fue presentada para sumarse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), busca aprovechar el crecimiento de Vaca Muerta para agregar valor al gas argentino. La construcción demandará aproximadamente tres años y medio, con la planta comenzando a operar hacia finales de 2029.
El complejo tendrá una capacidad anual para producir 2,1 millones de toneladas de urea granulada, lo que equivale a unas 6.000 toneladas diarias distribuidas en dos líneas de producción. Además, contará con una planta de amoníaco, sistemas de almacenamiento y una infraestructura diseñada para abastecer tanto al mercado interno como a las exportaciones, mediante transporte por camiones y buques.
Esta inversión estratégica apunta a fortalecer el suministro de fertilizantes para el sector agrícola argentino, reduciendo la dependencia de importaciones. También se espera generar ingresos por ventas al exterior, especialmente hacia Brasil, que actualmente importa entre siete y ocho millones de toneladas anuales de urea.
Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, subrayó que se trata del proyecto de inversión más significativo en la historia de la empresa, ya que conecta el desarrollo gasífero de Vaca Muerta con la producción agropecuaria, “garantizando un suministro más estable y competitivo de fertilizantes”.
La ingeniería y construcción estarán a cargo de SACDE y Tecnimont, la unidad de la firma italiana MAIRE. La tecnología para la producción de amoníaco y urea será suministrada por Nextchem, a través de su subsidiaria Stamicarbon, y por la empresa KBR.
El proyecto incluye además obras complementarias para mejorar la infraestructura de Bahía Blanca. Entre ellas se destaca la construcción de una planta desalinizadora, que abastecerá de agua al complejo industrial sin afectar el consumo urbano, y la ampliación del sistema portuario local para incrementar la capacidad operativa y facilitar la salida de la producción hacia los mercados internacionales.
YPF alcanzó un nuevo hito en la explotación de Vaca Muerta al completar 203 horas continuas de fractura hidráulica en el bloque Bandurria, entre el 2 y el 11 de julio. Esta operación, que equivale a más de 8 días y 11 horas de trabajo sin interrupciones, se realizó bajo un sistema totalmente remoto y autónomo, sin registrar incidentes.
Durante este período, la empresa llevó a cabo 86 etapas de fractura que fueron monitoreadas desde su Real Time Intelligence Center (RTIC). Esta metodología forma parte de la estrategia de YPF para aumentar la productividad en desarrollos no convencionales mediante la automatización y el uso de tecnología avanzada.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó que este logro representa «un nuevo hito para Vaca Muerta» y remarcó que la operación los acerca a los estándares de productividad de la cuenca estadounidense del Permian. «Este logro refleja una operación de fractura 100% remota y autónoma, con cero incidentes. Es un hito para Vaca Muerta que nos acerca aún más a los estándares del Permian y demuestra que, cuando apostamos por la innovación, la tecnología y la excelencia operativa, podemos competir con los mejores del mundo», afirmó.
Marín también resaltó el esfuerzo colectivo y la incorporación de nuevas tecnologías como factores clave para alcanzar este resultado, señalando que «el resultado es fruto del trabajo conjunto, la incorporación de nuevas tecnologías y la mejora continua de los procesos».
Este récord refuerza la apuesta de YPF por optimizar sus operaciones a través de la automatización y el monitoreo remoto, herramientas que permiten reducir tiempos, mejorar la eficiencia y aumentar la competitividad del shale argentino.
Con esta marca, YPF continúa avanzando en su meta de posicionar a Vaca Muerta entre los desarrollos no convencionales más eficientes a nivel mundial, en un contexto donde la productividad es clave para sostener el crecimiento tanto de la producción como de las exportaciones de petróleo y gas.
El área offshore CAN 200, incorporada por el gobierno nacional al proceso de licitación para la exploración de hidrocarburos en el Mar Argentino, está ubicada a 249 kilómetros de Mar del Plata en su punto más cercano, una distancia que la convierte en una de las áreas de exploración más próximas a la ciudad dentro de la Cuenca Argentina Norte. El bloque, de unos 5.000 kilómetros cuadrados de superficie, es además lindero con el CAN 102, donde YPF y Equinor ya llevaron adelante trabajos exploratorios sin resultados positivos.
Aunque la actividad se desarrollará mar adentro, la cercanía con la costa bonaerense vuelve a poner a Mar del Plata como uno de los principales puntos de referencia para el desarrollo offshore en el país, con los antecedentes de conflicto que ya vivieron en años recientes. El límite más cercano del bloque se encuentra a unos 249 kilómetros del centro de la ciudad, mientras que el extremo más alejado alcanza aproximadamente los 354 kilómetros.
La distancia resulta apenas mayor que la que tiene el CAN 107, otro de los bloques de la Cuenca Argentina Norte que llegó a ser concesionado y cuyo punto más cercano se ubicaba a 196 kilómetros de Mar del Plata. Ese bloque, finalmente, fue devuelto al Estado luego de que las empresas decidieran no continuar con la exploración ante la acumulación de resultados negativos tras las exploraciones sísmicas realizadas.
En cuanto a sus dimensiones, el CAN 200 abarca alrededor de 5.000 kilómetros cuadrados, una superficie que equivale a más de tres veces la extensión del partido de General Pueyrredon, que posee aproximadamente 1.460 kilómetros cuadrados.
Frente a la costa bonaerense
El bloque se encuentra en el sector norte de la Cuenca Argentina Norte, sobre el límite lateral marítimo entre Argentina y Uruguay. Su ubicación lo sitúa frente a distintos municipios de la costa bonaerense.
Tomando una referencia en línea recta, el extremo norte del área queda aproximadamente frente a Punta Médanos, en el Partido de La Costa, mientras que el límite sur se ubica a la altura de La Caleta, en el partido de Mar Chiquita. En consecuencia, la zona de exploración se proyecta mar adentro frente a las costas de Partido de La Costa, Pinamar, Villa Gesell y Mar Chiquita, además de mantenerse relativamente próxima a General Pueyrredon.
Otro dato relevante es que el CAN 200 limita con el bloque CAN 102, concesionado al consorcio integrado por YPF y Equinor, donde se desarrolló una de las primeras perforaciones exploratoria de aguas profundas de la Cuenca Argentina Norte.
Durante 2024, las petroleras llevaron adelante la etapa de explotación sísmica a través del buque panameño Pxgeo2. Si bien los trabajos permitieron obtener una importante cantidad de información geológica sobre la cuenca, las empresas concluyeron que el prospecto no contenía hidrocarburos en volúmenes comercialmente explotables, por lo que no se confirmó un descubrimiento.
La proximidad entre ambas áreas hace que buena parte de la información geológica obtenida en el CAN 102 resulte de interés para evaluar el potencial del nuevo bloque, que ahora buscará atraer inversiones privadas a través de la licitación lanzada por el Gobierno nacional.
De concretarse una futura adjudicación, el CAN 200 pasará a integrar el conjunto de áreas offshore que concentran las expectativas de encontrar nuevos recursos hidrocarburíferos en la plataforma continental argentina, con Mar del Plata como la principal ciudad de referencia logística sobre la costa atlántica.
En la provincia de Buenos Aires continúa la ampliación del plan de infraestructura renovable diagramado por la gobernación de Axel Kicillof con la construcción de ocho nuevos parques solares distribuidos en distintos municipios.
Las iniciativas forman parte de un pan de generación distribuida solar que impulsa el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos junto con el Foro Regional Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires (FREBA), a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida (PROINGED).
¿Dónde están los cinco parques solares ya en construcción?
De los ocho proyectos previstos, cinco ya se encuentran en ejecución en Alberti; 16 de Julio (Azul); Pehuen –Co (Coronel Rosales); Pipinas (Punta Indio); y San Cayetano.
En los parques de San Cayetano y Pehuen-Có se incorporan sistemas de almacenamiento mediante baterías, lo que permite atender demandas específicas de la red eléctrica, mejorar la calidad del servicio y dar respuesta a consumos estacionales.
En total, los cinco parques actualmente en ejecución sumarán una potencia fotovoltaica de 3,5 MW (mega watt) de potencia solar y 2.900 kWh (Kilo Watt hora) de almacenamiento, lo que permitirá aumentar la disponibilidad de energía en localidades con restricciones de abastecimiento a la vez que acompañar el crecimiento de las comunidades a partir de energías renovables.
Los tres parques solares en proceso de licitación
A estas intervenciones se suman tres nuevos emprendimientos en Castilla (Chacabuco), Marisol (Coronel Dorrego) y Gorchs (General Belgrano) que actualmente están en proceso de licitación.
En ese sentido, el parque solar Castilla contará con una potencia de 400 kWp y será operado por la cooperativa eléctrica de Chacabuco. Su incorporación permitirá reforzar el abastecimiento en una zona ubicada en punta de línea, donde las características de la red generan limitaciones en la calidad del servicio. En tanto, el parque solar Marisol dispondrá de una potencia de 200 kWp y estará asociado a un sistema de almacenamiento de 1.500 kWh; y el de Gorchs tendrá una potencia de 400 kWp y un sistema de acumulación de 1.600 kWh, permitiendo aliviar restricciones en una red caracterizada por extensas líneas de distribución y una importante demanda de usuarios rurales e industriales.
Plan de generación de energía solar
El plan de generación distribuida solar tiene como objetivo brindar soluciones energéticas sustentables en localidades con limitaciones de infraestructura eléctrica, especialmente aquellas ubicadas en puntas de línea. Esto significa que se encuentran en el extremo final de la red de transmisión o distribución eléctrica. Al estar al final del tendido, cualquier falla que se produzca en el trayecto previo interrumpe directamente el suministro.
Con la entrada en operación de estas nuevas instalaciones durante 2027, la provincia de Buenos Aires alcanzará un total de 34 parques solares en funcionamiento y una potencia fotovoltaica instalada de 12 MWp, consolidando uno de los programas de generación distribuida renovable más importantes del país.
En su conjunto, estos desarrollos generarán alrededor de 21.000 MWh anuales, energía equivalente al consumo de aproximadamente 7.000 hogares bonaerenses. Además, permitirán evitar la emisión de más de 11.000 toneladas de dióxido de carbono por año.
Durante el segundo trimestre de 2026, Vista consolidó su crecimiento en Vaca Muerta al alcanzar una producción promedio de 156.000 barriles equivalentes de petróleo por día, lo que significa un aumento del 32% en comparación con el mismo período del año anterior.
La producción de petróleo crudo se situó en 135.000 barriles diarios, reflejando una mejora interanual del 33%. Este avance reafirma la posición de Vista como la mayor productora independiente de hidrocarburos en Argentina y principal exportadora de petróleo.
En materia de exportaciones, la empresa envió al exterior 8,6 millones de barriles durante el trimestre, lo que representa un incremento del 54% respecto a 2025. Estas ventas internacionales constituyen el 72% del total comercializado, un dato que destaca la expansión global de Vista tras la adquisición de activos de Petronas en abril del año pasado.
La petrolera invirtió US$ 467 millones en perforación y completación de pozos, sumando 27 nuevos pozos conectados a producción. Esta inversión permitió ampliar la capacidad operativa y mejorar la eficiencia, reduciendo el costo de extracción a 4,5 dólares por barril equivalente, un 4% menos que en el mismo trimestre de 2025.
Los resultados financieros reflejaron este desempeño con ingresos por US$ 1.150 millones, un aumento del 89% interanual, impulsado por el mayor volumen producido y un contexto favorable en los precios internacionales del petróleo. La utilidad neta alcanzó los US$ 322 millones, mejorando un 37% frente al segundo trimestre de 2025 y un 199% en comparación con el trimestre previo.
Parte del crecimiento se atribuye al desarrollo de los bloques propios de Vista en la Cuenca Neuquina, lo que ha fortalecido su presencia en el sector y su capacidad para competir en mercados internacionales.
En el marco de una agenda de trabajo desarrollada en la provincia del Neuquén, autoridades del Ministerio de Energía de Tierra del Fuego realizaron una serie de recorridas técnicas por instalaciones vinculadas a la actividad hidrocarburífera, con el objetivo de conocer los procesos productivos y las tecnologías aplicadas a la explotación convencional y no convencional en esa zona.
Como parte de la agenda, la ministra de Energía, Gabriela Castillo, junto a la secretaria de Hidrocarburos, Julieta Balderramas, y la directora general de Fiscalización de las Operaciones Hidrocarburíferas, Ana Laura López, participaron de una visita a la empresa SAN S.R.L., junto a autoridades de Terra Ignis Energía S.A. Allí recorrieron la planta, especializada en el tratamiento y disposición final de residuos petroleros, y conocieron los procesos implementados para su gestión.
Posteriormente, las autoridades del Ministerio de Energía visitaron el centro de acopio y acondicionamiento de arenas de San Benito Energía, en cercanías de Añelo, y recorrieron la planta Aguada Pichana y el yacimiento no convencional operado por Total Austral. Durante la visita participaron de una reunión técnica sobre la operación de la planta de tratamiento y conocieron las distintas etapas del proceso productivo, desde la preparación de arenas para fractura hidráulica, la perforación horizontal y las tareas de flowback, hasta la limpieza de los pozos para su posterior puesta en producción.
Al respecto, la ministra de Energía, Gabriela Castillo, señaló que “recorrimos las distintas etapas de la explotación hidrocarburífera en Vaca Muerta para conocer de primera mano cómo funciona la actividad no convencional, una modalidad que hoy no tenemos en Tierra del Fuego, pero que representa un horizonte de desarrollo a futuro”.
“Conocer cada uno de los procesos, desde la preparación de arenas para fractura hidráulica hasta la perforación, la limpieza de los pozos y el funcionamiento de las plantas de tratamiento, nos permite incorporar herramientas y experiencias valiosas para seguir planificando el desarrollo energético de nuestra provincia”, concluyó la funcionaria.
El gobierno de Río Negro publicó este jueves un decreto que autoriza la reversión total del área hidrocarburífera Cerro Manrique de YPF a la Provincia, después de que finalizara el período exploratorio y la petrolera de bandera cumpliera con sus obligaciones.
Se trata del Decreto 662/26, que fue difundido hoy en el Boletín Oficial 6508 y formaliza la devolución del 100% del área al Estado provincial, solicitada por YPF, luego del vencimiento del segundo período exploratorio, ocurrido el 21 de septiembre de 2024.
La reversión no se origina en un incumplimiento. De acuerdo con el expediente, YPF cumplió y superó el compromiso de inversión previsto para la segunda etapa exploratoria.
La empresa debía acreditar 820 Unidades de Trabajo mediante la perforación de un pozo exploratorio. Finalmente, certificó 1.021,69 unidades, 201,69 más que las exigidas.
La evaluación técnica comprendió los resultados obtenidos mediante dos pozos exploratorios. Tras analizar la documentación, la Secretaría de Hidrocarburos aceptó la reversión total del área.
Además, la empresa presentó el informe técnico final y acreditó los libres deuda correspondientes a regalías, canon de superficie, aporte complementario y compromisos de capacitación. También obtuvo la aprobación de la Auditoría Ambiental exigida para completar el procedimiento.
YPF había resultado adjudicataria del permiso de exploración mediante el Decreto 644/18, luego de una licitación pública nacional e internacional. El contrato contemplaba inicialmente inversiones superiores a los USD 22,2 millones.
Durante el segundo período exploratorio, la empresa avanzó con el pozo BdC.x-1, destinado a evaluar reservorios convencionales y tight. Esa perforación representó una inversión estimada superior a los USD 6 millones y permitió sumar información sobre el potencial del bloque.
Con el Decreto 662/26, Cerro Manrique queda nuevamente bajo administración provincial. La decisión ordena el cierre formal de la etapa exploratoria y preserva la capacidad de Río Negro para definir los próximos pasos sobre el área.
La medida refleja una gestión energética basada en reglas claras, controles técnicos y ambientales, y seguimiento de los compromisos asumidos por las empresas. Río Negro mantiene una administración activa de sus recursos, con planificación y una mirada puesta en el desarrollo productivo de la Provincia.
El Gobierno nacional analiza reactivar el Tren Norpatagónico, una obra ferroviaria de cargas que permanece suspendida y que busca fortalecer la logística de Vaca Muerta mediante la modernización de la infraestructura entre Bahía Blanca y Añelo.
La iniciativa apunta a mejorar la capacidad y confiabilidad del corredor ferroviario que conecta la provincia de Buenos Aires con el principal polo de producción de hidrocarburos no convencionales del país.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, el proyecto es evaluado por el impacto que podría tener sobre la expansión de Vaca Muerta, cuya producción de petróleo y gas continúa creciendo y demanda una red logística más eficiente.
La propuesta contempla la intervención de 665 kilómetros de vías férreas para conectar de manera directa la estación de Bahía Blanca con la localidad neuquina de Añelo, considerada el epicentro operativo del desarrollo energético.
De acuerdo con la documentación técnica, la ejecución total de la obra demandaría un plazo estimado de 48 meses.
El objetivo es incrementar de manera sustancial la capacidad de transporte ferroviario de cargas, reducir los tiempos de traslado y mejorar la eficiencia del corredor logístico.
Cómo es el proyecto ferroviario que permanece suspendido
El proyecto del Tren Norpatagónico, que actualmente figura con estado “suspendido”, contempla una profunda modernización del corredor ferroviario de cargas entre Bahía Blanca y Añelo para responder a las necesidades logísticas del desarrollo de Vaca Muerta.
Las obras previstas incluyen:
Mejoramiento de 374 kilómetros de vías existentes sobre el trazado troncal que atraviesa Bahía Blanca, Río Negro y Neuquén.
Renovación integral de 208 kilómetros en los sectores más deteriorados del histórico ramal ferroviario.
Construcción de 83 kilómetros de vías nuevas, mediante un desvío ferroviario entre Contraalmirante Cordero y Añelo, que permitirá evitar el paso por zonas urbanas y conectar de forma directa con el corazón operativo de Vaca Muerta.
El desarrollo ferroviario aparece como una herramienta estratégica para abastecer la creciente demanda de arena, caños, maquinaria y otros insumos utilizados en las operaciones de extracción de petróleo y gas.
Además, permitiría facilitar el traslado de la producción hacia los principales polos industriales y puertos de exportación, reduciendo la presión sobre el transporte por camión.
Para el sector energético, la recuperación del Tren Norpatagónico representa una infraestructura clave para mejorar la competitividad logística, disminuir costos y acompañar el crecimiento de Vaca Muerta durante los próximos años.
El Gobierno nacional abrió una investigación por presunto dumping en la importación de torres eólicas industriales de acero provenientes de China, luego de una denuncia presentada por la empresa Gri Calviño Towers Argentina S.A. La decisión fue oficializada este jueves mediante la Resolución 218/2026 publicada en el Boletín Oficial.
La pesquisa se centrará en las torres eólicas de una altura mínima de 50 metros y buscará determinar si las importaciones chinas ingresaron al país bajo condiciones de competencia desleal que perjudiquen a los fabricantes locales y comprometan el empleo y la producción nacional.
La Comisión Nacional de Comercio Exterior concluyó que existen elementos suficientes para avanzar con la investigación y estimó un margen promedio ponderado de dumping del 46,39% para las operaciones de origen chino.
Según el informe técnico del organismo, los precios de las torres importadas resultaron significativamente inferiores a los de la industria local. Durante 2025, la subvaloración detectada osciló entre el 31% y el 38% respecto de los valores comercializados por la empresa denunciante.
En ese contexto, la CNCE advirtió que “esta presión de precios provocará un deterioro de los precios reales de venta, especialmente ante los proyectos ya adjudicados, provocando un deterioro real en la rentabilidad de la industria nacional”.
Aunque el organismo descartó la existencia de un daño consolidado durante el período analizado, debido a que la producción local logró recuperar participación en el mercado durante 2025, sí alertó sobre una posible “amenaza de daño” para el sector.
Al justificar la apertura del expediente, el Gobierno sostuvo que “la presencia en el mercado local de las importaciones chinas en condiciones de subvaloración de precios podría estar afectando y podría continuar afectando los volúmenes de producción de la rama de producción nacional y, por ende, el grado de utilización de la capacidad instalada y los niveles de empleo que han mostrado una relevante disminución”. Además, remarcó que la adjudicación de proyectos a exportadores chinos durante el primer semestre de 2026 derivó en la paralización de la planta de la firma denunciante.
La investigación se desarrolla en el marco de la emergencia del Sector Energético Nacional y contempla el carácter estratégico de las torres eólicas para la infraestructura eléctrica del país. La recopilación de información abarcará el período comprendido entre marzo de 2025 y febrero de 2026, mientras que las partes interesadas tendrán un plazo de 30 días para presentar la documentación requerida ante la Comisión Nacional de Comercio Exterior.
YPF Luz, la mayor generadora eléctrica independiente de Argentina, dio un avance significativo al iniciar formalmente el proceso para realizar una oferta pública inicial (IPO) de acciones en la Bolsa de Nueva York (NYSE) y en Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA). La compañía presentó ante la Securities and Exchange Commission (SEC) el formulario F-1, el prospecto preliminar que marca el primer paso para esta operación financiera.
Esta oferta no implicará la emisión de nuevas acciones ni la obtención de fondos para YPF Luz, ya que la totalidad de la colocación será realizada por BNR Power Investments B.V., que posee el 24,99% del capital de la empresa. Este accionista, controlado actualmente por GE Vernova y Silk Road Fund, venderá su participación, mientras que el 75,01% restante continúa bajo control de YPF, cuyo 51% de capital pertenece al Estado argentino.
El prospecto señala que cada American Depositary Share (ADS) representará diez acciones Clase B de YPF Luz y que la cotización se realizará bajo el símbolo YLUZ tanto en la NYSE como en BYMA. La coordinación global de la transacción estará a cargo de bancos de inversión como Goldman Sachs, BofA Securities y Citigroup, con BNP Paribas, Itaú BBA, J.P. Morgan y Santander actuando como colocadores conjuntos.
YPF Luz se presenta en el documento como la mayor generadora independiente del país, con 17 activos y una potencia instalada total de 3.764 MW, equivalente al 8,2% de la capacidad nacional. Durante los últimos doce meses finalizados en marzo de 2026, la compañía suministró 15 TWh de electricidad, cerca del 10% del total entregado al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
El proceso de YPF Luz se suma al iniciado días atrás por Genneia, lo que podría significar el regreso de las ofertas públicas iniciales de empresas argentinas a Wall Street tras más de ocho años, siendo las primeras en la gestión del presidente Javier Milei. El antecedente más reciente en la NYSE fue Central Puerto, que debutó en febrero de 2018.
El prospecto también anticipa un cambio en la estructura accionaria: “Al completarse la oferta global, YPF pasará a ser nuestro único accionista controlante, y sus intereses pueden diferir de los de nuestros otros accionistas”, advirtió la empresa, señalando un riesgo potencial relacionado con el control luego de la venta de la participación de BNR Power Investments.
Este movimiento refleja el interés creciente del sector energético argentino por acceder a mercados internacionales de capitales, en un contexto donde otras compañías también evalúan o han iniciado procesos similares para financiar su crecimiento y expansión.
Impulsado por el Gobierno de San Juan a través de EPSE como organismo ejecutor e inspector técnico, el Parque Solar Fotovoltaico Ullum Alfa atraviesa una de las etapas más dinámicas y estratégicas de toda la obra, con actividad simultánea en tareas civiles, viales y electromecánicas que ya transforman el paisaje energético de la provincia. Actualmente la obra tiene un avance de casi el 50%.
Actualmente, el proyecto registra 125 trabajadores distribuidos en distintos frentes activos dentro del predio ubicado en Ullum, consolidando una de las obras energéticas más importantes hoy en ejecución en San Juan.
Pero, además, Ullum Alfa representa un hecho histórico para EPSE: será el parque solar de mayor potencia desarrollado íntegramente como patrimonio propio de la empresa provincial.
Hasta ahora, los parques de propiedad exclusiva de EPSE eran la Planta Solar San Juan I —la primera planta fotovoltaica de Latinoamérica, con 1,7 MWp de potencia instalada— y el Parque Solar Anchipurac, de 3 MWp.
Con sus 50 MWp de capacidad instalada, Ullum Alfa marcará un salto de escala histórico para la infraestructura energética desarrollada íntegramente por EPSE.
“Hoy ya no se trata solamente de un proyecto en planos, sino de una obra con muchísima actividad en campo, con distintos equipos trabajando al mismo tiempo y con avances visibles todos los días”, señalaron desde la inspección técnica de EPSE.
El corazón tecnológico: cinco hincadoras trabajando al mismo tiempo
El mayor despliegue operativo se concentra actualmente en el frente electromecánico, donde avanzan las tareas de armado de estructuras, excavaciones para tendido eléctrico e hincado de alta precisión y velocidad, una de las etapas más técnicas y estratégicas de toda la obra.
En campo operan simultáneamente cinco hincadoras especializadas capaces de ejecutar alrededor de 80 hincas diarias cada una, permitiendo alcanzar un ritmo cercano a las 400 estructuras por día.
Estas estructuras metálicas constituyen la base que sostendrá los futuros seguidores solares (trackers), un sistema inteligente que permitirá que los paneles acompañen la trayectoria del sol para maximizar la generación energética del parque.
El sistema de hincado combina velocidad de ejecución, precisión milimétrica y capacidad de montaje simultáneo en distintos sectores del predio, acelerando significativamente los tiempos de avance del proyecto.
En total, el parque contempla la instalación de 12.744 hincas metálicas que servirán de soporte para 1.062 trackers y 79.650 paneles solares bifaciales de alta eficiencia.
Energía para acompañar el crecimiento de San Juan
El Parque Solar Ullum Alfa tendrá capacidad para abastecer el consumo eléctrico promedio de aproximadamente 50.000 hogares y forma parte del desarrollo integral del denominado Parque Solar Ullum, un polo energético donde la provincia proyecta alcanzar entre 330 y 360 MWp de potencia instalada futura.
Además de incorporar tecnología de seguimiento solar, sistema SCADA, monitoreo integral y operación remota desde instalaciones de EPSE.
En paralelo al avance de Ullum Alfa, también continúa la ejecución de la infraestructura eléctrica necesaria para incorporar la nueva generación al sistema energético provincial.
La obra de las ampliaciones de la Estaciones Transformadora Solar Ullum y Estación Transformadora Albardón-Chimbas ya supera el 50% de avance, mientras que la línea de doble terna de 132 kV, de 18 km, que vinculará a ambas Estaciones avanza por encima del 70 %. Se prevé inaugurar a corto plazo.
Esta obra permitirá evacuar gran parte de la energía generada por el parque e incorporarla al sistema eléctrico provincial y nacional, fortaleciendo la capacidad de transporte energético necesaria para acompañar el crecimiento productivo e industrial de San Juan.
“Este tipo de obras no solamente fortalecen la generación eléctrica, sino que también muestran la capacidad técnica, profesional y operativa que tiene hoy San Juan para desarrollar infraestructura de gran escala”, destacaron desde EPSE.
La construcción de Ullum Alfa no solo representa una obra energética estratégica, sino también una infraestructura pensada para acompañar el crecimiento de la provincia y garantizar mayor capacidad de generación para el desarrollo productivo y para miles de familias sanjuaninas.
Con proyectos como Ullum Alfa, el Gobierno de San Juan continúa consolidando una política energética de largo plazo basada en planificación, infraestructura, empleo y desarrollo provincial.
Mundo Marino eligió a YPF Luz como socio energético para abastecer la demanda eléctrica de su parque temático, ubicado en San Clemente del Tuyú.
A través de este acuerdo, cubre el 80% de su consumo y consolida su compromiso por hacer más sustentable y eficiente sus operaciones. La energía proviene del Parque Solar El Quemado, que se inauguró recientemente, cuenta con 305 MW de capacidad instalada y representa el 11% de la potencia solar del país.
El contrato tiene una duración total de 5 años y permite abastecer un total de 2.400 MWh de energía renovable por año, equivalente al consumo de aproximadamente 700 hogares argentinos por año.
“La protección de la biodiversidad y el cuidado de los ecosistemas son parte esencial de nuestra razón de ser. Por eso, incorporar energías renovables es una decisión natural, coherente con el compromiso que asumimos día a día. Este acuerdo nos permite elevar nuestros estándares ambientales y seguir aportando a la construcción de un futuro más sostenible. Además, estamos especialmente entusiasmados de poder hacerlo junto a otra organización argentina porque es un símbolo que refuerza el compromiso del país en esta dirección”, explicó Andrea Cabrera, presidenta de la Fundación Mundo Marino.
“Estamos felices de acompañar a Mundo Marino en este nuevo paso. Este acuerdo refleja cómo cada vez más empresas en Argentina eligen incorporar energía renovable en sus operaciones. Desde YPF Luz, continuamos impulsando soluciones energéticas a medida que permiten a nuestros clientes contar con un suministro confiable y eficiente para potenciar su crecimiento”, destacó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
La iniciativa refuerza la estrategia de Mundo Marino por seguir fortaleciendo su gestión ambiental. Por su parte, YPF Luz continúa posicionándose como un socio estratégico para grandes y medianos usuarios que buscan soluciones energéticas confiables, previsibles y sustentables. La compañía abastece actualmente a más de 100 industrias a través de diferentes contratos de abastecimiento, acompañando el crecimiento de una matriz energética Argentina.
La presidenta encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez, informó que la producción petrolera de ese país alcanzó 1.203.000 barriles por día.
Así lo afirmó la funcionaria en un contexto de esfuerzos oficiales por mantener el crecimiento económico tras los sismos que afectaron siete estados y generaron daños estimados por la ONU en 37.000 millones de dólares.
“Las fuentes de ingresos de nuestro país se mantienen en su curso de crecimiento. La producción petrolera ya está en 1.203.000 barriles día. Mantenemos el plan de crecimiento de la producción petrolera para este año“, declaró Rodríguez en la televisora estatal.
La cifra implica un incremento respecto a los 1.179.000 barriles diarios reportados por fuentes directas a la OPEP en mayo pasado, lo que sugiere una tendencia al alza en el bombeo de crudo venezolano.
Además, la funcionaria afirmó que el Gobierno “va por la senda de recuperar la economía venezolana”, pese a las consecuencias del doble terremoto.
Según datos del Banco Central de Venezuela, los ingresos por exportaciones petroleras crecieron 21 % en el primer trimestre de 2026, al pasar de 4.518 millones de dólares en 2025 a 5.491 millones en igual período de este año, lo que representa un incremento de 973 millones de dólares entre ambos períodos.
El Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires continúa con el desarrollo del Trambús T1, un nuevo sistema de transporte público completamente eléctrico que conectará el Aeroparque Jorge Newbery con la estación Sáenz, en Nueva Pompeya, a través de un trayecto cercano a los 20 kilómetros.
El servicio unirá el norte y el sur de la Capital con vehículos que circularán sobre neumáticos, sin utilizar vías ferroviarias. Para agilizar el recorrido, las unidades transitarán por carriles exclusivos y preferenciales, además de contar con prioridad en los semáforos.
El Trambús T1 tendrá una frecuencia aproximada de cuatro minutosen horario pico, transportará a unos 50.000 pasajeros por día y permitirá completar el recorrido de extremo a extremo en menos de una hora.
Las unidades estarán equipadas con distintas prestaciones orientadas a mejorar el viaje de los usuarios, entre ellas:
Conexión WiFi gratuita.
Puertos USB para cargar dispositivos móviles.
Piso bajo y rampas de acceso para personas con movilidad reducida.
Aire acondicionado.
Información del servicio en tiempo real.
Sistema de pago multipropósito.
Cámaras de seguridad, GPS y tecnología de detección de puntos ciegos.
El trazado contará con más de 70 paradas, ubicadas aproximadamente cada 500 metros. El recorrido atravesará los barrios de Nueva Pompeya, Parque Patricios, Boedo, Parque Chacabuco, Almagro, Caballito, Villa Crespo y Palermo, hasta llegar a Aeroparque.
Además, el nuevo corredor permitirá una mejor integración con otros medios de transporte. Tendrá conexión con las líneas A, B, D, E y H del subte, las estaciones ferroviarias de Sáenz, Caballito, Villa Crespo, Palermo y Tres de Febrero, así como también con los corredores del Metrobús Juan B. Justo, Cabildo y Del Sur.
La implementación del Trambús también traerá modificaciones en el tránsito, especialmente en el barrio de Caballito, donde cinco calles cambiarán su sentido de circulación para adecuarse al nuevo esquema.
Los cambios previstos son:
Acoyte pasará a tener sentido único y contará con carril exclusivo.
Honorio Pueyrredón será mano única entre Neuquén y Gaona.
Felipe Vallese conservará el doble sentido entre Acoyte y Ambrosetti.
Ambrosetti tendrá sentido único hacia el sur entre Jauretche y Rivadavia.
Balcarce será mano única hacia el norte entre Yerbal y Rivadavia.
Con este proyecto, la Ciudad apuesta por incorporar un medio de transporte sustentable, aumentar la capacidad del sistema de movilidad, reducir los tiempos de traslado y fortalecer la conexión entre el norte y el sur porteño.
El presidente de la Nación, Javier Milei, firmó un decreto para que la Secretaría de Energía comience un nuevo proyecto de exploración petrolera offshore en aguas argentinas. La iniciativa contempla la adjudicación de un área marítima de 5 mil kilómetros cuadrados ubicada un poco más al norte de la zona explorada frente a Mar del Plata.
Bajo la conducción de María del Carmen Tettamanti, la Secretaría de Energía convocará a un concurso público internacional para otorgar un permiso de exploración en el área denominada CAN_200, dentro del ámbito costa afuera nacional. Esta decisión responde a la manifestación de interés presentada por la empresa Challenger Energy Group PLC en febrero de 2025.
El proyecto representa un primer paso que podría tardar varios meses en activarse plenamente, pero la administración actual ya estableció que la exploración tendrá una duración inicial de ocho años con posibilidad de prórroga. Se busca profundizar el conocimiento y la producción de hidrocarburos en la Plataforma Continental Argentina, un área considerada clave para el desarrollo energético nacional.
Desde el gobierno señalaron que “las tareas y actividades de exploración en el ámbito Costa Afuera Nacional revisten un rol fundamental y necesario para determinar el potencial hidrocarburífero de los yacimientos ubicados en la Plataforma Continental Argentina”. Además, remarcaron que varias compañías internacionales han mostrado interés en aportar su capacidad técnica y financiera para estas actividades.
El decreto destaca que la adjudicación de la exploración en el área CAN_200 es “necesaria y oportuna” para continuar con las medidas destinadas a incrementar el conocimiento y la producción de recursos hidrocarburíferos en aguas profundas, lo que forma parte de la estrategia energética del gobierno libertario.
El gobernador Rolando Figueroa promulgó la Ley 3566, que aprobó el Acta Acuerdo firmada entre YPF y la Provincia YPF, para el desarrollo del proyecto de Gas Natural Licuado (GNL). Ratificó así la garantía de estabilidad fiscal provincial por 30 años para las áreas alcanzadas que aplican al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
El acuerdo estableció un régimen especial de incentivos para viabilizar el desarrollo del proyecto de GNL asociado a áreas no convencionales de Vaca Muerta.
El acuerdo suscripto el 4 de junio alcanza a las actividades que se desarrollen en las concesiones no convencionales Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte, Las Tacanas I y Las Tacanas II, condicionada a la efectiva vigencia y cumplimiento del RIGI.
La aprobación legislativa fue un paso decisivo para brindar seguridad jurídica a una inversión estratégica destinada a ampliar la capacidad de exportación del gas de Vaca Muerta.
El desarrollo del GNL permitirá agregar valor a la producción, diversificar los mercados de exportación y generar empleo e inversiones en infraestructura, consolidando a Neuquén como el principal polo energético del país.
Durante el tratamiento, Figueroa había señalado que el acuerdo con YPF representaba “una oportunidad histórica” para transformar el potencial gasífero de Neuquén en desarrollo económico sostenible.
Reconoció que las garantías de estabilidad fiscal constituyen una condición indispensable para atraer inversiones de largo plazo, al brindar previsibilidad a proyectos cuya ejecución demanda desembolsos multimillonarios y plazos de varias décadas.
YPF asumió un compromiso de inversión en infraestructura por 175 millones de dólares, monto que podrá ejecutarse mediante obras o aportes económicos destinados a proyectos definidos con el gobierno provincial.
El acuerdo señala que esas inversiones deberán traducirse en mejoras concretas para las comunidades vinculadas al desarrollo hidrocarburífero, fortaleciendo infraestructura, servicios y condiciones de vida.
Además, la Provincia acordó otorgar estabilidad fiscal por un plazo de hasta 30 años posteriores a la puesta en marcha de cada etapa del proyecto, siempre que mantenga su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
El proyecto de GNL tendrá capacidad para generar un incremento sustancial de la actividad económica, mayores volúmenes de producción de gas, expansión de infraestructura dedicada y la construcción de un gasoducto específico para abastecer el complejo exportador.
En la primera quincena de agosto, el Puerto de San Antonio Este recibirá al carguero VIGOR OL con 3.640 caños para el San Matías Pipeline, tras la gestión provincial que habilitó el ingreso de buques de hasta 200 metros de eslora.
La llegada del buque marcará la puesta en funcionamiento de una nueva capacidad operativa para el puerto rionegrino y será el resultado de las gestiones articuladas por la Secretaría de Puertos entre Servicios Portuarios Patagonia Norte y la Prefectura Naval Argentina.
El proceso incluyó la presentación de estudios técnicos específicos, inspecciones y el cumplimiento de los requisitos operativos y de seguridad establecidos por la autoridad marítima.
Como resultado, Prefectura autorizó el amarre en el Sitio 1 del Muelle de Ultramar de embarcaciones de hasta 200 metros de eslora y 50.000 toneladas de desplazamiento, ampliando las posibilidades logísticas y comerciales de San Antonio Este.
El VIGOR OL será la primera embarcación en utilizar la nueva autorización. Se trata de un buque de carga construido en 2025, de bandera liberiana, que mide 183 metros de eslora y 31 metros de manga.
La nave partió de India a comienzos de julio y trasladará 3.640 caños destinados a Southern Energy S.A. (SESA) para el desarrollo del San Matías Pipeline. Será el primero de los 11 buques previstos para abastecer esta etapa del proyecto.
Una vez descargados, los caños serán trasladados a la plazoleta de 20 hectáreas especialmente acondicionada dentro del predio portuario de San Antonio Este, donde permanecerán acopiados hasta su utilización.
La ampliación de la eslora habilitada fortalece la capacidad del puerto para recibir embarcaciones de mayor porte y acompañar el crecimiento de la actividad energética, logística y productiva de la región Atlántica.
No se trata de una acción aislada, sino de una gestión concreta para preparar la infraestructura provincial frente al movimiento que generarán las nuevas inversiones. El proyecto prevé un gasoducto dedicado de 471 kilómetros que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina, como parte del esquema de producción y exportación de Gas Natural Licuado desde el Golfo San Matías.
La llegada de los caños representa un nuevo avance del proyecto de Southern Energy, que contempla la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción y una inversión superior a los USD 15.000 millones. Su desarrollo permitirá ampliar la actividad portuaria, generar oportunidades para empresas y trabajadores locales y consolidar a Río Negro como puerta de salida de la energía argentina al mundo.
Un pozo de la empresa Phoenix Global Resources (PGR) ubicado en Vaca Muerta, al este de Río Negro, está marcando un hito en la explotación de hidrocarburos en la región. El pozo PET.RN.CoS.x-3 (h), situado en el área Confluencia Sur, cerca de la frontera con Neuquén, superó la producción acumulada de 500.000 barriles en apenas siete meses, posicionándose entre los más destacados de toda la formación.
Hace solo cinco años, la viabilidad económica para desarrollar Vaca Muerta en Río Negro era dudosa. Sin embargo, esta perforación récord desafía esas expectativas, mostrando un desempeño comparable e incluso superior al de muchos pozos del lado neuquino, donde ya existen más de 2.000 pozos activos.
En febrero, este pozo alcanzó un pico de producción diaria de 2.700 barriles, el mayor de toda Vaca Muerta en ese momento. En mayo, continuó entregando un volumen significativo de 2.038 barriles diarios, representando casi el 10% de la producción provincial, que asciende a 22.098 barriles diarios distribuidos en 1.547 pozos activos.
Comparativamente, el pozo récord de Vista Energy, BPO-2801 (h), que tiene el récord de mayor producción mensual con 3.560 barriles diarios, acumuló en sus primeros siete meses un volumen similar al del pozo rionegrino, con 516.000 barriles.
El CEO de Phoenix Global Resources, Pablo Bizzotto, destacó que “el pozo PET.RN.CoS.x-3(h) superó los 580.000 barriles en apenas 8,5 meses de producción, con una recuperación final estimada de 2,3 millones de barriles, ubicándolo entre los mejores pozos de toda Vaca Muerta” y calificó el resultado como “extraordinario para un área exploratoria”.
Bizzotto explicó que las áreas Confluencia Sur y Norte están en etapa exploratoria, con solo siete pozos perforados en más de 270 kilómetros cuadrados, y que aún queda mucho por descubrir y desarrollar. La campaña exploratoria incluyó, además de los pozos, estudios sísmicos 3D y una inversión de 123 millones de dólares, superando ampliamente los compromisos asumidos con la provincia.
Los siete pozos exploratorios en Río Negro ya acumulan 2,9 millones de barriles y confirman la extensión del área productiva de Vaca Muerta hacia el este, dentro del territorio rionegrino, desplazando la frontera tradicionalmente conocida hacia Neuquén.
Este avance respalda la solicitud de Concesión de Explotación presentada por Phoenix ante la provincia y forma parte de un plan estratégico integral que incluye la conexión con el área de Mata Mora en Neuquén. El proyecto contempla la perforación de cerca de 400 pozos y una inversión estimada en 6.000 millones de dólares.
El objetivo de Phoenix es alcanzar una producción diaria de 60.000 barriles para 2030, una meta que la compañía ve cada vez más cercana gracias a estos resultados iniciales.
Desde 2021, Phoenix fue pionera en manifestar interés por explorar y desarrollar Vaca Muerta en Río Negro, y con estos resultados ha abierto el camino para que otras compañías se sumen a la exploración en la región, consolidando a Río Negro como una nueva frontera petrolera de gran potencial.
La pelea entre los intendentes y el Gobierno en torno al cobro de tasas municipales en las facturas de luz y gas tuvo un nuevo capítulo y quedó más cerca de una resolución final. Es que la Procuración General de la Nación respaldó la decisión del Gobierno de prohibir que las comunas cobren tasas locales a través de las facturas de servicios públicos.
En dos dictámenes firmados en los últimos días, el organismo a cargo de Eduardo Casal concluyó que la medida no vulnera la autonomía municipal y que las comunas conservan la facultad de recaudar esos tributos mediante otros mecanismos. Y en ese sentido recomendó a la Corte Suprema rechazar los planteos judiciales impulsados por las municipalidades de Río Grande y José C. Paz.
Los expedientes analizan la validez de la Resolución 267/2024 de la entonces Secretaría de Industria y Comercio, que estableció que las facturas emitidas por proveedores de bienes y servicios “deberán referirse en forma única y exclusiva al bien o servicio contratado específicamente por el consumidor” y que no podrán contener “sumas o conceptos ajenos” a esa prestación.
La discusión se originó a mediados de 2024, cuando el Gobierno nacional dispuso eliminar de las boletas de luz, gas, agua y otros servicios el cobro de tasas e impuestos municipales que numerosas comunas percibían junto con la factura. Pese a la decisión que impulsó Luis Caputo, varios municipios fueron a la Justicia y obtuvieron fallos a favor. De hecho, la Justicia Federal de San Nicolás declaró la inconstitucionalidad de la resolución.
En este contexto, La Libertad Avanza salió a impulsar más de 100 proyectos en concejos deliberantes para reducir o eliminar tasas en la provincia. Esta medida, le valió una crítica del gobernador Axel Kicillof, quien aseguró que el impacto de las tasas municipales es mínimo medido en términos del PBI.
La resolución del Procurador sobre las tasas
En el caso de Río Grande, la Procuración sostuvo que la resolución fue dictada por la autoridad competente en ejercicio de las facultades conferidas por la Ley 24.240 de Defensa del Consumidor y que su finalidad fue proteger los derechos de los usuarios previstos en el artículo 42 de la Constitución Nacional. Según el dictamen, la Secretaría de Industria y Comercio estaba habilitada para establecer reglas generales sobre la facturación de los servicios públicos en el marco de las relaciones de consumo. El dictamen también descartó que exista una afectación de la autonomía municipal.
En el expediente iniciado por la Municipalidad de José C. Paz, el procurador agregó otro fundamento vinculado con el régimen eléctrico nacional. Señaló que el servicio de distribución prestado por Edenor se encuentra sometido a regulación federal y recordó que la Ley 24.065, modificada por el Decreto 450/2025, establece que las facturas “no podrán incluir tributos de orden local o cargos ajenos a los bienes y servicios facturados”.
Aunque los dictámenes no son vinculantes, suelen funcionar como una suerte de “recomendación” hacia la Corte Suprema. Si el máximo tribunal adopta el criterio propuesto por la Procuración, quedaría convalidada la potestad del Gobierno nacional.
La empresa distribuidora de gas natural del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), Metrogas, repartirá ganancias a sus accionistas por primera vez desde 2001.
Entre 2023 y 2025, la compañía duplicó sus ganancias brutas y cuadruplicó la capacidad para generar resultados operativos, al tiempo que redujo el nivel de endeudamiento que mantenía a nivel financiero y comercial. En el último año, la empresa reservó las utilidades conseguidas en el ejercicio 2025.
Metrogas informó que pondrá a disposición un monto total por US$ 100.000 millones a partir del 23 de julio. La fecha de corte será el próximo 17 de julio, por lo que todo aquel que ingrese hasta esa fecha recibirá una parte de la ganancia total.
“Es una señal de la solidez que alcanzó la compañía y del compromiso de todas las personas que hicieron posible esta transformación”, señaló el CEO de la empresa, Sebastián Mazzucchelli.
La distribuidora de gas aclaró, en su comunicado que giró a la Comisión Nacional de Valores (CNV) y a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, que el pago de dividendos “no vulnera compromisos contractuales ni financieros asumidos por la Sociedad”.
“La decisión marca un hito en la historia reciente de la compañía y representa un nuevo paso en su proceso de consolidación como una empresa más sustentable a largo plazo“, indicó Metrogas.
El pago de ganancias se da en el medio del avance de YPF para desprenderse de su parte accionaria de la empresa.
La petrolera indicó que la primera fase concluyó el 9 de abril con la recepción de propuestas y que las más competitivas serán seleccionadas para continuar en una segunda instancia del proceso, que incluye el análisis detallado de la información.
Actualmente entró en la etapa de due diligence tras recibir 13 ofertas no vinculantes. La compañía estimó que la eventual transacción podría concretarse dentro de 2026, aunque aclaró que estará sujeta a aprobaciones regulatorias y a la obtención de garantías de cumplimiento de oferta.
Además, remarcó que hasta el momento no adoptó ninguna decisión ni celebró acuerdos vinculantes en relación con la venta de su tenencia en Metrogas.
Donald Trump dio marcha atrás con una de las medidas que había anunciado apenas 24 horas antes en medio de la escalada de tensión con Irán. El presidente de Estados Unidos informó este martes que finalmente no aplicará un “peaje” del 20% a los barcos que transiten por el Estrecho de Ormuz y que, en su lugar, impulsará acuerdos comerciales y de inversión con los países del Golfo.
“He decidido reemplazar la ‘Tarifa de Reembolso a Estados Unidos’ del 20 % por acuerdos comerciales y de inversión que los diversos Estados del Golfo llevarán a cabo con Estados Unidos”, escribió Trump en la red Truth Social.
El peaje había sido presentado el lunes junto con un endurecimiento de las restricciones para las embarcaciones vinculadas a Irán. Sin embargo, la medida nunca llegó a entrar en vigencia.
Continúa el bloqueo para Irán
Aunque descartó el cobro a los buques, Trump ratificó que Estados Unidos mantendrá el bloqueo para las embarcaciones que tengan como destino u origen puertos iraníes o transporten mercancías relacionadas con ese país.
En el mismo mensaje aseguró que el Estrecho de Ormuz permanece abierto para el comercio internacional, aunque “cerrado para Irán”, y elogió el accionar de las Fuerzas Armadas estadounidenses.
También sostuvo que los nuevos acuerdos de inversión serán “masivos” y afirmó que permitirán la llegada de fábricas y nuevos proyectos industriales a Estados Unidos, aunque no brindó precisiones sobre los montos, los plazos ni los países involucrados.
El cambio de postura ocurre mientras continúa la confrontación entre Estados Unidos e Irán. Durante las últimas horas se registraron nuevos ataques en la región.
Según informó el ejército estadounidense, sus fuerzas llevaron adelante operaciones destinadas a reducir la capacidad iraní para atacar el transporte marítimo comercial. En paralelo, la Guardia Revolucionaria iraní aseguró haber atacado dos petroleros de Emiratos Árabes Unidos y objetivos estadounidenses en Jordania y Bahréin.
Medios iraníes informaron además que tres personas murieron tras bombardeos en ciudades portuarias del país, mientras que Kuwait reportó la detección de objetivos aéreos hostiles en su espacio aéreo.
YPF está trazando una nueva hoja de ruta para diversificar y ampliar su producción petrolera, enfocándose en proyectos offshore en Uruguay y Argentina. Esta iniciativa representa un paso estratégico para la empresa, que busca expandir su horizonte más allá de los desarrollos en Vaca Muerta, su principal reserva no convencional.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó que la primera fase del plan se centrará en las áreas que la compañía posee en aguas uruguayas, con el inicio de las labores exploratorias previsto entre finales de 2027 y principios de 2028. En caso de obtener resultados prometedores, la petrolera proyecta avanzar posteriormente hacia bloques ubicados en el Mar Argentino.
Esta apuesta offshore se fundamenta en la historia geológica compartida entre América del Sur y África, que hace millones de años formaron una única masa continental con estructuras subterráneas similares. Este paralelismo ha motivado el interés en zonas del Atlántico Sur que podrían presentar características favorables para la exploración petrolera, como los recientes hallazgos en Namibia.
YPF trabaja en conjunto con la italiana Eni, una empresa con vasta experiencia internacional en exploración en aguas profundas. La colaboración busca aprovechar el conocimiento técnico y la trayectoria de Eni, que ha desarrollado proyectos exitosos en diferentes regiones del mundo, reforzando así la capacidad de YPF para enfrentar los desafíos técnicos y financieros que exige la exploración offshore.
El plan contempla avanzar de forma gradual, priorizando las áreas con mejores condiciones geológicas y mayores probabilidades de éxito. La exploración en aguas profundas implica inversiones significativas, tecnología avanzada y un trabajo prolongado antes de alcanzar una producción comercial viable.
Para YPF, el desarrollo offshore representa una oportunidad para complementar la producción actual de Vaca Muerta, sumando reservas y fortaleciendo su perfil productivo a futuro. Esta estrategia forma parte de una visión de largo plazo que busca consolidar a la empresa como un actor clave en la industria energética regional e internacional.
El Gobierno Nacional habilitó a las pymes a acceder a beneficios fiscales por inversiones en equipamiento destinado a generar, almacenar o transportar electricidad mediante fuentes renovables, sin necesidad de alcanzar el monto mínimo exigido con carácter general por el Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI).
La medida fue formalizada por la Secretaría de Energía mediante la Resolución 161/2026, publicada este martes en el Boletín Oficial y vigente desde el 14 de julio. La norma aprobó el listado de bienes que podrán recibir el tratamiento promocional y estableció las condiciones que deberán cumplir las empresas interesadas.
El principal beneficio consiste en que las inversiones alcanzadas podrán acceder a la amortización acelerada en el impuesto a las Ganancias y a la devolución de los créditos fiscales del impuesto al valor agregado (IVA).
En términos prácticos, el régimen permite computar más rápidamente el costo de los equipos para reducir la carga de Ganancias y solicitar la devolución del IVA pagado en las adquisiciones, en lugar de esperar a compensarlo con débitos fiscales futuros.
Cómo funcionan los beneficios para pymes del RIMI que inviertan en energías renovables
El RIMI establece normalmente que las empresas deben alcanzar un volumen mínimo de inversión durante un plazo de dos años. Sin embargo, la legislación exceptuó de esa condición a determinados proyectos, entre ellos los vinculados con bienes de alta eficiencia energética, sistemas de riego, mallas antigranizo y bienes semovientes. La nueva resolución reglamentó específicamente la excepción correspondiente al sector eléctrico renovable.
Quedarán comprendidas las inversiones productivas en bienes muebles amortizables destinados a generar, almacenar o transportar energía eléctrica a partir de fuentes renovables. La Secretaría de Energía aprobó el detalle de los equipos mediante un anexo y delegó en la Subsecretaría de Energía Eléctrica la facultad de modificar o actualizar ese listado, además de dictar normas complementarias.
No obstante, el acceso a los beneficios no será automático. Las mipymes deberán encontrarse inscriptas en alguno de los registros oficiales correspondientes al tipo de proyecto.
Podrán acreditar su situación mediante el Registro de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (RENPER), el Registro Nacional de Proyectos de Almacenamiento de Energía Eléctrica (RENPALMA) o el Certificado de Usuario-Generador, según corresponda.
La disposición apunta tanto a emprendimientos de generación renovable como a proyectos de almacenamiento y generación distribuida, en los cuales una empresa produce electricidad para su propio consumo y eventualmente inyecta excedentes a la red.
La norma no fija un nuevo presupuesto estatal ni establece subsidios directos para la compra de equipos. El incentivo se instrumentará a través de beneficios tributarios sobre las inversiones efectivamente realizadas por las empresas y alcanzadas por el listado aprobado.
La tensión en Medio Oriente volvió a escalar luego de que dos buques petroleros de Emiratos Árabes Unidos (EAU) fueran impactados por misiles de un crucero de Irán, mientras atravesaban el estrecho de Ormuz, en aguas territoriales de Omán. El ataque dejó un tripulante muerto, ocho heridos y provocó importantes daños materiales en ambas embarcaciones.
De acuerdo con la Agencia de Noticias de Emiratos, el Ministerio de Defensa informó que los petroleros Mombasa y Al Bahiyah fueron alcanzados durante su navegación por el corredor sur del estrecho, uno de los puntos más sensibles para el comercio mundial de petróleo.
Como consecuencia del ataque murió un ciudadano indio que integraba la tripulación del Mombasa, mientras que otras ocho personas resultaron heridas: seis de nacionalidad india y dos ucranianos. Cuatro de ellas permanecen en estado grave. Además, el impacto de los misiles provocó incendios a bordo de ambos buques, que posteriormente pudieron ser controlados.
Tras el episodio, el Gobierno de Emiratos Árabes Unidos condenó la ofensiva al considerar que constituye una grave violación del derecho internacional y una amenaza para la seguridad y la estabilidad de la región. Asimismo, advirtió que se reserva el derecho de adoptar las medidas que considere necesarias para proteger su territorio, sus ciudadanos y sus intereses estratégicos. En la misma línea también se expresó el Ministerio de Relaciones Exteriores emiratí.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, aseguró que serán “el guardián del estrecho de Ormuz”, tras varios días de intercambio de ataques con Irán en esta vía marítima.
Durante una entrevista con la cadena televisiva Fox News, el mandatario norteamericano indicó que estaba “tomando el control” del estrecho y que el país será pagado por custodiarlo, tras varios días de intercambio de ataques con Irán en esta vía marítima clave.
“Estamos tomando el control del estrecho. No tienen nada. No tienen nada”, declaró y agregó que el país había estado protegiendo la zona “gratis”, pero que ahora van a cobrar por custodiarlo. “Mucho dinero, pero solo queremos que nos reembolsen por hacer todo esto, por poner en peligro a nuestra gente”, lanzó.
En esa misma línea advirtió: “Vamos a golpear muy duro (a Irán) y vamos a mantener seguro el estrecho. Probablemente lo vamos a administrar. Nos convertiremos en el guardián del estrecho y deberíamos ser compensados por eso”.
Por otra parte, Trump siguió con los duros comentarios y postura tras el quiebre del acuerdo militar con Irán al revelar que golpearon el su equipamiento en las últimas horas. “La mayor parte de su equipamiento ya no existe. Su cañón antiaéreo, los golpeamos muy duro anoche. Cada vez que envían un dron, los golpeamos muy duro”, explicó.
Al mismo tiempo, luego de sostener que el acuerdo con Teherán no fue cumplido por lo que “vamos a golpearlos muy duro y vamos a quedarnos con el estrecho y probablemente lo administraremos”.
El Gobierno prorrogó hasta el 31 de diciembre de 2027 la emergencia del sector eléctrico bajo jurisdicción federal, que incluye los segmentos de generación, transporte y distribución de energía. Así, estableció la misma fecha de vencimiento que ya regía para el transporte y la distribución de gas natural.
La medida se implementó a través del Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) 585/2026, publicado este lunes en el Boletín Oficial con la firma del presidente Javier Milei y todos sus ministros.
El Ejecutivo justificó la medida en la persistencia de riesgos técnicos, económicos y operativos que afectan la estabilidad y la sostenibilidad del sistema eléctrico nacional.
La declaración de emergencia energética fue declarada en 2023 y posteriormente prorrogada por los decretos 1023/24 y 370/25, y ahora se equipara su vigencia al plazo ya dispuesto para los sectores de transporte y distribución de gas natural.
La disposición se fundamenta en la necesidad de coordinar ambos sistemas, dada la interdependencia operativa y económica, ya que el gas natural continúa siendo un insumo crítico para la generación térmica de electricidad.
La campaña de ataques con drones de Ucrania contra las principales refinerías de petróleo provocó una severa crisis de combustible en Rusia, forzando a los conductores a esperar horas e incluso días enteros para poder llenar el tanque de sus vehículos.
A medida que el desabastecimiento se profundiza en distintas regiones del país, las estaciones de servicio se ven obligadas a cerrar sus puertas, por lo que los residentes recorren ciudades completas y pernoctan dentro de los automóviles para no perder su turno en filas que alcanzan longitudes kilométricas.
La ofensiva de las fuerzas ucranianas logró alcanzar las diez instalaciones de refinamiento más grandes del territorio ruso, extendiéndose desde la región de Leningrado hasta la planta de Omsk, ubicada a unos 2.500 kilómetros de la línea fronteriza, lo que alteró drásticamente la rutina cotidiana y las actividades comerciales de la población.
Frente a las persistentes dificultades para conseguir nafta o gasoil, los habitantes de las áreas rurales empezaron a cambiar de forma drástica sus hábitos de transporte y producción. En la ciudad de Chita, situada en la región de Transbaikalia, las esperas para repostar llegan a superar las 36 horas, provocando que a muchos automovilistas se les agote el combustible en la fila y tengan que empujar sus rodados.
Ante este panorama, se constató un fuerte incremento en la venta de bicicletas, que registraron una suba del 131 % en la plataforma en línea CDEK.Shopping, mientras que en los sectores agrícolas se disparó la demanda de caballos para tareas de recolección de heno, trabajos forestales y labranza diaria. Asimismo, el servicio de transporte público y las agencias de taxis sintieron el impacto de las restricciones a través de la cancelación de viajes de larga distancia en las principales urbes y un aumento generalizado en las tarifas vigentes.
Las autoridades nacionales y los gobernadores de distritos como Krasnodar, Irkutsk y Pskov negaron la existencia de un desborde estructural en los inventarios energéticos. El viceprimer ministro Alexander Novak afirmó que el inconveniente se reduce a puntos de expendio individuales y que el desbalance responde a conductas especulativas y al temor social.
La balanza comercial energética de Argentina alcanzó un superávit superior a los US$6.987 millones entre enero y junio de 2026, convirtiéndose en el mayor registro histórico para un primer semestre, según reveló un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR).
El reporte reflejó que la cifra alcanzada representa un crecimiento del 87% respecto al mismo período del año anterior, y más del 70% del mencionado avance exportador se explica por el alza de la producción.
En este sentido, puntualizó que el salto exportador está impulsado principalmente por el desarrollo de la cuenca neuquina, precisando que la producción no convencional de Vaca Muerta ya explica más del 68% del petróleo y el 67% del gas producido en el país en lo que va del año.
Con este panorama, la BCR afirmó que “proyectamos para este año un crecimiento del 16% en la extracción de petróleo del país, lo que llevaría a la mayor producción petrolera de la historia argentina y rompería el máximo productivo de 1998”.
En lo que va del año, el 79% de la suba exportadora se explica por mayores cantidades enviadas al exterior, mientras que el 21% restante responde al alza de los precios internacionales, derivada de la volatilidad geopolítica marcada por el conflicto entre Estados Unidos e Irán y el cierre temporal del Estrecho de Ormuz.
El desempeño del sector ha llevado a que las ventas externas de combustibles y energía alcancen los US$8.118 millones, un incremento del 52% interanual. Actualmente, la energía representa más del 15% del total de las exportaciones argentinas, una participación que no se veía desde hace dos décadas.
En contrapartida, las importaciones de combustibles y lubricantes han caído un 29%, ubicándose en niveles mínimos no registrados desde 2007. La incidencia de la energía en el total de las compras al exterior es de apenas el 3%, la cifra más baja desde 1999.
Al estimar la evolución en los próximos meses, el informe proyectó que al cierre del año, “las exportaciones de combustibles y energía podrían superar los US$14.400 millones” y calculó que “la balanza energética del 2026 podría marcar un récord histórico y superar los US$12.000 millones”.
En paralelo, hizo referencia al potencial que pueden aportar las mejoras en infraestructura. Al respecto, puntualizó que en noviembre se espera la puesta en marcha del oleoducto VMOS (que conecta Allen con Punta Colorada), el cual permitirá evacuar inicialmente 190.000 barriles adicionales por día.
En este marco, desde la BCR estimaron que con la plena operatividad de los nuevos proyectos de infraestructura aprobados bajo el marco del RIGI, las exportaciones de energía podrían escalar por encima de los US$18.500 millones el próximo año.
El incremento de los precios energéticos a causa de la guerra en Medio Oriente podría aportar hasta 2,5 puntos porcentuales a la inflación anual de Argentina este año, según advirtió un informe de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL).
El reporte expuso que el aumento de la energía podría agregar a la inflación anual de 2026 entre 0,3 y 4,6 puntos en los países de la región. En el caso de Argentina, el impacto fluctuaría entre 0,9 y 2,5 puntos.
El cálculo, que traza tres escenarios, se basa en una metodología del banco de inversión Goldman Sachs, considerando la ponderación de los productos energéticos en las canastas de consumo de cada país y se asume un traspaso del 60% de las variaciones de los precios internacionales de los combustibles a los precios finales al consumidor.
En el escenario 1, que supone una suba del 25% interanual en el precio de la energía en 2026, se estima que la inflación argentina sumaría 0,9 puntos porcentuales. En el escenario 2, que contempla un aumento del 38% en los combustibles, el impacto asciende a 1,4 puntos porcentuales. Mientras que en el tercer escenario, que prevé un alza del 67% en el precio del barril, el efecto sobre la inflación sería de 2,5 puntos porcentuales.
El organismo aclaró que “el impacto efectivo dependerá del cual sea el grado de traspaso a los precios internos así como de las medidas de mitigación implementadas, por lo que podría ser menor en aquellos países que han activado mecanismos de amortiguación fiscal o cuyo traspaso sea menor al supuesto del 60%”.
Al referirse a la situación argentina, señaló que “en los próximos meses, el impacto del aumento del precio del petróleo en la inflación dependerá de la evolución de los precios internacionales, del grado en que sus variaciones se trasladen a los precios internos de los combustibles y de los efectos de segunda ronda en aquellos productos de los cuales los combustibles son un insumo relevante”.
Asimismo, agregó que “el incremento del precio del petróleo también podría tener un impacto en la inflación a través del aumento del costo de los productos importados y de los fletes internacionales”.
El Gobierno nacional prepara una nueva prórroga de la emergencia del Sector Energético Nacional con el objetivo de garantizar la continuidad de las obras de infraestructura, fortalecer el sistema eléctrico y asegurar el abastecimiento de energía en todo el país. La medida sería oficializada durante los próximos días mediante un decreto que se publicará en el Boletín Oficial.
La decisión apunta a mantener vigentes las facultades que permiten a los organismos competentes adoptar medidas excepcionales para garantizar la prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural, mientras continúan las inversiones consideradas estratégicas para el sistema.
La emergencia había sido declarada a fines de 2023 y, posteriormente, prorrogada en distintas oportunidades. El último antecedente es el Decreto 370/2025, firmado el 30 de mayo, que extendió su vigencia hasta el 9 de julio de este año. Ahora, el Ejecutivo busca prolongarla nuevamente por un año.
En los fundamentos de las prórrogas anteriores, el Gobierno sostuvo que todavía “persisten las circunstancias” que motivaron la declaración de emergencia y atribuyó esa situación a la compleja realidad económica, social e institucional recibida al asumir la gestión.
Nuevas medidas
Entre las principales medidas impulsadas durante este período figura la licitación denominada “Alma SADI”, destinada a incorporar sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS) al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). La Secretaría de Energía adjudicó recientemente los contratos para estos equipos, que permitirán almacenar electricidad y aportar reservas de respuesta rápida, una herramienta clave para mejorar la estabilidad de la red y reducir el riesgo de interrupciones del servicio.
En paralelo, el Gobierno implementó este año el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que reemplazó el sistema anterior y alcanza a los usuarios de electricidad, gas natural por redes, gas propano y garrafas. El régimen establece bloques de consumo subsidiados según la situación socioeconómica de cada hogar y se administra a través del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), que utiliza la información proveniente del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE).
Las Fuerzas de Defensa ucranianas alcanzaron la pasada noche en el mar de Azov a otros 21 petroleros de la llamada ‘flota fantasma’ que Rusia utiliza para burlar las sanciones internacionales, informó este sábado el Estado Mayor ucraniano.
“Los petroleros se utilizan para transportar petróleo y productos petrolíferos eludiendo las sanciones internacionales, lo que garantiza la entrada de fondos para financiar la agresión armada contra Ucrania”, recuerda el comunicado publicado en Telegram.
Además, añade el Estado Mayor, los drones ucranianos alcanzaron cuatro remolcadores, dos buques de carga seca y una draga utilizados por Rusia para garantizar la logística militar, el transporte de mercancías y el mantenimiento de la infraestructura portuaria.
Según medios, ante los ataques de Ucrania a petroleros, Rusia ha suspendido temporalmente la navegación por el canal Don-Azov, que une el río Don con el mar de Azov.
Por su parte, el jefe de las fuerzas de drones ucranianas, Robert Brovdi, conocido también como ‘Magiar’ por su origen húngaro, señaló que la cifra de barcos de la ‘flota fantasma’ rusa dañados en el mar de Azov en seis días, desde el lunes y hasta este sábado, asciende a 76, un tercio sólo durante la pasada noche, en la que se contabilizaron “73 impactos efectivos”.
“En total, a lo largo de la noche, en la zona operativa del enemigo, en Crimea y la parte sur del territorio ocupado temporalmente, se atacaron 53 objetivos militares legítimos, incluidos la flota y recursos energéticos”, precisó en un mensaje en Telegram. Agegó que “la flota petrolera clandestina se está reduciendo notablemente”.
“Parece que se ha interrumpido el tráfico por el estrecho de Kerch”, añadió Brovdi, aludiendo a una supuesta suspensión temporal por el canal marítimo que separa a Crimea de Rusia y da entrada al mar de Azov.
El director general del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi, sostuvo este viernes que los ataques contra cualquier central de energía nuclear son inaceptables, sin importar dónde se encuentren.
En un mensaje luego de conversar con Alexei Likhachev, director general de la Corporación Estatal de Energía Atómica de Rusia Rosatom, en la región rusa de Kaliningrado, Grossi indicó que el OIEA no observó ni confirmado ningún ataque directo contra la central nuclear de Bushehr en Irán, e instó a todas las partes a ejercer la máxima moderación.
El OIEA, al igual que Rosatom, están monitoreando de cerca los acontecimientos en la instalación. “La integridad física de cualquier instalación nuclear es una prioridad absoluta para la seguridad y la protección nucleares”, subrayó Grossi, a la vez que reiteró que cualquier acción que afecte la integridad es “absolutamente inaceptable”.
La posición del OIEA es clara y ha sido discutida de forma consistente tanto en el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas como en la Junta de Gobernadores del OIEA, afirmó.
Un misil estadounidense impactó este jueves en el perímetro de la central nuclear de Bushehr, declaró Ehsan Jahanian, vicegobernador de la provincia iraní de Bushehr, a medios estatales de su país.
La Cámara de Diputados podría darle media sanción a un proyecto que busca volver obligatoria la comunicación anticipada de los aumentos en los precios de los combustibles. La iniciativa ya obtuvo despacho favorable en la Comisión de Legislación General y quedó en condiciones de ser debatida en el recinto.
La iniciativa impulsada por la diputada del Frente Renovador, Ayelén Rasquetti, busca recuperar la transparencia en un mercado donde, tras la eliminación de la normativa nacional que exigía comunicar las subas, los incrementos comenzaron a aplicarse sin aviso previo, afectando a millones de bonaerenses.
El proyecto establece que las empresas abastecedoras deberán comunicar con 72 horas de anticipación cualquier modificación en los precios de los combustibles, mientras que las estaciones de servicio deberán informar esos aumentos al público con al menos 48 horas de anticipación mediante cartelería visible.
“Lo único que estamos pidiendo es transparencia. Si una empresa decide aumentar el precio de un bien esencial como el combustible, los consumidores tienen derecho a saberlo antes y no enterarse cuando llegan al surtidor”, sostuvo Rasquetti. Y remarcó que la iniciativa “no fija precios ni interviene en el mercado”, sino que garantiza información para que los usuarios puedan tomar decisiones con previsibilidad.
Cuánto subieron las naftas
Cabe recordar que la nafta en estaciones del país aumentó en torno al 25% desde el inicio de la guerra en Irán, en un espacio de tiempo en que las petroleras dejaron además de informar esos ajustes.
Con el despacho favorable de la Comisión de Legislación General, la iniciativa quedó habilitada para ser tratada en la próxima sesión de la Cámara de Diputados, prevista para el lunes. Si obtiene la aprobación de la Cámara baja, el proyecto pasará al Senado bonaerense para continuar su recorrido parlamentario.
La ministra del Poder Popular de Hidrocarburos, Paula Henao, informó que el sector energético de Venezuela opera con absoluta normalidad y garantiza el suministro oportuno de combustible en todo el territorio de La Guaira tras los sismos registrados el pasado 24 de junio.
De acuerdo con el balance presentado por las autoridades técnicas, la fuerza trabajadora del sector se desplegó de forma inmediata con el firme propósito de evaluar las posibles afectaciones estructurales causadas por el movimiento telúrico. “Prácticamente la industria no tuvo afectación, todo se manejó con total normalidad”, aseveró la alta funcionaria con determinación.
Henao explicó que, si bien se presentaron daños menores en la infraestructura de algunas estaciones de servicio ubicadas en el litoral central, a la fecha la totalidad de los puntos de expendio se encuentran completamente operativos. Las estaciones funcionan con total fluidez, sin reportar ningún tipo de congestión vehicular o colas innecesarias para los usuarios de la golpeada entidad costera.
Para optimizar la logística de emergencia, la ministra detalló la ejecución de un plan de abastecimiento directo de combustible destinado a la maquinaria pesada y a los equipos de rescate desplegados. En esta misma línea, anunció que en las próximas horas se incorporarán tres estaciones adicionales en zonas de difícil acceso para potenciar de forma estratégica la movilidad de las brigadas.
Para facilitar este proceso, se habilitaron unidades móviles de suministro y surtidores portátiles que evitan el traslado de la maquinaria pesada hasta los puntos fijos de distribución. Asimismo, la funcionaria garantizó el suministro ininterrumpido de combustible de aviación para los helicópteros de rescate en este año de contingencia.
En el marco de las acciones orientadas al fortalecimiento institucional y la mejora continua de las capacidades técnicas del Gobierno provincial, profesionales del Ministerio de Energía y Minería participan del “Primer Ciclo de Capacitaciones para Gobiernos Provinciales sobre Minería”, organizado por el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD Argentina) y la Agencia Sueca de Protección Ambiental (SwEPA).
La iniciativa, parte del reconocimiento de que la gobernanza ambiental de la actividad minera requiere un abordaje interdisciplinario, integrando conocimientos vinculados a la geoquímica, la geotecnia, la gestión del agua, la biología y la biodiversidad, así como las dimensiones sociales y las consideraciones climáticas para contribuir al desarrollo humano sostenible.
La capacitación, está destinada a personal técnico, funcionarios y profesionales de gobiernos provinciales, incluyendo áreas de minería, gestión ambiental, recursos hídricos y otros sectores vinculados directa o indirectamente con la actividad minera, con el objetivo de fortalecer las capacidades institucionales de las distintas áreas técnicas, buscando mejorar el análisis de las actividades mineras y contribuir a la prevención de impactos ambiental.
Temáticas de gestión
El programa, aborda contenidos estratégicos para la gestión pública de la actividad minera, como la introducción al cierre de minas, el ciclo minero y la gobernanza sostenible; el marco normativo, las Mejores Técnicas Disponibles (MTD) y las garantías financieras; la geoquímica aplicada a la predicción y remediación de impactos; el Monitoreo Ambiental Participativo (MAP); la gestión y tratamiento del agua, incluyendo estudios de caso sobre aguas subterráneas y el uso del sistema de modelización hidrológica desarrollado por el Stockholm Environment Institute (SEI); además de un panorama sobre los mecanismos de seguro ambiental vigentes en Argentina.
Es de destacar, que el ciclo de formación promueve una comprensión compartida de los principios fundamentales de la gestión minera y ambiental, basada en experiencias prácticas, estudios de caso y lecciones aprendidas a nivel internacional, con el propósito de aportar herramientas para el diseño e implementación de políticas públicas en distintos contextos.
Esta capacitación, se desarrolla mediante encuentros virtuales, con interpretación simultánea al español y espacios destinados al intercambio de consultas entre los participantes y los especialistas internacionales que dictan cada módulo.
La participación del equipo del Ministerio en esta instancia de formación, forma parte de una política de capacitación permanente impulsada por el GobiernoProvincial, orientada a consolidar equipos técnicos altamente especializados y fortalecer las capacidades del Estado para el seguimiento, la evaluación y el control de la actividad minera, promoviendo una gestión basada en criterios de sostenibilidad, innovación y mejora continua.
Mendoza avanza con una iniciativa estratégica para estudiar en el potencial de la Formación Cacheuta, reconocida como la roca madre del sistema petrolero de la Cuenca Cuyana y origen de gran parte de los hidrocarburos que históricamente dieron vida a la producción petrolera provincial.
A través del Ministerio de Energía y Ambiente, la Provincia lanzó una licitación pública para seleccionar una firma especializada que realice una evaluación técnica integral de Cacheuta como posible proyecto no convencional de shale oil y shale gas.
El estudio apunta a reducir incertidumbre, acortar tiempos de evaluación y fortalecer la información disponible para analizar nuevas oportunidades de inversión en el sector energético.
“Mendoza tiene una larga historia petrolera y una enorme cantidad de información acumulada. Lo que buscamos es transformar esa información en conocimiento útil para tomar mejores decisiones, reducir incertidumbre y evaluar con seriedad si Cacheuta puede representar una oportunidad futura”, señaló la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.
“El objetivo es dar un paso técnico ordenado: recopilar la información existente, integrarla, analizarla en profundidad y determinar si existen sectores de la formación con condiciones geológicas, geoquímicas, petrofísicas y geomecánicas que justifiquen futuras etapas de estudio”, agregó la ministra.
Parte de la historia hidrocarburífera
La Formación Cacheuta ocupa un lugar central en la historia hidrocarburífera mendocina. En términos simples, es la roca que generó el petróleo de la Cuenca Cuyana. Durante décadas, ese petróleo fue producido principalmente desde otras formaciones reservorio, hacia donde migró luego de ser generado y expulsado desde la roca madre. La pregunta que Mendoza busca responder ahora es si una parte de ese hidrocarburo pudo haber quedado retenida dentro de la propia Formación Cacheuta, como ocurre en ciertos sistemas no convencionales.
La iniciativa contempla la construcción de bases de datos, mapas estructurales y sedimentarios, análisis geoquímicos, evaluación de carbono orgánico total, madurez térmica, caracterización petrofísica, análisis mineralógico, estudios geomecánicos y una jerarquización final de áreas con mayor interés técnico.
El pliego prevé, además, la elaboración de escenarios de desarrollo, estimación de potencialidad, evaluación de tecnologías aplicables y priorización de áreas según criterios de viabilidad geológica, infraestructura, accesibilidad, sostenibilidad del recurso y competitividad económica.
Qué es la Cuenca Cuyana
La Cuenca Cuyana cuenta con una superficie aproximada de 66.348 km², 35 áreas delimitadas, alrededor de 3.100 pozos perforados y una cobertura declarada de sísmica 3D de 1.754 km², lo que constituye una base relevante para avanzar en una evaluación moderna e integrada.
El estudio tendrá un plazo máximo previsto de 14 meses, dividido en etapas de recopilación, ordenamiento, análisis, modelado y elaboración de un informe final. La apertura de ofertas está prevista para el 4 de agosto de 2026.
Con esta iniciativa, Mendoza busca fortalecer su cartera de oportunidades energéticas, poner en valor información técnica histórica y generar una hoja de ruta para evaluar, con responsabilidad y rigor, si la Formación Cacheuta puede abrir una nueva línea de conocimiento y desarrollo hidrocarburífero para la provincia.
La producción petrolera de Santa Cruz volvió a mostrar señales de recuperación durante mayo y se convirtió en el principal motor del repunte registrado en la Cuenca del Golfo San Jorge.
De acuerdo con el último informe de Oil Production Consulting , la provincia incrementó un 3,7% su producción de petróleo respecto de abril, alcanzando los 8.986 m3/d, mientras que el conjunto de la cuenca registró un crecimiento del 1,3%, cortando una serie de meses consecutivos de caída.
El desempeño cobra especial relevancia en un contexto donde la producción convencional enfrenta el desafío de revertir el declino natural de yacimientos maduros, especialmente en las áreas que durante décadas estuvieron bajo operación de YPF.
Para el ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, la recuperación no es casual, sino la consecuencia de la política energética implementada por el Gobierno provincial luego de la salida de YPF de los principales bloques convencionales.
“La provincia de Santa Cruz, luego de la salida de YPF y a través de las licitaciones en las cuales los nuevos concesionarios se hicieron responsables de las áreas, ha ido mejorando la producción y los estándares en las áreas, tendientes a lograr una producción mucho más estable y la disminución de la curva de declino que venía teniendo YPF en los últimos años”, afirmó.
El funcionario explicó que ese fue uno de los principales objetivos fijados por el gobernador Claudio Vidal desde el inicio de la gestión. “Ese era el objetivo técnico que indicó el gobernador a este Ministerio de Energía y Minería, y los resultados hablan de que el camino elegido es el correcto”, sostuvo.
Una estrategia para estabilizar la producción convencional
Los datos del informe reflejan que Santa Cruz fue la provincia que más creció dentro de la Cuenca del Golfo San Jorge durante mayo, aportando el impulso necesario para que la producción regional volviera a terreno positivo.
La cuenca alcanzó una producción de 27.446 metros cúbicos diarios de petróleo, mientras que Santa Cruz explicó buena parte de esa mejora gracias al desempeño de las áreas que hoy operan nuevas empresas adjudicatarias tras el proceso de reversión de concesiones.
Desde el Gobierno provincial sostienen que la incorporación de nuevos operadores permitió reactivar inversiones, mejorar indicadores operativos y comenzar a desacelerar la fuerte curva de declino que registraban varios yacimientos convencionales en los últimos años.
Aunque el informe muestra una recuperación mensual, el sector reconoce que el principal desafío será consolidar esta tendencia mediante mayores inversiones y una continuidad en los planes de desarrollo de los campos maduros.
La mejora registrada durante mayo representa una señal alentadora para una actividad clave en la economía santacruceña, especialmente en un escenario donde el fortalecimiento de la producción convencional continúa siendo una prioridad para preservar empleo, actividad económica y regalías provinciales.
En ese contexto, desde el Ministerio de Energía consideran que los primeros resultados obtenidos en las ex áreas de YPF respaldan la estrategia adoptada por la Provincia para recuperar productividad y dar previsibilidad a uno de los principales sectores económicos de Santa Cruz.
El Gobierno de Neuquén, a través de Hidrocarburos del Neuquén S.A. (HIDENESA), implementó un sistema de respaldo para fortalecer el abastecimiento de gas en Rincón de los Sauces ante eventuales interrupciones en la provisión desde los yacimientos que suministran el recurso a la localidad.
La decisión se adoptó luego de las fallas registradas en el sistema de compresión de Bentia Energy S.A., una de las operadoras privadas que abastecen de gas a la ciudad. Si bien esta situación es ajena a HIDENESA, la empresa provincial mantiene un seguimiento permanente y coordina acciones con las operadoras para garantizar el suministro a la población.
El presidente de HIDENESA, Raúl Tojo, explicó que Rincón de los Sauces presenta una condición particular dentro de la provincia, ya que no recibe el gas a través de un gasoducto troncal, como ocurre con ciudades como Neuquén capital, sino directamente desde los yacimientos operados por empresas privadas.
“Nosotros dependemos de las operadoras para la provisión de gas a Rincón de los Sauces”, señaló. Precisó que el abastecimiento llega desde Filo Morado, operado por YPF, y desde Volcán Auca Mahuida, operado por Bentia Energy.
Tojo indicó que las bajas temperaturas registradas durante las últimas semanas provocaron reiteradas detenciones en las compresoras de Volcán Auca Mahuida, afectando temporalmente el envío de gas hacia la localidad.
En ese sentido, aclaró que HIDENESA no interviene en la producción del gas ni en su transporte desde los yacimientos, sino que cumple exclusivamente la función de distribuirlo dentro de la ciudad una vez que ingresa a su sistema.
Frente a esta situación, y por decisión del gobernador Rolando Figueroa, la Provincia contrató cuatro equipos de Gasoducto Virtual (GNC), con una capacidad total de 16.000 metros cúbicos, que permanecerán disponibles durante 60 días para abastecer a Rincón de los Sauces en caso de interrupciones temporales provocadas por desperfectos en las instalaciones de las operadoras.
“Cuando se produzca una contingencia vamos a contar con una ventana de entre cuatro y seis horas para seguir entregando gas mientras se restablece el funcionamiento de las compresoras. La decisión fue dar una respuesta concreta a los vecinos”, expresó Tojo.
La contratación de este servicio demandó una erogación provincial de 580.000 dólares e incluye el alquiler de los equipos a Camuzzi por un período de 60 días. Uno de ellos ya fue instalado y los restantes quedarán operativos durante esta semana, mientras que la prueba integral del sistema está prevista para el viernes 10 de julio.
El titular de HIDENESA destacó que esta medida permite afrontar la coyuntura durante el invierno, aunque señaló que la solución de fondo consiste en vincular a Rincón de los Sauces con alguno de los gasoductos troncales de la provincia, lo que otorgaría mayor previsibilidad y seguridad al abastecimiento.
Finalmente, agradeció la colaboración de la Municipalidad de Rincón de los Sauces, que cedió un predio para instalar los equipos de respaldo en un sector estratégico cercano al sistema de distribución.
El Gobierno nacionalprorrogó hasta el 31 de diciembre de 2026 el plazo para que los Clubes de Barrio y de Pueblo que ya reciben subsidios energéticos completen el trámite de reempadronamiento y puedan conservar el beneficio previsto por la Ley N.º 27.098. La gestión deberá realizarse a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD).
La medida fue dispuesta por la Subsecretaría de Eficiencia e Información Energética tras advertir que una parte importante de las instituciones beneficiarias aún no logró finalizar el proceso de reempadronamiento o se encuentra con sus solicitudes en etapa de evaluación. De no extenderse el plazo, numerosos clubes podrían perder el acceso a la tarifa social por cuestiones exclusivamente administrativas.
La medida, que alcanza a alrededor de 12.000 instituciones sin fines de lucro, fue publicada este miércoles en el Boletín Oficial a través de la Disposición 6. En rigor, el subsidio para los clubes de barrio es el mismo al que acceden los usuarios que están dentro del grupo de hogares con subsidios del nuevo esquema que lanzó el Gobierno de Javier Milei en enero, que anteriormente pertenecían al Nivel 2 de la segmentación tarifaria.
Es decir, recibirán un bloque subsidiado de 300 kilowatts por hora (kWh) mensuales en electricidad entre enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto, diciembre. El excedente consumido lo abonarán como la tarifa plena. Mientras que en marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre será de 150 kWh mensuales. En gas, los bloques subsidiados tienen un tope de consumo que varían según la distribuidora, el tipo de usuario residencial y el mes.
Subsidios para los clubes de barrio
La normativa aclara que la prórroga tiene como objetivo garantizar la continuidad del procedimiento de análisis de las solicitudes y permitir que todas las entidades que cumplan con los requisitos establecidos por la Ley N.º 27.098 puedan ser evaluadas antes del vencimiento del plazo.
Asimismo, el Gobierno remarcó que la extensión no modifica los requisitos para acceder al beneficio ni implica la incorporación automática de nuevas instituciones al régimen. Los controles y las verificaciones sobre el cumplimiento de las condiciones previstas en la legislación vigente continuarán desarrollándose durante el período de prórroga.
La disposición también precisa que la extensión alcanza únicamente al reempadronamiento de los clubes que ya integran el régimen, mientras que las solicitudes de incorporación de nuevas entidades seguirán tramitándose con el procedimiento actualmente vigente y no forman parte de esta prórroga.
YPF puso en marcha su nueva Estación de Cercanía (ECER) Confluencia, sobre la Ruta Nacional 237, en un punto estratégico de acceso a Villa Traful y dentro del Parque Nacional Nahuel Huapi. La iniciativa permite recuperar un servicio esencial para una de las zonas turísticas más importantes de la Patagonia, que permanecía sin oferta de abastecimiento desde 2018.
Ubicada en un predio perteneciente al Automóvil Club Argentino (ACA), la nueva estación vuelve a brindar una solución de cercanía para residentes, prestadores turísticos y visitantes que recorren el corredor que conecta Neuquén, Villa Traful, Bariloche y otros destinos cordilleranos. Actualmente, las alternativas de carga en la zona se encuentran a decenas de kilómetros de distancia.
El proyecto fue desarrollado en coordinación con la Administración de Parques Nacionales, incluyendo el trabajo conjunto realizado para habilitar la operación en una zona de alto valor turístico.
La ECER Confluencia Traful opera bajo un formato modular de rápida implementación y cuenta con monitoreo remoto desde el Real Time Intelligence Center (RTIC) de YPF. Ofrece Infinia Nafta e Infinia Diesel, acepta medios de pago electrónicos, App YPF y QR, y suma servicios complementarios como WiFi, inflado de neumáticos, una selección de productos de conveniencia para el viaje y lubricantes YPF. Además, para su puesta en marcha se priorizó la contratación de personal y proveedores de Villa Traful, contribuyendo al desarrollo económico local.
Con esta incorporación, YPF continúa expandiendo soluciones innovadoras para acercar energía y servicios a comunidades y corredores turísticos estratégicos de todo el país.
El crecimiento de Vaca Muerta continúa impulsando la demanda de equipamiento, herramientas, repuestos e insumos especializados para operaciones petroleras y energéticas. Sin embargo, para muchas empresas proveedoras del sector, uno de los principales desafíos ya no pasa por la capacidad técnica ni por la disponibilidad de trabajo, sino por los costos asociados al abastecimiento.
Tradicionalmente, numerosas compañías medianas de capitales locales adquieren insumos importados a través de intermediarios y distribuidores, una modalidad que simplifica la operación pero que también incorpora costos adicionales a lo largo de toda la cadena de suministro. En un mercado cada vez más competitivo, esos sobrecostos pueden marcar la diferencia al momento de participar en licitaciones o competir con proveedores internacionales.
Frente a este escenario, las empresas locales del sector se encuentran en una encrucijada: cómo reducir sus costos para aumentar su competitividad y hacer frente a empresas internacionales. Por ese motivo, analizan alternativas para acceder directamente a proveedores del exterior, sin embargo, eso presenta otra dificultad: cómo resolver una operatoria nueva sin aumentar los costos fijos en salarios. La tendencia responde a una necesidad concreta: mejorar márgenes, optimizar costos y ganar competitividad en una industria donde la eficiencia operativa es clave.
“Muchas empresas locales del rubro de servicios en la industria energética descubren que una parte importante de sus costos proviene de la forma en que se abastecen. Optimizar la logística y el acceso a insumos a precios internacionales puede generar mejoras significativas sin necesidad de realizar inversiones productivas adicionales”, señaló Santino Rebuffo, Country Manager de Mail Boxes Etc. Argentina.
En este contexto, tras su reciente desembarco en la Cuenca Neuquina y con llegada a toda la Patagonia, Mail Boxes Etc. (MBE) permite a las PyMEs y proveedores industriales implementar esquemas de importación directa delegando la gestión logística, documental y aduanera a través de su solución MBE Import. De esta manera, las empresas acceden a mercados internacionales en condiciones más competitivas sin aumentar sus costos fijos y manteniendo una estructura enfocada en su actividad principal. En la práctica, la empresa local consigue el respaldo de un equipo profesional especializado con los estándares propios de una multinacional, pero sin asumir los costos que implicaría contar con esa estructura de manera interna.
La tendencia también refleja un proceso de profesionalización del comercio exterior dentro de la cadena de valor energética. A medida que Vaca Muerta continúa expandiéndose y demanda mayores volúmenes de equipamiento e insumos, la logística internacional se consolida como un factor estratégico para sostener el crecimiento del sector.
Más allá del ahorro económico, la importación directa permite ampliar la red de proveedores, mejorar la disponibilidad de productos especializados y reducir tiempos de abastecimiento, aspectos cada vez más valorados en una industria donde la continuidad operativa resulta fundamental.
“En un contexto de creciente integración con mercados globales, la eficiencia logística comienza a ocupar un lugar tan relevante como la capacidad técnica o la calidad de los servicios, redefiniendo las reglas de competitividad para las empresas que participan del desarrollo energético argentino”, concluyó Rebuffo.
Con la Resolución 155/2026, publicada este martes en el Boletín Oficial, el Gobierno formalizó la adjudicación de la licitación Alma SADI que incorpora centrales de almacenamiento de energía eléctrica en baterías para fortalecer el sistema interconectado y reducir los cortes de luz en épocas de grandes consumos, como el verano.
De esta manera, dentro del Plan de Contingencia de la Secretaría de Energía, se otorgó contratos para la provisión de reserva y confiabilidad en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a través de sistemas de almacenamiento energético en baterías, conocidos técnicamente como BESS (Battery Energy Storage System).
Exitosa convocatoria de la Secretaría de Energía
La convocatoria despertó un gran interés en el sector privado, ya que se recibieron inicialmente 235 ofertas por un total de 8.338 megavatios (MW), superando ampliamente la potencia objetivo referencial de 700 MW establecida originalmente.
Tras la evaluación, se adjudicaron 20 proyectos de 5 empresas a lo largo de 7 regiones del país: PBA, NOA, NEA Chaco-Formosa, NEA Misiones-Corrientes, Litoral Entre Ríos, Litoral Santa Fe y Pampa. La inversión estimada para esta primera etapa es de US$700 millones.
Las empresas adjudicatarias son GENNEIA (7 proyectos), DQD Energy (8 proyectos), 360 Energy Solar (3 proyectos), ALUAR (un proyecto) e INTERMEPRO (un proyecto).
Al destacar la adjudicación, el Ejecutivo sostuvo que “el almacenamiento con baterías de última generación permite responder rápidamente ante variaciones de demanda, aportar flexibilidad al despacho y sumar reservas para operar con mayor seguridad, reduciendo la probabilidad de cortes y mejorando la calidad del servicio eléctrico para usuarios residenciales”.
El Gobierno dispuso una corrección en los cuadros tarifarios de la empresa Edenor tras detectar que se habían aplicado precios correspondientes a sectores subsidiados por equivocación, mediante la Resolución 233/2026, publicada este martes en el Boletín Oficial.
La normativa instrumentada por el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENREGE) busca subsanar un error técnico en el cálculo de los valores de las tarifas de luz que rigen desde el pasado 1 de junio.
Según los considerandos de la norma, el error se originó en la Resolución 26/2026. Al momento de calcular los valores para el sistema de medición autoadministrada de la categoría General, se consideraron por error los precios estacionales de energía y potencia con subsidio, en lugar de los valores plenos que corresponden a ese segmento.
Al calificar el fallo como un “error material”, el organismo avanzó con su rectificación amparándose en el Reglamento de Procedimientos Administrativos, que permite enmendar equivocaciones aritméticas o de hecho, siempre que no se altere lo sustancial de la decisión original.
Los nuevos valores
La resolución establece los nuevos precios por unidad de energía (expresados en $/kWh) para los distintos niveles de consumo dentro de la Tarifa General. Los incrementos reflejan el paso del valor subsidiado al precio real de mercado que debió aplicarse inicialmente:
Segmento G1: pasa de $176,194 a $252,091.
Segmento G2: pasa de $193,444 a $269,343.
Segmento G3: pasa de $182,648 a $258,544.
Segmento G4: pasa de $180,029 a $255,926.
El aumento para las tarifas de electricidad en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) durante junio fue del 1,5%. El mismo porcentaje de incremento se dispuso para el corriente mes de julio.
En cuanto al subsidio para la energía eléctrica, en el sexto mes del año se dispuso un nuevo porcentaje de descuento. A los usuarios residenciales beneficiarios del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) se les aplicó en junio una bonificación extraordinaria del 11,97% sobre el consumo base de hasta 300 kWh mensuales. En julio se fijó en 16,59%.
Estos porcentajes reemplazaron los que se había fijado anteriormente para ambos meses, elevándolos con el fin de atenuar el impacto en las facturas frente a los mayores requerimientos estacionales.
Cuba puso en marcha sus protocolos de emergencia para iniciar el restablecimiento paulatino de su Sistema Eléctrico Nacional (SEN), luego de que este lunes al mediodía se registrara un nuevo colapso total que dejó a oscuras a todo el territorio caribeño.
Las autoridades energéticas del país informaron que los trabajos actuales se centran en la activación de microsistemas regionales con el objetivo primordial de garantizar de forma prioritaria el suministro a los servicios vitales de la población.
El apagón ocurrió exactamente a las 12:17 hora local, cuando la empresa estatal Unión Eléctrica (UNE) reportó una “desconexión total” de la red cuya causa precisa aún permanece bajo investigación.
Las últimas actualizaciones técnicas de la UNE indicaron que se logró estabilizar la generación en unidades clave como Energás Boca de Jaruco y Varadero, al tiempo que se iniciaron las maniobras para incorporar los bloques de Mariel 5 y Habana 2.
Este proceso de sincronización busca revertir una situación extremadamente frágil, ya que la isla venía sufriendo una jornada crítica en la que se estimaba que más del 70% del país carecería de electricidad en forma simultánea durante las horas de mayor consumo debido a una brecha severa: la capacidad de generación proyectada era de apenas 935 megavatios frente a una demanda superior a los 3.100 megavatios.
Con la llegada de las bajas temperaturas, ahorrar energía para calefaccionar tu casa se convirtió en una de las principales preocupaciones de miles de familias. En ese escenario, distintos estudios confirmaron que existe una tecnología mucho más eficiente que los tradicionales caloventores y estufas eléctricas, capaz de reducir el consumo energético hasta un77%.
Aunque durante años los caloventores, radiadores eléctricos y estufas halógenas fueron algunas de las opciones más elegidas para combatir el frío, los expertos advirtieron que su eficiencia está muy por debajo de otros equipos disponibles actualmente. La diferencia no solo se refleja en el consumo mensual, sino también en el gasto acumulado a lo largo de los años.
La tecnología que consume mucho menos electricidad
No todos los sistemas de calefacción eléctrica funcionan de la misma manera. Mientras algunos generan calor mediante resistencias eléctricas, otros aprovechan una tecnología completamente diferente que les permite utilizar mucha menos energía para alcanzar el mismo resultado.
Los especialistas explicaron que los aires acondicionados frío-calor con tecnología Inverter representan hoy una de las alternativas más eficientes para calefaccionar una vivienda.
La principal diferencia radica en su funcionamiento. En lugar de producir calor mediante una resistencia eléctrica, estos equipos emplean una bomba de calor, un sistema que traslada la energía térmica desde el exterior hacia el interior del ambiente.
Gracias a este mecanismo, el rendimiento energético resulta considerablemente superior al de los calefactores eléctricos tradicionales.
Por qué un aire acondicionado Inverter gasta mucho menos
El secreto está en la eficiencia con la que trabaja el equipo. Los sistemas eléctricos convencionales convierten prácticamente toda la electricidad consumida en calor. En cambio, un aire acondicionado con bomba de calor utiliza la electricidad para mover energía térmica de un lugar a otro.
Esto permite que por cada unidad de electricidad consumida pueda entregar entre cuatro y seis unidades de calor, dependiendo de las condiciones climáticas y del equipo utilizado. Como consecuencia, el consumo eléctrico disminuye de manera significativa frente a otros sistemas de calefacción.
Los especialistas remarcaron que esta diferencia explica por qué un aire acondicionado moderno puede resultar mucho más económico durante el invierno, incluso si permanece encendido varias horas al día.
Los equipos eléctricos que más consumen
En el mercado existen numerosos aparatos destinados a calefaccionar ambientes.
Entre los más utilizados se encuentran:
Caloventores.
Radiadores eléctricos de aceite.
Estufas halógenas.
Estufas de cuarzo.
Paneles infrarrojos.
Placas vitrocerámicas.
Vitroconvectores.
Todos estos equipos funcionan mediante resistencias eléctricas y, aunque suelen destacarse por su facilidad de uso y su bajo costo inicial, también figuran entre los dispositivos que mayor cantidad de electricidad demandan.
Su consumo elevado termina reflejándose en la factura de energía, especialmente durante los meses más fríos del año.
Otros consejos para gastar menos durante el invierno
Más allá del sistema de calefacción elegido, existen hábitos sencillos que ayudan a disminuir el consumo eléctrico.
Entre las principales recomendaciones de los especialistas se destacan:
Mantener puertas y ventanas correctamente cerradas para evitar pérdidas de calor.
Sellar filtraciones de aire en aberturas.
Aprovechar la luz solar durante el día.
Cerrar cortinas y persianas durante la noche para conservar la temperatura interior.
Realizar el mantenimiento periódico de los equipos.
Evitar programar temperaturas excesivamente altas, ya que cada grado adicional incrementa el consumo eléctrico.
Combinadas con un sistema de calefacción eficiente, estas medidas permiten reducir aún más el gasto energético sin resignar confort durante los meses más fríos del año.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, inauguró la obra de vinculación eléctrica del paso internacional Mamuil Malal, una infraestructura estratégica que garantiza el suministro de energía a uno de los principales corredores internacionales de la provincia y fortalece el funcionamiento de los organismos que desarrollan sus tareas en la zona fronteriza.
El Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) realizó la ejecución integral de las obras, que demandaron una inversión de casi 400 millones de pesos, entre materiales, equipos, maquinarias y mano de obra. Las tareas fueron financiadas íntegramente por la Provincia.
La nueva infraestructura permite abastecer de energía eléctrica a las instalaciones ubicadas en el paso internacional, entre ellas las dependencias de Aduana, Migraciones, ARCA, Senasa y Vialidad, además de la Base Operativa de Gendarmería Nacional, las viviendas de guardaparques del Parque Nacional Lanín y la oficina de informes.
Destacó el rol de las empresas públicas neuquinas y remarcó que “deben ser eficientes”. “No se pueden malgastar los recursos de la gente”, dijo y añadió: “El EPEN está demostrando con creces que está siendo cada vez más eficiente, que se está administrando mucho mejor, que estamos haciendo las obras que realmente son necesarias y jerarquizan el trabajo que se viene haciendo en la provincia”.
Recordó que el gobierno neuquino está desarrollando el Camino de la Fe, que a lo largo de 700 kilómetros unirá 20 localidades y 20 lagos. “Va a poner en valor muchas localidades otrora dejadas al margen de los circuitos de rutas de la provincia. Y todo este camino va a estar integrado con el vecino país de Chile”, agregó y comentó que estará integrado por cinco pasos internacionales pavimentados. “Y para 2028 vamos a dejar todo preparado para pavimentar el paso Hua Hum”, manifestó.
“De esta manera podemos desarrollar el turismo de manera binacional con el vecino país de Chile”, expresó Figueroa y consideró: “No es competir simplemente cuando nos conviene ir de un lado o del otro de la cordillera de acuerdo al valor de la moneda, sino que lo importante es que podamos atraer turistas de todo el mundo de manera integrada”.
“Todo tiene que confluir en una programación, en que tienen que lograrse los objetivos en forma paulatina”, afirmó y recalcó que “estamos cumpliendo parte de ellos teniendo electricidad en el paso y en toda la zona. Vamos a desarrollar el turismo, pero también las comunidades van a tener la electricidad que se necesita”.
Por último, detalló que en el Sur de la provincia el gobierno avanza con obras viales, como la pavimentación de la ruta 23, la bajada del Rahue en la ruta 46, el paso Mamuil Malal, el camino a Huechulafquen, la ruta a Lolog, a Meliquina y a Villa Traful.
Por su parte, el presidente del EPEN, Mario Moya comentó que el proyecto de electricidad para el paso se gestó hace casi 25 años y había quedado postergado. Dijo que la obra había quedado paralizada por falta de financiamiento y destacó “la decisión política de nuestro gobernador para avanzar”.
La obra
La intervención del EPEN comprendió aproximadamente 24 kilómetros de línea eléctrica entre el acceso a la comunidad de Chiquilihuín y el paso internacional Mamuil Malal. En ese tramo se realizaron tareas de reacondicionamiento de la infraestructura existente y la construcción y reconstrucción de distintos sectores, mediante tendidos aéreos y subterráneos, garantizando las condiciones necesarias para completar finalmente la vinculación eléctrica.
Esta línea se integra al sistema de distribución de aproximadamente 68 kilómetros que parte desde Junín de los Andes y abastece también a los parajes Pilo Lil, Chiquilihuín, Aucapán y Atreuco, consolidando una infraestructura energética de gran importancia para el desarrollo del sur neuquino.
Uno de los mayores desafíos fue la ejecución de los últimos cuatro kilómetros, que permitieron concretar la vinculación definitiva con el complejo fronterizo. Estos trabajos se desarrollaron bajo estrictos criterios ambientales y en coordinación con Parques Nacionales, Vialidad Provincial, especialistas ambientales y otros organismos competentes, definiendo una traza que preservara la flora nativa y evitara afectar ejemplares centenarios de araucarias.
En los sectores de mayor sensibilidad ambiental se ejecutaron aproximadamente 1.200 metros de tendido subterráneo, protegido mediante un sistema especialmente diseñado para este tipo de terrenos, mientras que el resto de la infraestructura aérea fue implantada procurando minimizar el impacto visual sobre el paisaje.
La obra, ejecutada íntegramente con personal del EPEN, también requirió soluciones de ingeniería específicas para atravesar mallines, sectores de difícil acceso y otros obstáculos naturales mediante estructuras especialmente adaptadas y la apertura de huellas autorizadas, siempre respetando las condiciones establecidas por los organismos ambientales.
La obra incluyó la construcción de nuevos tendidos eléctricos aéreos y subterráneos, una subestación transformadora y una red de baja tensión para abastecer las instalaciones del complejo fronterizo. Además, el EPEN realizó el mantenimiento integral de los 22 kilómetros de la línea de media tensión existente, mejorando las condiciones operativas y la confiabilidad del suministro en toda la traza
Con esta obra, la Provincia fortalece la infraestructura estratégica del sur neuquino, mejora las condiciones operativas y de seguridad del paso internacional Mamuil Malal, acompaña el desarrollo turístico de la región y garantiza un servicio eléctrico confiable para las instituciones que cumplen funciones esenciales en uno de los principales accesos terrestres entre Argentina y Chile.
YPF Luz continúa impulsando su Plan de Inversión Social mediante iniciativas que promueven la educación, el cuidado del ambiente y el fortalecimiento de infraestructura comunitaria en las ocho provincias donde tiene operaciones.
En el primer semestre del año, el 23% de los colaboradores de la compañía participaron en más de 30 iniciativas, lo que equivale a 120 personas que dedicaron más de 500 horas en acciones con impacto social. Estas acciones beneficiaron de manera directa a más de 8.000 personas, reafirmando el compromiso de la compañía por generar valor en las comunidades.
Las actividades incluyeron:
Jornadas de mejora de infraestructura, que implican el acondicionamiento, pintura y mejora de espacios comunes en instituciones.
Iniciativas de cuidado ambiental, como armado de huertas para instituciones educativas y forestación de árboles nativos en reserva ecológica.
Propuestas educativas, entre charlas y visitas a los activos de YPF Luz como: Parque Eólico Los Teros, Complejo Generación Tucumán, Complejo Manantiales Behr y Central Dock Sud. Estos espacios promueven permiten dar a conocer el día a día de los sitios operativos y el rol de YPF Luz en el mercado eléctrico.
Además, se realizó la donación de Ecopuntos a las comunidades de General Levalle (Córdoba), Lavalle y Las Heras (Mendoza), Las Heras, Azul (Provincia de Buenos Aires) e Iglesia (San Juan), contribuyendo a fortalecer la gestión de residuos y promover prácticas de reciclaje a nivel local. Esto suma un impacto indirecto en más de 370.000 habitantes de las localidades mencionadas.
En línea con este enfoque, YPF Luz también continúa trabajando junto a Fundación YPF a través del Aula Móvil de Energía Argentina, una propuesta educativa que acerca contenidos vinculados a la energía y la innovación a distintos puntos del país. Con talleres y espacios de divulgación, el aula móvil está dirigida a estudiantes y público en general para fortalecer el vínculo entre la comunidad y el sector energético.
La iniciativa ya estuvo presente en Mendoza, donde alcanzó a 1.200 participantes aproximadamente, mediante el Aula Móvil y los talleres realizados en Las Heras y Lavalle.
En los próximos meses, continuará su recorrido por:
Córdoba: General Levalle (11 y 12 de agosto).
Buenos Aires: Olavarría (8 y 9 de septiembre).
San Juan: Barreal (22 y 23 de septiembre) y Rodeo (24 y 25 de septiembre).
Genneia, una de las principales compañías de generación de energía renovable de la Argentina, inició el proceso para cotizar en la Bolsa de Nueva York (NYSE) mediante una Oferta Pública Inicial (IPO), una operación que, de concretarse, la convertiría en la primera empresa argentina en debutar en Wall Street desde 2019. La firma, que tiene entre sus accionistas al empresario Jorge Brito, busca ampliar su acceso al mercado internacional de capitales en un contexto de creciente interés por el sector energético.
La compañía presentó la documentación correspondiente ante la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos (SEC) para emitir Acciones Depositarias Estadounidenses (ADS), un paso previo indispensable para una eventual colocación de acciones. Desde la empresa aclararon que el trámite no implica una decisión definitiva sobre la oferta, sino que forma parte del proceso necesario para evaluar una futura salida al mercado.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, la operación también contempla la posibilidad de listar acciones en la Bolsa de Buenos Aires, lo que permitiría captar financiamiento tanto en el mercado local como en el internacional.
La empresa se consolidó como uno de los principales jugadores del negocio de las energías renovables en el país. En la actualidad genera el 21% de la energía eólica y el 19% de la energía solar de la Argentina, con activos distribuidos en distintas provincias y un plan de expansión que incluye nuevos proyectos de infraestructura.
Entre los principales accionistas de Genneia figuran Argentum Investments I LLC, con el 43,6% del capital; Fintech Energy LLC, con el 25%; Jorge Pablo Brito, con el 8,33%; Delfín Jorge Ezequiel Carballo, también con el 8,33%; el Fideicomiso en Garantía Herederos JHB, con otro 8,33%; y LAIG Eolia S.A., con el 6,4%.
La presentación ante la autoridad regulatoria estadounidense señala que la oferta podría incluir tanto la emisión de nuevas acciones como la venta de participaciones de accionistas actuales mediante acciones Clase B. El monto de la colocación y el precio de la oferta todavía no fueron definidos y dependerán de las condiciones del mercado.
Para Adcap Grupo Financiero, la empresa reúne características que la posicionan como una candidata sólida para una colocación internacional. La entidad destacó el crecimiento sostenido de Genneia, la estabilidad de sus ingresos gracias a contratos de largo plazo y su trayectoria en el mercado de deuda corporativa.
Los resultados financieros acompañan esa expectativa. Durante el primer trimestre de 2026, Genneia registró ingresos por US$ 96,4 millones y una ganancia neta de US$ 7,9 millones, impulsados por la expansión de su capacidad instalada y la mayor participación de las energías renovables en la matriz eléctrica nacional.
La empresa también fortaleció su presencia en el sistema energético al participar, junto con Edison Energía, en la adquisición de una participación en la controlante de Transener, la principal transportista de electricidad del país. Con esa operación incorporó un nuevo segmento estratégico vinculado al transporte de energía de alta tensión.
Actualmente, Genneia opera 13 parques eólicos con una capacidad instalada de 946 megavatios (MW), nueve parques solares que totalizan 839 MW entre proyectos operativos y en desarrollo durante 2026, además de dos centrales térmicas con una capacidad conjunta de 363 MW. A ese portafolio suma un proyecto de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS), tecnología considerada clave para mejorar la estabilidad del sistema eléctrico y potenciar la integración de fuentes renovables.
Sus activos se encuentran distribuidos en las provincias de Chubut, Río Negro, Buenos Aires, San Juan, Mendoza y Tucumán, donde desarrolla algunos de los parques eólicos y solares de mayor escala del país.
Si la operación avanza, Genneia protagonizará la primera salida de una empresa argentina a Wall Street desde 2019, cuando debutó Vista Energy. Antes de esa operación, en 2018, también llegaron al mercado estadounidense Central Puerto y Corporación América. Para el mercado financiero argentino, la eventual colocación representa una señal de recuperación del acceso al financiamiento internacional y un nuevo impulso para las inversiones en infraestructura energética.
Una iniciativa privada para construir una nueva central nuclear en la Argentina fue presentada para su evaluación ante el Ministerio de Economía, con una inversión estimada en USD 1.200 millones que será financiada en su totalidad con capitales privados estadounidenses.
El proyecto, impulsado por Meitner Energy, propone levantar una central en el sitio Atucha de Nucleoeléctrica Argentina mediante un reactor modular pequeño (SMR) de diseño argentino que, por el monto de la inversión y su carácter innovador, podría ser admitido en el denominado Súper RIGI.
La iniciativa contempla la construcción del ACR-300, un reactor SMR de Generación III+ con tecnología PWR (reactor de agua a presión) y una potencia aproximada de 300 MWe. Se trata de un desarrollo realizado por ingenieros argentinos que dará origen al primer proyecto First of a Kind (FOAK) de este diseño a nivel mundial.
LA NOTICIA MÁS IMPORTANTE DEL SECTOR NUCLEAR EN 20 AÑOS
La empresa Meitner Energy presentó hoy ante el Ministerio de Economía y la Secretaría de Asuntos Nucleares una iniciativa privada que contempla la inversión de más de USD 1.200 millones para la construcción de un nuevo…
La condición de FOAK implica que será la primera versión comercial del reactor y no un prototipo experimental, un paso considerado estratégico para la industria nuclear argentina y para la eventual proyección internacional de esta tecnología.
La inversión prevista asciende a USD 1.200 millones y será financiada íntegramente con capitales privados, sin aportes estatales para la construcción de la central. De concretarse, el proyecto se convertirá en una de las inversiones privadas más importantes del sector energético argentino vinculadas con la generación nucleoeléctrica.
El acuerdo también establece que Nucleoeléctrica Argentina conservará el derecho de asumir la operación y el mantenimiento de la central bajo condiciones de mercado una vez que la planta entre en funcionamiento.
Además, Meitner Energy abonará un canon por el derecho real de superficie sobre los terrenos donde se emplazará la nueva central, dentro del complejo Atucha.
Según las estimaciones difundidas junto con la presentación, el desarrollo del proyecto generará alrededor de 2.000 puestos de trabajo directos durante las etapas de ingeniería, construcción, montaje, puesta en marcha y operación, además del impacto sobre proveedores y empresas vinculadas con la cadena de valor de la industria nuclear.
El plazo estimado para la construcción ronda los cinco años, siempre que la iniciativa obtenga la aprobación del Ministerio de Economía y complete el proceso de licenciamiento a cargo de la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN).
Tras la presentación de la iniciativa, el ministro de Economía, Luis Caputo, informó en su cuenta de X que mantuvo una reunión junto al secretario de Asuntos Nucleares, Federico Morábito Napoli, con Teófilo Lacroze, CEO de Meitner Energy Latam, y Pablo Franzetti, director de Asuntos Externos y Nuevos Negocios de la empresa en Argentina.
En ese marco, el funcionario destacó que la propuesta contempla la construcción del primer reactor modular pequeño de este diseño a nivel mundial en el complejo Atucha. Además, señaló que el proyecto demandará una inversión estimada de USD 1.200 millones financiada con capitales privados estadounidenses y basada en una patente argentina. También remarcó que la obra prevé la creación de alrededor de 2.000 puestos de trabajo directos durante las etapas de desarrollo, construcción, puesta en marcha y operación.
“Seguimos trabajando para impulsar la tecnología nuclear que promueve el desarrollo energético argentino”, expresó Caputo al difundir los detalles del encuentro.
Los reactores modulares pequeños constituyen una de las principales tendencias de la industria nuclear internacional debido a que permiten reducir tiempos de construcción, incorporar procesos de fabricación estandarizados y ofrecer una mayor flexibilidad para ampliar la capacidad de generación eléctrica.
La Argentina cuenta con una trayectoria reconocida en el desarrollo de tecnología nuclear con fines pacíficos y capacidades propias en materia de ingeniería, diseño y fabricación de componentes. En ese contexto, el ACR-300 busca convertirse en el primer reactor comercial argentino de esta categoría y abrir oportunidades para la exportación de tecnología nacional.
De acuerdo con la información presentada, la iniciativa será analizada por las autoridades nacionales para determinar su eventual incorporación al régimen del Súper RIGI y avanzar con las autorizaciones técnicas, regulatorias y ambientales necesarias antes del inicio de las obras.
Treinta intendentes de distintas localidades recorrieron este miércoles las obras del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) en Punta Colorada, cerca de Sierra Grande, acompañados por autoridades del Gobierno Provincial. Durante la visita pudieron corroborar en el lugar el avance de una obra que marca una nueva etapa productiva para Río Negro, vinculada a la energía, el empleo y la exportación.
La actividad comenzó con una presentación institucional en el Centro de Informes Turísticos, donde se brindó un panorama sobre los objetivos, el alcance y el estado de avance del proyecto. Luego, la comitiva visitó la Terminal Punta Colorada y la obra marina.
El Ministro de Gobierno y Trabajo, Agustín Ríos, quien encabezó la recorrida, destacó el valor estratégico de la visita para que los municipios puedan dimensionar el alcance del proyecto. “Estamos compartiendo una visión de futuro para toda la provincia. El VMOS representa la decisión de un Río Negro que eligió un rumbo claro, que apuesta al desarrollo, al empleo y a las oportunidades para las próximas generaciones”, afirmó.
Durante la visita, los intendentes conocieron los tanques de almacenamiento de crudo que se construyen en la terminal, cada uno con una capacidad de 750.000 barriles, lo que los convertirá en los de mayor capacidad de la Argentina. La obra emplea actualmente a más de 1.500 trabajadores de manera simultánea en sus distintos frentes, con un 80% de mano de obra rionegrina.
Ríos remarcó que “cuando vemos la magnitud de lo que está ocurriendo, entendemos que este proyecto no transforma solamente un lugar, sino que abre una etapa de esperanza para cada rincón de nuestra provincia”.
La actividad forma parte de una agenda impulsada por el Gobierno de Río Negro para acercar a distintos sectores institucionales al desarrollo del VMOS. En oportunidades anteriores también participaron legisladores provinciales.
Con una inversión de gran escala, el proyecto posicionará a Punta Colorada como un punto estratégico para la exportación de petróleo proveniente de Vaca Muerta, con impacto directo en la generación de empleo, el crecimiento de las economías regionales y el desarrollo productivo, logístico y energético de toda la provincia.
El Gobierno porteño inaugurará el Trambús, un nuevo medio de transporte eléctrico que conectará el sur y el norte de la Ciudad de Buenos Aires. Para su funcionamiento, se tomó la decisión de cambiar el sentido de dos avenidas importantes en Caballito.
El objetivo principal de este nuevo servicio es agilizar el tránsito en la Ciudad, principalmente durante el horario pico, por lo que se implementarán carriles exclusivos que permitirán reducir hasta un 40% los tiempos en el viaje. Además, se estima que podría beneficiar a un total de 60.000 pasajeros y se prevé que circule cada cuatro minutos, con 50 vehículos en la calle.
Uno de los puntos estratégicos estará en el barrio de Caballito, más precisamente sobre la avenida Honorio Pueyrredón, donde se instalarán dos paradores laterales sobre el parque lineal.
El recorrido comenzará en Nueva Pompeya y pasará por Parque Patricios, Boedo, Parque Chacabuco, Caballito, Almagro, Villa Crespo, Palermo y para finalizar en el Aeropuerto Jorge Newbery. Además, pasará por arterias más concurridas de la Ciudad como Juan B. Justo, Ángel Gallardo, Acoyte,Avenida Rivadavia y Honorio Pueyrredón, la cuales sufrirán una modificación en una parte de su recorrido.
Cómo será el cambio de sentido en Caballito con la llegada del Trambus
Con la llegada del Trambus en Capital, las avenidas Honorio Pueyrredón y Acoyte en Caballito sufrirán transformaciones profundas, como así también sucederá con una cuadra de avenida La Plata.
Además, el parque lineal de Honorio Pueyrredón tendrá dos paradores a lo largo de su traza, entre el Cid Campeador y la calle Neuquén, dejará de ser doble mano para tener un solo sentido, hacia el norte.
La avenida Acoyte dejará de ser doble mano entre Neuquén y Díaz Vélez, para tener solo sentido hacia el norte. Allí, desde el verano, avanza la construcción de los paradores, que están sobre el lado este de la avenida.
En ambos casos, los carriles exclusivos estarán sobre la derecha, de acuerdo con el sentido de circulación, por lo que el resto del espacio estará destinado a vehículos particulares. El cambio afectará también a una cuadra de Avenida La Plata: entre Rivadavia y Chaco/Quito pasará a ser sentido único hacia Rivadavia.
También sufrirán cambios Felipe Vallese, entre Acoyte y Ambrosetti, que será doble mano; Ambrosetti, entre Jauretche y Rivadavia, será mano al sur; .y Balcarce, entre Yerbal y Rivadavia, irá hacia el norte.
El presidente Javier Milei encabezó en las últimas horas una reunión con diputados y senadores oficialistas en una especie de relanzamiento de la gestión tras la salida de Manuel Adorni del gabinete, en la que estableció las prioridades de la agenda legislativa libertaria. Entre ellas, el mandatario ubicó la modificación del régimen de Zona Fría, un proyecto que ya cuenta con media sanción de Diputados y que busca excluir a distintos distritos del sistema de compensaciones en las tarifas del gas.
El encuentro, realizado este miércoles por la tarde en la Casa Rosada, estuvo encabezado por una exposición del propio Milei, quien además adelantó el envío de un proyecto de ley para modificar la carta orgánica del Banco Central. También pidió a los legisladores avanzar con tres iniciativas para lograr su aprobación antes de fin de año: la reforma del régimen de Zona Fría, la reforma electoral y la modificación del régimen de inocencia fiscal.
Todos esos proyectos, y especialmente el de Zona Fría, también dependerán de los acuerdos que logre alcanzar el flamante jefe de Gabinete, Diego Santilli, con gobernadores aliados, cuyos legisladores serán determinantes para conseguir las respectivas sanciones. En el caso de Zona Fría, la iniciativa afecta directamente a usuarios de varias de esas provincias, por lo que algunos senadores aún mantienen su voto en duda.
Precisamente, el proyecto fue aprobado en mayo en la Cámara de Diputados por un margen mayor al esperado gracias al apoyo de bloques aliados, entre ellos el Pro, la UCR y fuerzas provinciales. Sin embargo, el expediente todavía no fue tratado en la Comisión de Energía del Senado, en un escenario que sigue siendo incierto para el oficialismo.
En las últimas semanas, distintos sectores políticos cercanos a la Casa Rosada también manifestaron reparos frente a la iniciativa. Por ejemplo, la Cámara de Senadores de la provincia de Buenos Aires aprobó recientemente una declaración en defensa del régimen ampliado en 2021, respaldada incluso por todo el bloque del Pro.
El gobierno nacional impulsa una reforma del régimen de Zona Fría que busca reducir el universo de usuarios alcanzados por los descuentos en las tarifas de gas y focalizar el beneficio en los hogares de menores ingresos. La propuesta modifica el esquema vigente desde 2021, que amplió la cobertura a millones de usuarios en distintas provincias, y plantea que el subsidio deje de otorgarse principalmente por criterios geográficos para incorporar variables socioeconómicas. La excepción serán la Patagonia, Malargüe y la Puna, donde se mantendrá la cobertura plena prevista por el régimen.
Con este cambio, una parte importante de los usuarios que hoy acceden a bonificaciones del 30% o del 50% en la factura de gas podría perder ese beneficio si no cumple con las nuevas condiciones que establezca el Estado, entre ellas tener ingresos familiares inferiores al equivalente de cuatro canastas básicas totales.
El gobierno sostiene que la reforma apunta a mejorar la eficiencia del gasto público y dirigir la asistencia a quienes más la necesitan. En cambio, sectores de la oposición advierten que la medida implicará un aumento en las boletas de gas para miles de familias que viven en regiones con bajas temperaturas.
En medio de una intensa ola de frío polar y una crisis en el abastecimiento de gas que afecta a industrias y estaciones de servicio de GNC en distintas regiones del país, el Gobierno nacional intentó llevar calma a los usuarios residenciales. Daniel González, secretario de Energía y Minería, aseguró que no están previstos cortes en el suministro domiciliario.
Durante una entrevista radial, González afirmó: “No va a faltar gas en los domicilios en la medida que no haya un imponderable, que no quede un yacimiento fuera de producción o que no pase nada en algún sistema de transmisión o de distribución”. Con esta declaración, el funcionario buscó despejar la incertidumbre que genera la escasez en otros sectores.
El funcionario explicó que la llamada “demanda prioritaria”, que incluye el consumo de los hogares, está totalmente cubierta. Confirmó que el sistema de gasoductos mantiene la presión adecuada, los yacimientos funcionan con normalidad y no se han registrado cortes en esta categoría de demanda.
Esta tranquilidad para los usuarios residenciales contrasta con la situación que enfrentan algunos sectores productivos y estaciones de GNC, donde la falta de gas ha provocado largas filas, protestas y bloqueos en ciudades como La Plata y zonas cercanas. Algunos trabajadores han salido a manifestarse debido a la imposibilidad de obtener el combustible necesario para sus actividades.
Por otra parte, varias industrias han decidido frenar su producción ante el alto costo del gas natural licuado (GNL), el cual deben adquirir sin subsidios para poder seguir operando. Esta situación refleja la complejidad del abastecimiento energético en este invierno.
Para responder al aumento de la demanda durante la temporada invernal, Argentina recurre a importaciones de GNL mediante la terminal de Escobar, además de volúmenes que llegan desde Bolivia y, en ocasiones, Chile. Cuando la demanda excede la oferta disponible, el Gobierno solicita a las centrales eléctricas que eviten usar gas y opten por combustibles alternativos como gasoil, fuel oil o carbón, opciones que resultan más caras y contaminantes.
En la misma entrevista, el secretario de Energía detalló el funcionamiento del esquema de subsidios vigente. Señaló que cerca de la mitad de los usuarios ya no recibe apoyo estatal, mientras que el resto mantiene descuentos que en invierno alcanzan hasta un 75% en el costo del gas y superan el 60% en la tarifa eléctrica.
González recordó que el sistema de subsidios fue modificado para focalizar la ayuda de acuerdo con el nivel de ingresos y el consumo de cada usuario, eliminando los beneficios generalizados que existían anteriormente.
Finalmente, confirmó que las tarifas de luz y gas continuarán sufriendo actualizaciones mensuales, ajustadas automáticamente según la inflación previa y la evolución del costo real de la energía, lo que implicará aumentos periódicos en las facturas.
Irrigación no solo cuida el agua de Mendoza, también produce la energía para hacerlo. Con 500 penales fotovoltaicos y capacidad de 250 KVA, el Departamento General de Irrigación dio un paso que va más allá de lo ambiental: se transformó en generador de energía e inyecta electricidad limpia a la red.
Con una apuesta concreta a la soberanía energética el titular de Irrigación, Sergio Marinelli, inauguró el viernes un Parque de Generación Fotovoltaico en el predio del dique Valle de Uco, ubicado en Campo Los Andes, departamento de Tunuyán. Lo acompañaron los intendentes Ulpiano Suárez (Capital) y Alejandro Morillas (San Carlos).
Del organismo del agua también estuvieron el consejero por la cuenca del río Tunuyán Superior, Osmar Sorroche, el director de Gestión Institucional, Rubén Pelegrina, y el subdelegado, Juan Alós.
El acto, si bien fue breve, anunció una transformación de largo plazo con una inversión de $410 millones, en el parque, que cuenta con 500 paneles solares de 550 watts pico, además de dos inversores inteligentes. Esta energía no la consume para sí, sino que la inyecta a la red de distribución de Edemsa. Este proceso convierte a Irrigación, por primera vez, en lo que la Ley 27424 llama un “usuario generador”: un organismo que recibe energía de la red y también la produce para otros.
El impacto opera en dos planos: en términos operativos, el parque compensará una parte significativa del consumo eléctrico de las sedes de Irrigación en toda la provincia, reduciendo la dependencia de fuentes convencionales. En tanto, en términos ambientales, la reducción de emisiones equivale a la captura anual de CO₂ que realizarían 6.000 árboles.
En este sentido, Marinelli aseguró: “Haber hecho este parque no es un gesto simbólico. Es algo concreto que se enmarca en nuestro Plan Hídrico Provincial, que entiende la gestión del agua y la transición energética como dos caras del mismo desafío”.
“Este parque solar nos permite atender toda la demanda energética de las dependencias de Irrigación, a excepción de las tres subdelegaciones del Sur: la del río Diamante en San Rafael, del río Atuel en Alvear y la Jefatura de Malargüe, porque ahí ya teníamos paneles funcionando, por lo que ya cubren desde antes su propia energía”, agregó.
“La capacidad de generación está asociada a 20 NIC correspondientes a Irrigación, y nuestro organismo, mediante este parque fotovoltaico, genera la energía que consume. Al proyecto lo veníamos trabajando desde hacía varios años, pero tiempo atrás costaba mucho recuperar la inversión, era un proceso a 20 años. Fueron bajando los costos de los paneles, fue aumentando el costo de la energía y hoy el recupero de esta inversión no demandará más de 5 años”, dijo también Marinelli.
El razonamiento de fondo es que si el agua que alimenta los ríos mendocinos depende del deshielo de Alta Montaña, y si el cambio climático hace ese ciclo cada vez menos predecible, entonces la gestión hídrica eficiente requiere también autonomía energética. Un organismo que gasta menos energía convencional y genera la propia no solo ahorra: se vuelve más resiliente frente a escenarios de escasez futura.
La obra fue adjudicada mediante licitación pública de la que participaron tres empresas: Sumpetrol SRL instaló el sistema fotovoltaico; Ceralfa SA ejecutó la subestación transformadora y el tendido subterráneo de media tensión; y Ruta Dorada SA montó el cerco perimetral con sistema de seguridad electrónica que opera en tiempo real desde la sede central del Tunuyán.
Terra Ignis Energía S.A. y el Colegio de Ingenieros de Tierra del Fuego suscribieron un Convenio Marco de Cooperación con el objetivo de promover acciones conjuntas de capacitación, asistencia técnica, intercambio de conocimientos y desarrollo de iniciativas vinculadas al sector energético de la provincia.
El acuerdo establece un marco de trabajo conjunto orientado a impulsar actividades de formación profesional, cooperación institucional, investigación y asesoramiento técnico, fortaleciendo las capacidades de ambas instituciones y contribuyendo al desarrollo de proyectos de interés común. Asimismo, prevé la realización de programas de capacitación, intercambio de experiencias y colaboración en iniciativas relacionadas con la ingeniería y el desarrollo energético provincial.
Durante la firma del convenio, el director de Terra Ignis Energía S.A., Víctor Salgués, expresó:”Este convenio tiene como finalidad contar con el apoyo técnico del Colegio de Ingenieros para el desarrollo de capacitaciones, auditorías, estudios y otras acciones de asistencia técnica que contribuyan al fortalecimiento de nuestra empresa. El Colegio reúne a profesionales de 27 especialidades de la ingeniería, entre ellas civil, eléctrica, mecánica, electromecánica, petróleo, ambiental y seguridad e higiene, lo que representa un respaldo muy importante para Terra Ignis y para los desafíos que tenemos por delante”.
Por su parte, el presidente del Colegio de Ingenieros de Tierra del Fuego, Gustavo Núñez, señaló: “Desde el Colegio de Ingenieros celebramos la firma de este convenio con Terra Ignis Energía. Contamos con profesionales de distintas especialidades que podrán aportar asesoramiento técnico y capacitaciones para acompañar el desarrollo de la empresa. Nuestra institución tiene las puertas abiertas para trabajar de manera conjunta en beneficio de la provincia”.
Finalmente, el presidente de Terra Ignis Energía S.A., Maximiliano D’Alessio, destacó que “la articulación entre el sector público y las instituciones profesionales es fundamental para construir una empresa cada vez más sólida. Este convenio con el Colegio de Ingenieros nos permitirá seguir incorporando conocimiento, promoviendo la capacitación y fortaleciendo nuestras capacidades para afrontar los desafíos del desarrollo energético provincial”.
Acompañaron la firma del convenio el director de Terra Ignis Energía S.A., Mauro Pérez Toscani; el subgerente de Finanzas, Rafael Pereyra Ramos; y el arquitecto Daniel Hernández.
Con esta iniciativa, Terra Ignis reafirma su compromiso con la formación permanente de sus equipos, la vinculación con las instituciones profesionales de la provincia y la consolidación de una gestión orientada al desarrollo de capacidades técnicas que acompañen el crecimiento del sector energético fueguino.
YPF anunció este lunes la firma de acuerdos para sumar a Eni y XRG al desarrollo del upstream del proyecto Argentina LNG, mediante la venta de participaciones accionarias en UPCO ARLNG I S.A.U., la sociedad que será titular de los bloques de gas no convencional de Vaca Muerta afectados a la iniciativa.
Según detalló el sitio especializado MasE, Eni y XRG adquirirán el 32% del capital social cada una, mientras que YPF conservará el 36%.
Los bloques que pasarán a manos de la sociedad son Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II, las mismas áreas que la provincia del Neuquén reconvirtió a no convencional y concesionó a la petrolera estatal. La transacción está sujeta al cumplimiento de determinadas condiciones, entre ellas la aprobación, por parte de la Autoridad de Aplicación, de la cesión de esas áreas de YPF a UPCO ARLNG I. A partir de la firma, los bloques quedan dedicados al proyecto exportador.
Las dos compañías ya eran socias de YPF en el tramo de licuefacción y exportación; con este paso entran también al upstream, es decir, a la etapa de producción del gas en boca de pozo. Quedan así presentes a lo largo de toda la cadena de valor: desde la extracción en Vaca Muerta hasta la venta de GNL en los mercados internacionales.
“Estamos dando un paso más en el desarrollo de Argentina LNG. El ingreso de Eni y XRG al upstream fortalece la cadena de valor del proyecto y nos permite avanzar hacia su desarrollo a escala global“, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
El acuerdo llega después de que YPF consolidara el control de las áreas. El pasado 30 de abril, la petrolera adquirió mediante un intercambio de activos (swap) con Pluspetrol el 50% que esta detentaba en los bloques, con lo que pasó a ser titular del 100% antes de abrir el capital a sus dos socios internacionales.
Argentina LNG es una iniciativa integrada de gran escala que articula el desarrollo de recursos no convencionales de gas en Vaca Muerta con la infraestructura de midstream y licuefacción, con el objetivo de abastecer GNL a los mercados internacionales.
YPF lanzó la tercera edición del programa Jóvenes en Ingeniería, una convocatoria destinada a ingenieros graduados que quieran sumarse a equipos técnicos y participar en proyectos de infraestructura considerados estratégicos para el país.
La fecha estimada de ingreso al programa será en septiembre de 2026 y la postulación se realiza de manera online, a través del sitio de oportunidades laborales de la compañía. En la página oficial, YPF mantiene disponible el botón para iniciar la inscripción.
La propuesta está pensada para profesionales con formación técnica y experiencia previa en áreas vinculadas al diseño, la planificación, los costos, la gestión de ingeniería, los procesos y la seguridad de proyectos.
Qué propone el programa Jóvenes en Ingeniería de YPF
Según detalla YPF, el programa permite participar en proyectos de infraestructura relevantes para el país, trabajar junto a equipos técnicos de alto nivel y recorrer distintas etapas de proyectos y operaciones de la compañía.
El objetivo es que los participantes desarrollen una mirada integral de la ingeniería aplicada a desafíos reales de la industria energética. No se trata sólo de tareas técnicas: también implica conocer cómo se planifican, coordinan y ejecutan proyectos dentro de una empresa con operaciones en distintas regiones.
La convocatoria forma parte de las iniciativas de talento joven de YPF y apunta a perfiles que puedan integrarse a proyectos de infraestructura con impacto en la matriz energética argentina.
Quiénes pueden postularse al programa
Para anotarse en Jóvenes en Ingeniería, los interesados deben haber egresado de alguna de estas carreras:
Ingeniería Mecánica.
Ingeniería Electromecánica.
Ingeniería Eléctrica.
Ingeniería Electrónica.
Ingeniería Química.
Ingeniería Civil.
Ingeniería en Materiales.
Ingeniería Aeronáutica.
Además, la compañía solicita contar con al menos dos años de experiencia en gestión de ingeniería o procesos, seguridad en el diseño, planificación, estimación o costos de proyectos. También se requiere nivel de inglés intermedio o avanzado.
Otro punto clave es la disponibilidad para viajar y participar en proyectos en distintas locaciones, ya que las obras e iniciativas de infraestructura de YPF pueden desarrollarse en diferentes puntos del país.
Cómo anotarse a Jóvenes en Ingeniería de YPF
La inscripción se realiza desde el sitio de oportunidades laborales de YPF. Allí, dentro de la página del programa Jóvenes en Ingeniería, se encuentra el botón de postulación para completar el proceso online.
La compañía informó que el ingreso estimado será en septiembre de 2026. Sin embargo, en la información oficial consultada no se detalla una fecha de cierre para la inscripción.
Por ese motivo, quienes cumplan los requisitos deberían revisar la convocatoria y postularse cuanto antes desde el canal oficial, para evitar quedar afuera si el proceso se cierra sin nuevo aviso.
Preguntas frecuentes sobre Jóvenes en Ingeniería de YPF
¿El programa es para estudiantes o graduados? La convocatoria está dirigida a profesionales graduados en carreras de ingeniería incluidas en los requisitos del programa.
¿Cuánta experiencia pide YPF? Se solicita al menos dos años de experiencia en gestión de ingeniería o procesos, seguridad en el diseño, planificación, estimación o costos de proyectos.
¿Qué nivel de inglés se necesita? YPF pide nivel de inglés intermedio o avanzado.
¿Hay que viajar para participar del programa? Sí. La convocatoria exige disponibilidad para viajar y participar en proyectos en distintas locaciones.
¿Cuándo empieza Jóvenes en Ingeniería? La fecha estimada de ingreso informada por YPF es septiembre de 2026.
¿Hasta cuándo hay tiempo para anotarse? La página oficial del programa no informa una fecha de cierre para la inscripción.
El Gobierno nacional oficializó un nuevo aumento del impuesto a los combustibles que comienza a regir desde este 1° de julio de 2026 y, al mismo tiempo, decidió volver a postergar parte de las actualizaciones pendientes para la nafta y el gasoil.
La medida fue establecida en la primera edición del Boletín Oficial de julio, mediante el Decreto 562/2026 de Combustibles, con las firmas del presidente Javier Milei, el ministro de Economía, Luis Caputo y el nuevo jefe de Gabinete, Diego Santilli. De esta forma se modificó el cronograma vigente para la aplicación de los incrementos derivados de las actualizaciones correspondientes a 2024, 2025 y parte de 2026.
Según el decreto, la actualización alcanza al Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y al Impuesto al Dióxido de Carbono, aunque el Poder Ejecutivo resolvió diferir nuevamente una porción de los aumentos remanentes con el objetivo de sostener el sendero fiscal definido por el Gobierno.
La norma incorpora un nuevo esquema de incrementos para los hechos imponibles que se perfeccionen entre el 1° y el 31 de julio de 2026. En el caso de la nafta sin plomo, la nafta de más de 92 RON y la nafta virgen, el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos aumentará $21,192 por unidad de medida, mientras que el Impuesto al Dióxido de Carbono se incrementará en $1,298.
Para el gasoil, el incremento será de $18,959 en el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos, de $10,266 en el tratamiento diferencial previsto para determinadas jurisdicciones y de $2,161 en el Impuesto al Dióxido de Carbono.
El tratamiento diferencial para el gasoil continúa vigente para el consumo en el área de influencia integrada por las provincias de Neuquén, La Pampa, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, además del partido bonaerense de Patagones y el departamento mendocino de Malargüe.
El Gobierno volvió a postergar parte de las actualizaciones
Además de aplicar el incremento correspondiente a julio, el decreto modifica el esquema fijado por el Decreto 617/2025 y establece que los remanentes de las actualizaciones de los impuestos correspondientes al año calendario 2024 y al primer y segundo trimestre de 2025 continuarán aplicándose de manera escalonada.
En ese sentido, el texto dispone que el incremento total pendiente derivado de las actualizaciones de los años calendario 2024 y 2025, junto con la correspondiente al primer trimestre de 2026, “surtirá efectos respecto de la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil para los hechos imponibles que se perfeccionen desde el 1° de agosto de 2026, inclusive“, según establece el Decreto 562/2026.
Entre los fundamentos de la decisión, el Poder Ejecutivo sostuvo que “con el propósito de continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible, resulta necesario, para los productos en cuestión, diferir parcialmente los incrementos remanentes originados en las referidas actualizaciones”.
Por último, el decreto también recuerda que los montos fijos de estos tributos se actualizan en función de la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) elaborado por el INDEC, conforme al mecanismo previsto en la Ley 23.966 y en el Decreto 501/2018, aunque durante los últimos meses distintas normas fueron postergando sucesivamente la aplicación plena de esas actualizaciones.
El Gobierno nacional oficializó este miércoles una nueva actualización de las tarifas de electricidad y gas durante julio. Según datos aportados por la Secretaría de Energía, las boletas de gas aumentarán en promedio 3,01% a nivel nacional, mientras que en el caso de la electricidad la suba será de 1,5% para los usuarios del AMBA.
Las medidas fueron publicadas en el Boletín Oficial mediante resoluciones del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE), disposiciones de la Secretaría de Energía y el Decreto 562/2026.
En el caso de la electricidad, el ENReGE aprobó nuevos cuadros tarifarios para Edenor y Edesur aplicables a usuarios residenciales, comerciales y el resto de las categorías. El organismo explicó que la actualización responde a la evolución del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y del Índice de Precios al Consumidor (IPC), lo que derivó en un ajuste del componente de distribución del 2,39%. Como resultado, el Costo Propio de Distribución aumentó un 2,95% en Edenor y un 2,76% en Edesur.
En concreto, las tarifas en el AMBA subirán 5% en promedio para casi el 40% de los usuarios residenciales que no perciben ningún tipo de subsidio. Para los comercios e industrias será más del doble. El resto de los hogares, sin embargo, tendrá una leve baja de 0,75% promedio porque el Gobierno decidió incrementar el porcentaje de bonificación que vienen percibiendo. El promedio ponderado que se informará oficialmente es 1,5%.
Para los usuarios residenciales sin subsidio, Edesur fijó un cargo variable de $153,935 por kWh para los primeros 150 kWh mensuales, mientras que Edenor estableció un valor de $154,881 por kWh para el mismo nivel de consumo.
En tanto, los hogares alcanzados por el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) continuarán recibiendo asistencia sobre un bloque de hasta 300 kWh mensuales, mientras que el consumo excedente será facturado a tarifa plena. El esquema también alcanza a clubes de barrio, entidades de bien público y organizaciones sin fines de lucro.
Los aumentos para el gas
En el servicio de gas natural, el ENReGE aprobó nuevos cuadros tarifarios para Metrogas y Naturgy BAN. Para los usuarios residenciales sin subsidio de Metrogas en la Ciudad de Buenos Aires, el cargo fijo mensual quedó establecido en $22.606,14 para las categorías R1 a R3 y en $85.449,38 para la categoría R4.
En Naturgy BAN, los usuarios de la subzona Buenos Aires Norte abonarán un cargo fijo de $19.694,91 para las categorías R1 a R3 y de $74.776,64 para la categoría R4.
Los usuarios R1 sin subsidios del interior de la provincia de Buenos Aires, abastecidos por Camuzzi Gas Pampeana, van a tener un aumento en torno al 3%. Para la categoría R1 el cargo fijo aumenta de $4.251,80 a $4.383,88 y el cargo variable otros 3 puntos (de $275,48 a $283,69).
En paralelo, la Secretaría de Energía prorrogó la bonificación extraordinaria del 25% sobre el consumo de gas para los usuarios alcanzados por el régimen de subsidios focalizados. Para el servicio eléctrico, continuará vigente una bonificación del 16,59% sobre un consumo base de hasta 300 kWh mensuales, con el objetivo de atenuar el impacto de las nuevas tarifas.
En plena ola polar, el Gobierno ratificó la quita de subsidios al gas en todo el país, afirmó que ciertos sectores “nunca tuvieron que tenerlos” y volvió a defender el esquema de revisión de asistencia estatal en servicios públicos. El vocero presidencial Adrián Ravier fue quien encabezó la explicación del posicionamiento oficial ante la prensa en Casa Rosada.
Durante su primera conferencia al frente de la vocería, Ravier sostuvo que la política oficial apunta a que las tarifas de los servicios públicos “vayan retornando a sus precios libres, a sus precios de mercado, a sus costos, por lo menos para cubrir los costos”. En ese marco, reconoció que la medida implica incrementos en los valores finales.
El funcionario explicó el impacto del ajuste en los hogares y describió cambios en los hábitos de consumo con un polémico análisis. “Ahora que está más caro el gas, voy a tratar de abrigarme más que prender el gas”, señaló al ejemplificar cómo deberían modificarse conductas frente a la suba de precios.
Ravier también cuestionó el esquema anterior de financiamiento estatal y apuntó contra el peso fiscal de los subsidios. “Esos subsidios que se tenían que dar a las empresas como Camuzzi y Enargas o Edenor o Edesur y demás, alguien lo tiene que pagar”, afirmó durante su exposición.
En esa línea, sostuvo que el criterio del Gobierno es que “cada individuo, como es el principal beneficiario de ese servicio, debería ser el que aporte la tarifa”, en el marco de un proceso de revisión integral del sistema de asistencia energética del Estado.
Adrián Ravier: “Este gobierno selecciona a quién se le da subsidio y a quién no”
Más tarde, en una entrevista televisiva con Luis Majul en La Nación+, el vocero intentó aclarar sus dichos tras la repercusión pública. Allí defendió el esquema de segmentación y aseguró que el objetivo es concentrar la ayuda en los sectores de menores ingresos.
“Este gobierno selecciona a quién se le da subsidio y a quién no”, afirmó Ravier en diálogo con el periodista y cuestionó que sectores de ingresos altos reciban asistencia para pagar servicios esenciales. “No está bien que en un barrio cerrado y clase media alta, clase alta, tengan subsidios cuando quizás pueden pagar por estos servicios”, señaló y remarcó la necesidad de reasignar recursos dentro del esquema fiscal.
Finalmente, el vocero explicó que la política oficial busca evitar la emisión monetaria para sostener subsidios generalizados. “Queremos que los recursos vayan a donde más se necesitan”, afirmó.
Durante la entrevista, Luis Majul advirtió que las declaraciones podían interpretarse como una recomendación directa sobre el consumo energético. “¿De alguna manera lo que está diciendo es ‘abríguense porque la tarifa va a seguir subiendo’?”, preguntó el conductor.
El Vocero Presidencial, @AdrianRavier, en LN+, se refiere a sus dichos sobre el sinceramiento de las tarifas y el fin de los subsidios indiscriminados, donde el Estado deja de emitir para financiar privilegios y reasigna los recursos hacia quienes más los necesitan: “Este… pic.twitter.com/h7Qlkcgxwy
— Oficina de Respuesta Oficial (@RespOficial_Arg) July 1, 2026
Ravier rechazó esa lectura y aclaró que su planteo apuntaba a otro sector de la sociedad. “No, me refiero a tu caso, Luis, al mío, que quizás en una situación…”, respondió, en referencia al consumo en sectores con mayor capacidad de pago y arremetió con la anterior normativa sobre zonas frías: “Había subsidios para que el gas cueste más barato en zonas templadas”, advirtió y afirmó que se hicieron las correcciones correspondientes.
Majul replicó que intenta cuidar el uso de energía en su vida cotidiana. “Yo me abrigo bastante bien y trato de usar poca electricidad y poco gas”, sostuvo el periodista durante el intercambio en vivo y Ravier respondió: “Este gobierno sostiene los subsidios a los más desfavorecidos y les quita así subsidios a clases medias altas y altas que nunca debieron tenerlos”.
El vocero cerró la discusión y reconoció la necesidad de aclarar su mensaje inicial. “Era un poco ese el mensaje. Quizás no lo expresé bien y viene bien la pregunta para aclararlo”, concluyó.
Un operario sufrió un accidente laboral grave en el yacimiento Los Toldos II Este, ubicado en la zona productiva de Rincón de los Sauces. Mientras descargaba material, el trabajador se aplastó los dedos de una mano, lo que desencadenó un operativo sanitario de emergencia.
El empleado, oriundo de Tucumán y contratado por la empresa Techint, realizaba tareas de obra civil dentro del predio petrolero. Aunque el accidente ocurrió en un yacimiento hidrocarburífero, su función correspondía a construcción e infraestructura, por lo que está afiliado a la UOCRA y no al sindicato de Petroleros, reflejando la diversidad de cuadrillas y contratistas que trabajan en el lugar.
De inmediato se activó el protocolo de emergencia previsto para este tipo de incidentes. El personal médico del yacimiento asistió y estabilizó al trabajador en el sitio antes de iniciar su traslado.
El traslado consistió en dos etapas: primero, el operario fue trasladado en helicóptero hasta el aeropuerto de Rincón de los Sauces, donde continuó recibiendo atención médica. Luego, fue derivado en un vuelo sanitario hacia Neuquén para ser internado en una clínica privada.
Esa misma noche, alrededor de las 19 horas, el trabajador fue sometido a una cirugía que, según fuentes consultadas, transcurrió sin inconvenientes. El parte médico indicó que las lesiones se limitaron a fracturas en los dedos de la mano, sin afectar otras partes del cuerpo.
Actualmente, el operario se encuentra en recuperación y evoluciona favorablemente tras la intervención quirúrgica. Se espera que pueda recuperarse en los próximos días.
El Gobierno aprobó la adhesión del proyecto número 20 al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) por un total de US$4.500 millones, vinculado al desarrollo de hidrocarburos en Vaca Muerta.
El aval oficial fue confirmado por el ministro de Economía, Luis Caputo, en su cuenta de X donde detalló que “el Comité Evaluador aprobó el vigésimo proyecto RIGI”, resaltando que “invertirá un total de US$4.500 millones y generará aproximadamente 800 empleos directos y 1.000 indirectos”.
IMPORTANTE
El Comité Evaluador aprobó el vigésimo proyecto RIGI. Se trata del Proyecto Rincón de Aranda de Pampa Energía, un desarrollo de hidrocarburos en Vaca Muerta que prevé la exportación de USD 17.000 millones a partir de la producción de 305 millones de barriles de…
Al explicar la iniciativa aprobada, el funcionario expresó que “se trata del Proyecto Rincón de Aranda de Pampa Energía, un desarrollo de hidrocarburos en Vaca Muerta que prevé la exportación de US$17.000 millones a partir de la producción de 305 millones de barriles de petróleo durante sus 30 años de duración”.
Al valorar la inserción del proyecto al régimen, Caputo sostuvo que “las condiciones favorables que generó el RIGI permitieron que la empresa pudiera incrementar 50% la actividad de explotación y producción de hidrocarburos inicialmente planeada en el área”.
En febrero pasado, el Ejecutivo había extendido el plazo de adhesión al RIGI hasta el 8 de julio de 2027, y al mismo tiempo decidió ampliar su alcance al incorporar nuevas actividades comprendidas en el sector de petróleo y gas.
Así, quedó habilitada la posibilidad de que se presenten proyectos de explotación y producción de desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro, fijando un monto mínimo de inversión de US$600 millones en activos computables.
Con la aprobación del proyecto Rincón de Aranda, el RIGI ya tiene 20 proyectos aprobados por un monto acumulado de 46 mil millones de dólares. La perspectiva es que ese monto se seguirá incrementando ya que hay otros 21 proyectos en estudio.
Trabajadoras y trabajadores de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) denuncian cientos de notificaciones de despidos durante el transcurso del día. Cerca de 350 empleados contratados comenzaron a recibir notificaciones de vencimientos de su contratos a partir del 1° de julio. Los empleados se movilizaron a la Sede Central para obtener respuestas a pesar de la negativa de las autoridades.
Durante los últimos meses la crisis en la Comisión Nacional de Energía Atómica se agravó la inversión en la Comisión Nacional de Energía Atómica descendió 26,8% en 2024 y 21,4% en 2025, según datos del Grupo epc. Además empleados denunciaron un vaciamiento de entre 300 y 400 personas al no alcanzarles el sueldo.
Martín Porro, presidente libertario de CNEA, hizo lo único que saben hacer, comenzó a despedir trabajadorxs. Van a pagar el daño que están haciendo. pic.twitter.com/NtgyKKMlkH
Cerca del “92% de los laburantes tienen un básico por debajo de la línea de pobreza” remarcó meses atrás Carolina Komar, investigadora de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).
Mediante un comunicado desde ATE CNEA informaron que “mientras se multiplican las notificaciones, las autoridades de la CNEA se niegan a recibir a los representantes de los trabajadores, profundizando un conflicto que mantiene en estado de alerta a toda la comunidad del organismo”.
Hasta el momento no se sabe la cifra exacta de despidos.” Las desvinculaciones afectan a profesionales, investigadores, técnicos y personal especializado que sostienen áreas críticas del desarrollo nuclear argentino”, añadieron en el escrito.
Despidieron 170 trabajadores de CNEA. Ahora se convocan en la puerta de los centros Atómicos. Esto en General Paz NO A LOS DESPIDOS pic.twitter.com/RJypaz36MD
Por lo que esta medida “contradice las últimas versiones que habían trascendido desde la propia institución, que apuntaban a la renovación de la totalidad de los contratos hasta fin de año”, denunciaron.
En redes sociales comenzaron a circular videos de movilizaciones en distintos puntos, desde la Sede Central de CNEA ubicada en Av. Libertador hasta convocatorias para marchar en el Centro Atómico de Bariloche.
La producción nacional de petróleo alcanzó un nuevo récord histórico en mayo: 903,7 mil barriles diarios, lo que implica un crecimiento del 19,6% interanual. La participación de Vaca Muerta fue del 69%.
En tanto, el gas alcanzó los 156,6 millones de metros cúbicos diarios, con un crecimiento mensual del 11,4% e interanual del 6%.
Según un informe de la Gerencia de Inteligencia Comercial de PromArgentina, basado en estadísticas oficiales, el intercambio bilateral con Estados Unidos totalizó u$s1.383 millones en el quinto mes del año, con un saldo positivo para el país de u$s373 millones.
El crecimiento estuvo explicado principalmente por el salto de las ventas externas argentinas, que alcanzaron los u$s878 millones, un incremento del 76% interanual. Entre los sectores que más aportaron se destacaron el petróleo crudo, con exportaciones por u$s367 millones (+86% interanual).
El mes de mayo marcó un récord histórico en producción de petróleo, alcanzado los 903.700 barriles diarios. Esto significó un crecimiento del 19,6% respecto al mismo mes del año anterior.
Con un dato adicional, la participación de Vaca Muerta fue del 69%, contabilizando un total… pic.twitter.com/iXHslZInPV
El mes de mayo marcó un récord histórico en producción de petróleo, alcanzado los 903.700 barriles diarios. Esto significó un crecimiento del 19,6% respecto al mismo mes del año anterior.
Un relevamiento realizado en comercios de distintos puntos de Mar del Plata refleja que las garrafasde gas de 10 kilos cuestan entre los $20.000 y $27.000, un 218% más desde que el gobierno de Javier Milei decidió desregular el mercado.
Los datos fueron elaborados por el Instituto Provincial de Asociativismo y Cooperativismo (IPAC), que reflejó el desmedido aumento de las garrafas antes de después de la desregulación del mercado en agosto de 2024. Según el informe, de $8.500 la unidad pasó a comercializarse entre $10.000 y $15.000 y actualmente pueden llegar a conseguirse en los barrios a $20.000 e incluso $27.000.
El trabajo advierte que en ese mismo período, el Salario Mínimo, Vital y Móvil aumentó apenas un 38%. “Antes de la desregulación, un trabajador que percibía el salario mínimo podía comprar aproximadamente 31 garrafas. Actualmente, ese mismo ingreso alcanza para adquirir apenas entre 13 y 18 garrafas, dependiendo del punto de venta”, afirmó Facundo Villalba, director del IPAC.
Según el informe, la situación impacta especialmente sobre los sectores de menores ingresos, los trabajadores informales, los jubilados y sectores de la economía popular que necesitan del gas envasado para cocinar y calefaccionar su casa. “El impacto de estos aumentos tiene una fuerte dimensión local. Según los datos del Censo Nacional 2022, Mar del Plata cuenta con 259.623 hogares. De ellos, 46.194 hogares, es decir, casi uno de cada cinco, no cuentan con acceso a la red de gas natural”, alertaron.
El relevamiento también detectó una marcada desigualdad territorial: los precios más elevados se registran en los barrios populares de la ciudad, donde la menor oferta de distribuidores y las dificultades de acceso terminan encareciendo aún más un recurso esencial.
YPF continúa su proceso de innovación y modernización en la Patagonia con la incorporación de autodespacho en dos nuevas estaciones: una en Comodoro Rivadavia y otra en Puerto Madryn. Este servicio, que permite a los usuarios cargar combustible de forma autónoma utilizando la App YPF, está disponible en horarios nocturnos, ofreciendo descuentos de hasta 9% entre las 0:00 y las 6:00, y un 3% de descuento entre las 22:00 y la medianoche.
Las estaciones que cuentan con esta modalidad son las ubicadas en Alvear y Dorrego 1645, en Comodoro Rivadavia, y en Marcos Zar y Avenida Irigoyen, en Puerto Madryn, ambas pertenecientes a la red ACA. Aunque el autodespacho brinda una alternativa rápida y digital, la atención tradicional con personal sigue estando disponible para asistir a los usuarios durante esta transición.
Este avance forma parte de una estrategia de YPF para optimizar costos, disminuir los tiempos de espera y ofrecer una experiencia más ágil y controlada a los clientes. La mayoría de los usuarios valoran la simplicidad y rapidez que brinda la carga autónoma, especialmente en zonas con alta circulación vehicular y actividad económica como las ciudades mencionadas, que destacan por su vínculo con los sectores energético, turístico y logístico.
Los descuentos nocturnos también están pensados para beneficiar a quienes trabajan en horarios extendidos o durante la noche, incentivando el consumo en franjas horarias de menor demanda y promoviendo un uso más eficiente de las estaciones.
Con esta expansión, YPF refuerza su compromiso con la modernización y la adaptación a las nuevas tendencias globales que apuestan por estaciones de servicio más automatizadas, flexibles y alineadas con las necesidades actuales del mercado.
La obra que permitirá que Argentina exporte GNL al mundo desde la costa rionegrina en 2027 ya supera el 60% de avance, genera más de 400 empleos y un fuerte movimiento en empresas, comercios, proveedores y servicios locales. El Gobernador Alberto Weretilneck recorrió en Fuerte Argentino los trabajos que desarrolla Southern Energy junto a Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy.
La recorrida permitió mostrar el avance de uno de los proyectos energéticos más importantes de la historia argentina, impulsado por Southern Energy, la compañía integrada por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.
El proyecto permitirá que el gas de Vaca Muerta llegue desde Neuquén hasta la costa de Río Negro para ser licuado y exportado por primera vez al mercado internacional. Se trata de un paso histórico para el país y para la Norpatagonia, que comienza a consolidarse como protagonista del nuevo mapa energético argentino.
“Quiero agradecer especialmente a Marcos por su visión, su decisión y el coraje de haber confiado en Río Negro para impulsar y liderar uno de los proyectos energéticos más importantes de la historia argentina”, destacó Weretilneck, en sus redes sociales.
Además del impacto estratégico para el país, las obras en Fuerte Argentino ya generan movimiento económico para empresas, comercios, proveedores y servicios locales. El desarrollo energético empieza a traducirse en actividad regional, nuevas oportunidades laborales y fortalecimiento de la economía rionegrina.
“Esto es mucho más que una obra energética. Es la Argentina, Río Negro, Neuquén y Southern Energy trabajando juntos para cambiar para siempre la historia productiva del país”, sostuvo el Gobernador.
Weretilneck remarcó que esta nueva etapa debe tener a los rionegrinos como protagonistas, con empleo local, empresas provinciales, infraestructura y oportunidades concretas para las comunidades.
“La Norpatagonia está escribiendo una nueva historia: deja de ser solamente proveedora de recursos para convertirse en protagonista del desarrollo energético argentino. Y ese desarrollo tiene que ser con los rionegrinos adentro: con trabajo local, empresas de la provincia, infraestructura y oportunidades para nuestra gente”, afirmó.
Con este avance, Río Negro consolida su lugar estratégico en la nueva etapa energética del país. La llegada del GNL a las costas rionegrinas no solo representa una oportunidad histórica de exportación, sino también la posibilidad de transformar inversión en trabajo, recursos, infraestructura y futuro para la provincia.
“La provincia ya demostró que puede perforar pozos, producir, cuenta con gente capacitada y ha evidenciado que puede explotar los recursos de manera sustentable, sin dañar el medio ambiente. El próximo desafío es hacerlo de manera continua y escalarlo. En estos dos puntos es donde este proyecto se encaja”, afirmó el ministro de Energía, Gustavo Medele, al referirse al acuerdo entre la Provincia del Neuquén y YPF para impulsar el desarrollo de Gas Natural Licuado (GNL), aprobado la semana pasada por la Legislatura.
El funcionario calificó al proyecto como “un hito en la producción y en la explotación hidrocarburífera de la provincia”, ya que permitirá habilitar un nuevo canal de comercialización internacional del gas neuquino, ampliando de manera sustancial el mercado y generando mayor estabilidad y previsibilidad para la actividad en el mediano y largo plazo.
En ese sentido, explicó que la posibilidad de exportar GNL al mundo permitirá reducir la estacionalidad del consumo interno de gas, que presenta diferencias de alrededor del 50% entre invierno y verano. “Estos cambios de demanda hacen que no sea tan eficiente la obra, la inversión y la actividad. Este proyecto de GNL, al tener un mercado internacional, puede adecuar y estabilizar mucho esa demanda”, señaló.
Asimismo, destacó que esta mayor estabilidad permitirá planificar a largo plazo distintos aspectos del sector, como la cantidad de equipos de perforación necesarios y la dotación de personal.
No obstante, aclaró que resta avanzar en la ingeniería del proyecto para comenzar a ver resultados concretos, incluyendo definiciones sobre trazas de gasoductos y tipos de plantas a desarrollar. “Recuerden que este es el primer proyecto de estas características en la provincia de Neuquén y también a nivel nacional”, indicó.
El proyecto de GNL prevé una transformación estructural del sector energético provincial, con impacto directo en Cutral Co y Plaza Huincul, además de efectos positivos a escala provincial. Al respecto, Medele explicó que el esquema contempla dos bonos de inversión. El primero, por 150 millones de dólares, se activa con la obtención de las concesiones de explotación y ya cuenta con una cartera de obras definida, algunas en etapa de preingeniería y otras en planificación técnica. El segundo, por 175 millones de dólares, está sujeto al cumplimiento de hitos administrativos clave, particularmente la consolidación del marco regulatorio nacional y la certificación de la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Una vez cumplidas estas condiciones, se habilitará su ejecución.
“El bono de 150 millones ya tiene una lista de obras que van a comenzar a construirse. Hoy estamos en etapa de ingeniería y anteproyecto para avanzar en su ejecución”, señaló el ministro a la vez que informó que “el bono de 175 millones se hará efectivo cuando se cumplan los hitos administrativos. Una vez que Nación otorgue los beneficios y se certifique la adhesión al RIGI, se podrá avanzar con su ejecución, estimada hacia fines de este año o comienzos del próximo”.
Por último, mencionó que se estima una fase de expansión de actividad durante los próximos cinco años hasta alcanzar un nivel de estabilidad, con una meseta productiva que podría sostenerse por al menos tres décadas.
La Secretaría de Energía dispuso que la empresa Hidroeléctrica Diamante S.A. (HIDISA) continúe con la operación del complejo hidroeléctrico ubicado en la provincia de Mendoza.
La medida establece como fecha límite para esta extensión el 15 de diciembre de 2026, o bien hasta que se concrete la adjudicación de una nueva concesión mediante un concurso público nacional e internacional.
Para formalizar esta continuidad, la firma debe remitir una carta de adhesión en un plazo de cinco días corridos tras la entrada en vigencia de la norma.
En caso de que la empresa decida no adherir, la resolución le impone la obligación de mantener la generación de energía eléctrica por un periodo no inferior a 90 días corridos, con el objetivo de que el Estado Nacional asegure la operatividad del sistema y el suministro eléctrico.
La Resolución 145/2026, publicada este martes en el Boletín Oficial fundamenta la decisión en la necesidad de preservar la seguridad de las personas y los bienes en el río Diamante mientras se desarrolla el proceso de selección de nuevos concesionarios.
La norma se enmarca en la prórroga de la emergencia del Sector Energético Nacional, que tiene vigencia hasta el 9 de julio de 2026.
El texto oficial señala que los procesos de licitación iniciados por el Estado requieren la elaboración de pliegos, la definición de normas de manejo de aguas y la identificación de inversiones para extender la vida útil de los activos.
Estos factores técnicos generan plazos que hacen necesaria la extensión del contrato vigente, el cual se remonta originalmente al proceso de privatización iniciado en 1994.
Bajo los términos de esta prórroga, HIDISA debe mantener una garantía de cumplimiento de contrato de al menos un millón de dólares estadounidenses.
Asimismo, la concesionaria tiene la obligación de presentar un inventario actualizado de bienes y equipos cada cuatro meses y permitir el ingreso a las instalaciones de los potenciales interesados en la futura licitación.
El esquema de pago de regalías para Mendoza se mantendrá según los acuerdos entre la Secretaría de Energía y la provincia. Por su parte, la Subsecretaría de Energía Eléctrica continuará ejerciendo su función de veedor del sistema hidroeléctrico durante todo el periodo de transición.
El Grupo Techint, a través de su empresa Tenaris SIAT, anunció el despido de 150 trabajadores contratados en su planta ubicada en Valentín Alsina, partido de Lanús. Esta medida tendrá efecto a partir del 1° de julio de 2026 y representa una reducción significativa en el personal temporal, que equivale a tres cuartas partes de los empleados bajo esa modalidad.
La planta, que cuenta con un total de 350 empleados —150 de planta permanente y 200 contratados—, ha visto una disminución en su actividad desde finales de 2025, cuando finalizó la construcción del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Durante la ejecución de ese proyecto, la fábrica llegó a emplear más de 550 trabajadores y operaba en tres turnos para abastecer la demanda de tubos.
Los contratos rescindidos eran a plazo fijo y se renovaban periódicamente en función de la llegada de nuevos proyectos. Sin embargo, la pérdida de dos licitaciones privadas vinculadas a un megaproyecto de gas natural licuado (GNL) en la región generó la imposibilidad de mantener esos puestos. La primera licitación, para la provisión de tubos del gasoducto entre Vaca Muerta y Río Negro, fue adjudicada a la empresa india Welspun, dejando a Tenaris fuera de la principal fuente de demanda para su planta bonaerense.
En esa compulsa, Welspun presentó una oferta de USD 203 millones, mientras que Tenaris inicialmente propuso USD 296 millones, luego redujo a USD 282 millones y finalmente intentó igualar la oferta india con USD 250 millones, aunque esta última fue presentada fuera del plazo establecido. Otras empresas chinas ofrecieron precios hasta un 15% más caros que la ganadora.
En enero, Tenaris advirtió a Southern Energy sobre la importancia de ese contrato para mantener la producción y los empleos, señalando que “la magnitud de este gasoducto es tal que permitiría a nuestra planta continuar la normal fabricación por aproximadamente 9 meses”. Sin embargo, la adjudicación no fue favorable para la empresa argentina.
Posteriormente, la UTE Techint-Sacde también perdió la licitación para la construcción del gasoducto de 471 kilómetros entre Neuquén y las costas de Río Negro, parte del mismo proyecto de Southern Energy (SESA). Este contrato fue otorgado a la UTE Victor Contreras – SICIM, que ofreció condiciones de pago más flexibles, mejores garantías y la oferta económica más competitiva.
Estas derrotas tuvieron repercusiones políticas. El presidente Javier Milei criticó públicamente a Paolo Rocca, líder del Grupo Techint, con el apodo de “Don Chatarrín de los tubitos caros”, haciendo referencia a los costos de los tubos ofrecidos por la empresa.
El proyecto SESA contempla una inversión superior a USD 15.000 millones en dos décadas y prevé la instalación del buque licuador Hilli Episeyo frente al Golfo San Matías, con una inversión inicial de USD 7.000 millones. En febrero, Southern Energy firmó un contrato para exportar 2 millones de toneladas anuales de gas natural licuado a Alemania durante ocho años, a partir de fines de 2027, lo que representa el 80% de la capacidad del buque.
Con la conclusión del proyecto Duplicar Norte, que ampliaba la capacidad de evacuación de petróleo en Vaca Muerta, la demanda de tubos para la planta de Lanús se redujo aún más, afectando su ritmo de trabajo y motivando la decisión de no renovar los contratos temporales.
Manuel Adorni decidió dar por terminada su participación dentro del Estado y, tras su salida de la Jefatura de Gabinete, también dejará su lugar como director de YPF en representación del Gobierno nacional. La renuncia al directorio de la petrolera estatal será el último paso de una salida que pone fin a su vínculo formal con la administración de Javier Milei.
Según fuentes oficiales, el ex funcionario comunicó que no continuará ocupando ningún cargo público luego de su alejamiento de la Casa Rosada. “Quedó en la carta explícito. No quiere tener ningún puesto ni cargo ni nada del Estado”, señalaron desde su entorno al explicar los motivos de la decisión.
Adorni había llegado al directorio de YPF luego de asumir como jefe de Gabinete. Su designación fue como director titular Clase A, en representación del Estado nacional, un lugar de relevancia dentro de la estructura de la compañía porque está asociado a la llamada “acción de oro”, que otorga al Estado facultades especiales en determinadas decisiones estratégicas.
El cargo, al igual que ocurrió anteriormente con otros jefes de Gabinete como Nicolás Posse y Guillermo Francos, era desempeñado bajo la modalidad ad honorem, por lo que Adorni no percibía un sueldo mientras integraba formalmente el directorio.
Sin embargo, tras su salida del Gobierno, la situación podía modificarse y abrir la posibilidad de que comenzara a cobrar los honorarios correspondientes al puesto. Según documentación presentada por el Directorio de YPF ante la Asamblea de Accionistas, los integrantes de ese cuerpo pueden recibir remuneraciones que alcanzan cifras millonarias, con montos estimados de entre 80 y más de 100 millones de pesos mensuales.
Catorce personas murieron este domingo al estrellarse el helicóptero en el que viajaban, perteneciente a la compañía petrolera saudí Aramco, en Ras Tanura, en la costa oriental de Arabia Saudita.
El accidente fue confirmado por la agencia oficial de noticias saudí, SPA, en horas de la mañana, consternando a la región.
Una fuente oficial del Ministerio de Energía saudí informó de que el accidente del helicóptero de Aramco se produjo a las 6.00 hora local (3.00 GMT) en Ras Tanura, lugar donde se encuentra la mayor plataforma de carga de petróleo en alta mar del mundo y que alberga la refinería nacional más grande de Arabia Saudí.
Suudi Arabistan’da 14 kişinin öldüğü helikopter kazasına ait görüntüler ortaya çıktı!
Düşen helikopterin petrol devi Aramco’ya ait olduğu öğrenildi. Kazanın nedenini belirlemek üzere geniş çaplı resmi soruşturma yürütülüyor. pic.twitter.com/eX7mUcxPDW
El accidente,provocó la muerte de los 14 pasajeros que iban a bordo, “todos ellos ciudadanos saudíes”, indicó la fuente.
Añadió que han iniciado una investigación, en colaboración con las autoridades competentes, “para determinar la causa del accidente”, sin dar a conocer el motivo por el que estaban viajando los operarios.
Hasta el momento, Aramco no reaccionó ante este suceso de manera corporativa.
A principios de marzo, la refinería de petróleo Ras Tanura fue cerrada temporalmente tras los ataques con drones y misiles iraníes contra esta infraestructura energética en medio de la guerra en Medio Oriente.
Precisamente hace dos días, de acuerdo con medios, Aramco había reanudado las cargas de crudo en esa terminal tras una interrupción de casi cuatro meses debido a los daños de los bombardeos.
El gobernador Alfredo Cornejo y la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, encabezaron el acto de apertura de ofertas de la Licitación Pública para la construcción de la nueva Estación Transformadora Mendoza Norte 220/132 kV y obras complementarias. Para la ejecución de este proyecto estratégico se presentaron 5 proyectos.
Estuvieron presentes en el acto el jefe de Gabinete del Ministerio de Energía y Ambiente, Manuel López; el subsecretario de Minería y Energía, Manuel Sánchez Bandini; el gerente general de Emesa, Mauricio Pinti, y el coordinador del Fondo Fiduciario del Plan de Infraestructura Eléctrica de Alta Tensión, Zonas Aisladas y Zonas a Desarrollar (Fopiatzad), Pablo Díaz Telli.
La apertura de ofertas para la construcción de la Estación Transformadora Mendoza Norte constituye un nuevo paso dentro de un plan integral de infraestructura energética que es el más ambicioso desarrollado por Mendoza en las últimas décadas.
El gobernador destacó el trabajo realizado por los equipos técnicos de la Provincia, de Emesa, de la Subsecretaría de Infraestructura y del Ministerio de Energía y Ambiente, además de agradecer a las empresas que participaron del proceso licitatorio. En ese marco, remarcó la importancia de la obra dentro de una estrategia de desarrollo a largo plazo para Mendoza y la Argentina.
En ese contexto, Cornejo sostuvo que “la Argentina, para crecer y desarrollarse, necesita energía e infraestructura de todo tipo. La infraestructura eléctrica es básica para desarrollar industrias, para las residencias y para hacer crecer de manera sostenida la economía”. Además, señaló que el país arrastra un importante retraso en materia de infraestructura que debe ser revertido para acompañar los nuevos desafíos productivos.
La iniciativa forma parte del plan provincial de fortalecimiento de la infraestructura energética y tiene como objetivo reforzar puntos vulnerables de la red eléctrica, acompañando el crecimiento productivo, industrial y urbano de Mendoza.
La ministra de Energía y Ambiente explicó que la construcción de la Estación Transformadora Mendoza Norte forma parte de un programa integral de inversiones energéticas impulsado por la Provincia. La funcionaria señaló que esta obra se suma a las ya adjudicadas o en proceso para Valle de Uco, La Dormida y el Sur provincial, conformando un esquema de infraestructura eléctrica sin precedentes en las últimas décadas.
Una estrategia integral para fortalecer la matriz energética mendocina
La Estación Transformadora Mendoza Norte forma parte de uno de los programas de infraestructura energética más importantes de la historia reciente de Mendoza. Este plan incluye también la construcción de la Estación Transformadora Valle de Uco, la obra El Marcado-La Dormida y el reciente inicio del proceso licitatorio para una nueva línea de alta tensión de 132 kV que conectará San Rafael con General Alvear.
Al referirse a los alcances concretos de la iniciativa, la ministra destacó que “con estas cuatro grandes obras estamos en condiciones de afirmar que se trata del plan más importante de infraestructura eléctrica desarrollado en Mendoza en los últimos tiempos, con el objetivo de fortalecer el sistema y acompañar el crecimiento productivo”. También recordó que estas inversiones se financian mediante fondos específicos orientados al desarrollo económico de la provincia.
En relación con las obras actualmente en ejecución y planificación, Cornejo explicó que “Mendoza está trabajando y avanzando lo más rápido que se puede para revertir ese retraso en infraestructura. Tenemos cuatro proyectos de transporte eléctrico distribuidos en todos los oasis de la provincia que son imprescindibles para ampliar nuestra capacidad energética”. Asimismo, remarcó que las iniciativas permitirán brindar factibilidad a nuevos emprendimientos, ampliar la cobertura del servicio y fortalecer zonas productivas.
La obra contempla la construcción de una nueva estación transformadora de 220/132 kV, su vinculación al sistema de transporte eléctrico existente, la ejecución de nuevas líneas de alta tensión y la ampliación de instalaciones asociadas. Estas intervenciones permitirán mejorar la confiabilidad, la capacidad operativa y la calidad del servicio eléctrico en la provincia.
Latorre explicó que la licitación de Mendoza Norte contempla una inversión superior a los 48 millones de dólares y que su desarrollo es el resultado del trabajo coordinado entre el Ministerio de Energía y Ambiente, el Fopiatzad y Emesa.
Con un presupuesto oficial financiado con recursos del Fondo del Resarcimiento de la Promoción Industrial por USD 48.657.769 y un plazo de ejecución previsto de 24 meses, se trata de una de las obras más relevantes para la red de transporte eléctrico provincial por su impacto en la calidad, seguridad y capacidad de abastecimiento del sistema.
El proyecto fue desarrollado a través del Fopiatzad, con asistencia técnica especializada de Emesa, que participó en el análisis, la revisión de ingeniería y los aspectos regulatorios mediante un equipo multidisciplinario de profesionales con experiencia en infraestructura eléctrica de alta tensión.
El gobernador subrayó que se trata de obras cuyos resultados se verán principalmente en los próximos años y que forman parte de una visión estratégica de desarrollo. “Son obras realmente trascendentes cuyo resultado no se verá en el corto plazo, pero que están sentando las bases para el crecimiento futuro. Tenemos la obligación de pensar en el mediano y largo plazo y actuar en consecuencia”, afirmó.
La nueva infraestructura incrementará la capacidad de abastecimiento energético en una de las zonas con mayor crecimiento de Mendoza, aportando mayor seguridad al sistema y generando condiciones favorables para futuras inversiones y nuevos desarrollos productivos.
La apertura de ofertas representa un nuevo avance en el proceso de concreción de una obra considerada prioritaria para el fortalecimiento del sistema de transporte eléctrico de Mendoza y para garantizar el abastecimiento energético que demanda el crecimiento sostenido de la provincia.
Los cinco oferentes para esta obra son Corporación del Sur S.A y Concret Mix SA (UT); Montelectro S.A; J. Cartellone Construcciones Civiles S.A y Lesko S.A.C.I.F.I.A (UT); Districuyo S.A y Green S.A, Bauza Ing. S.R.L y Proyección Electroluz S.R.L (UT).
El gobernador Alfredo Cornejo encabezó la apertura de las Jornadas Regionales “Contractualización de la Demanda, Mercado a Término y Transición Energética”, organizadas por el EPRE Mendoza y el EPRE San Juan, en el marco del Clúster Interjurisdiccional de Conocimiento Regulatorio.
El encuentro se realizó en el hotel Sheraton Mendoza y reunió a autoridades provinciales y nacionales, representantes del sector energético, especialistas, académicos y referentes de empresas para analizar los desafíos del sistema eléctrico argentino frente a los nuevos esquemas regulatorios, la transición energética y la contractualización de la demanda.
Durante la apertura estuvieron presentes el presidente de la Cámara de Diputados de Mendoza, Andrés Lombardi; la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre; el presidente del EPRE Mendoza, Cristian Azar, y el director vicepresidente del EPRE San Juan, Roberto Ferrero.
“Esta nueva matriz energética requiere decisiones políticas y liderazgo”
En su exposición, Cornejo destacó que Mendoza viene tomando decisiones estratégicas para fortalecer su infraestructura energética y acompañar las oportunidades de crecimiento vinculadas a sectores como la minería, el petróleo, el gas y las nuevas actividades productivas.
Así, explicó que “Mendoza está comprometida con estos cambios”, al tiempo que sostuvo que “los desafíos que plantea esta nueva matriz energética y las nuevas tecnologías requieren no solo modificaciones contractuales, sino también decisiones políticas y liderazgo para poder llevarlas a la práctica”.
En ese sentido, remarcó que la transformación del sistema energético requiere una articulación permanente entre el Estado y el sector privado. De esta manera afirmó que “no se puede resolver solamente desde el sector público o desde el aspecto regulatorio. Hace falta una coordinación con el sector privado y con todos los actores del sistema”.
Cornejo señaló que el país enfrenta una etapa de grandes oportunidades, pero advirtió que el desarrollo necesita resolver problemas estructurales de infraestructura, al indicar que “llevamos más de una década y media en la que Argentina no crece”, y puntualizó en que “un retraso de infraestructura, entre ellas la eléctrica, no se recupera de la noche a la mañana”.
En este marco, explicó la decisión de Mendoza de avanzar con inversiones provinciales en obras de transmisión eléctrica. “Si bien aspiramos a que el sector privado lleve adelante las inversiones en infraestructura, creemos que en esta primera etapa el sector público tiene que hacer un esfuerzo para ayudar a concretarlas”, expresó.
“Sabemos que estas obras de transmisión y alta tensión son claves. También sabemos que quizás no tienen la rentabilidad política inmediata de otras acciones, pero creemos que es dinero bien invertido porque acelera la infraestructura básica necesaria para el desarrollo”, afirmó el mandatario.
Además, puso en valor que la Provincia avance con recursos propios en proyectos estratégicos. El gobernador expuso que “Mendoza no se ha quedado atrás. Estamos desarrollando líneas de alta tensión porque entendemos que son obras fundamentales para preparar a la provincia frente a la demanda futura”.
También recordó que Mendoza fue pionera en materia de generación distribuida y aseguró que la Provincia continuará trabajando en esa dirección. “Hace varios años veíamos que teníamos que avanzar hacia este camino. Hoy existen mejores condiciones y vamos a seguir impulsándolo”, sostuvo.
Trabajo conjunto para los nuevos desafíos energéticos
Por su parte, la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, resaltó la necesidad de una planificación regional frente a los cambios del sector eléctrico. De esta manera, explicó que “estas jornadas tienen como finalidad algo que parece sencillo pero es complejo: planificar juntos y ponernos de acuerdo con una visión regional. Cuando hablamos de infraestructura energética, nuevas tecnologías y contractualización del mercado a término, necesitamos una mirada sistémica. No es posible que cada provincia tenga una visión aislada”.
La funcionaria destacó además el trabajo conjunto de los entes reguladores provinciales para identificar los desafíos que presentan la tecnología, la demanda y el mercado, y avanzar en soluciones comunes.
En tanto, el director vicepresidente del EPRE San Juan, Roberto Ferrero, aseguró que el sistema atraviesa un momento clave de transformación. “Estamos en una etapa muy importante de la transición energética, que nos obliga a pensar cómo está cambiando la realidad del abastecimiento eléctrico del sistema argentino de interconexión”, señaló.
Ferrero remarcó que el objetivo del encuentro es generar un espacio de debate y construcción colectiva. “Ningún actor del sector eléctrico puede llevar adelante estos cambios solo. Es necesaria la interacción entre jurisdicciones, entre lo público y lo privado, entre la regulación y la prestación del servicio”, sostuvo.
Por su parte, el presidente del EPRE Mendoza, Cristian Azar, destacó la participación de los principales referentes del sector energético y afirmó que “el proceso de contractualización de la demanda no puede diseñarse en soledad ni resolverse aisladamente en cada jurisdicción”.
“Requiere criterios compartidos y un marco que dé certeza a todos los actores del mercado. Cada perspectiva es indispensable para que el resultado sea robusto, equitativo y sustentable en el tiempo”, agregó.
Uno de los temas centrales del encuentro fue la implementación de la Resolución 400/2025 de la Secretaría de Energía de la Nación, que establece el camino hacia la contractualización progresiva de la demanda y redefine el rol de las distribuidoras en la gestión de su abastecimiento eléctrico.
El programa incluyó la participación de representantes de la Secretaría de Energía de la Nación, Cammesa y especialistas internacionales de Chile y Uruguay, quienes compartieron experiencias sobre organización de mercados eléctricos, esquemas de contratación y asignación de riesgos.
Río Negro incorporó a la Universidad de Flores (UFLO) al sistema provincial de pasantías educativas en empresas hidrocarburíferas. Mediante un acuerdo entre la Secretaría de Hidrocarburos, la Unidad Provincial de Enlace con las Universidades (UPEU) y dicha institución, más estudiantes rionegrinos y rionegrinas tendrán acceso a una formación con experiencia.
El marco normativo del programa es la Ley Provincial 5.733, que establece como condición para la prórroga de concesiones hidrocarburíferas el compromiso de cada empresa operadora de incorporar hasta cinco pasantes educativos con residencia en la Provincia de Río Negro, conforme la Ley Nacional N° 26.427.
La firma consolida y amplía un proceso que el Gobierno provincial viene desarrollando desde fines de 2025. En diciembre de ese año, la UPEU y la Secretaría de Hidrocarburos habían formalizado actas acuerdo con las sedes Alto Valle y Valle Medio de la Universidad Nacional de Río Negro (UNRN) y con la Facultad de Derecho y Ciencias Sociales de la Universidad Nacional del Comahue (FADECS-UNCO), estableciendo el mecanismo coordinado de convocatoria y selección de pasantes.
Con la incorporación de UFLO, el sistema universitario comprometido en este esquema se consolida y gana en cobertura de perfiles académicos vinculados a la energía, el ambiente, la ingeniería, las ciencias jurídicas y la administración.
El acuerdo firmado asigna a la UPEU el rol de nodo articulador del circuito: relevará anualmente los perfiles requeridos por las empresas, los comunicará a las universidades, coordinará la formalización de los convenios individuales con cada pasante y verificará la ejecución del proceso. La UFLO, por su parte, se encargará de difundir las convocatorias, establecer criterios académicos de elegibilidad, seleccionar a los postulantes y acompañar pedagógicamente cada trayecto.
Un requisito central del acuerdo es que todos los postulantes seleccionados deberán ser oriundos de la Provincia de Río Negro y acreditar residencia provincial.
El Acta Acuerdo fue suscripta por la Lic. Mariela Moya, Secretaria de Hidrocarburos de la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente; la Lic. Daiana Neri, Secretaria de la Unidad Provincial de Enlace con las Universidades del Ministerio de Educación y Derechos Humanos; y el Lic. Christian Kreber, Vicerrector General de la Universidad de Flores.
El Sindicato Conductores Navales de la República Argentina (SICONARA), conducido por Mariano Vilar, expresó su profunda preocupación ante la falta de avances en las negociaciones salariales con las cámaras empresarias del sector de extracción y transporte de arena, una situación que amenaza con profundizar el conflicto en una actividad estratégica para el abastecimiento de insumos esenciales destinados, entre otros fines, al desarrollo de Vaca Muerta.
“Los trabajadores no pueden seguir absorbiendo el costo del ajuste mientras las empresas se rehúsan a discutir una recomposición salarial razonable. Estamos hablando de una actividad estratégica para la economía argentina, que sostiene cadenas productivas fundamentales y cuya continuidad depende exclusivamente del esfuerzo diario de nuestros compañeros”, sostuvo Ángel Raimundi, Secretario Adjunto del SICONARA.
En ese sentido, Raimundi afirmó: “Los compañeros deben saber que cuentan con un sindicato presente, comprometido y dispuesto a defenderlos en cada instancia. Frente a quienes pretenden avanzar sobre los derechos laborales y el trabajo argentino, esta conducción responderá con más organización, más unidad y más compromiso en defensa de los trabajadores”.
Por su parte, Fernando Ramírez, Secretario de la Seccional Rosario, señaló que “en el ámbito del litoral hemos participado de más de diez audiencias con absoluta responsabilidad, acercando propuestas concretas y sustentables. Sin embargo, del otro lado encontramos una actitud intransigente que desconoce la realidad que atraviesan los trabajadores”.
Asimismo, agregó que “la extracción y el transporte de arena constituyen, entre otras cosas, un eslabón fundamental para el desarrollo energético argentino. La arena que se extrae y transporta desde nuestros ríos es indispensable para la actividad de Vaca Muerta, por lo que la falta de respuestas empresarias no sólo perjudica a los trabajadores, sino que afecta directamente a un sector estratégico para el país”.
Por último, desde SICONARA advirtieron que la falta de respuestas concretas por parte de las cámaras empresarias podría derivar en una profundización del conflicto: “Estamos exigiendo que se respete el salario de los trabajadores que todos los días sostienen con su esfuerzo una actividad fundamental para el país. Porque si hay recursos para producir y generar ganancias, también debe haber voluntad para preservar el poder adquisitivo de quienes hacen posible esa producción. En este sentido, nuestro sindicato agotará todas las instancias de diálogo, pero no aceptará bajo ningún término que los trabajadores sean la variable de ajuste”, sentenció Mariano Vilar.
YPF alcanzó un acuerdo con BID Invest, el brazo privado del Banco Interamericano de Desarrollo, para obtener un financiamiento de hasta USD 500 millones destinado a obras viales estratégicas en la provincia de Neuquén. Esta iniciativa se enmarca en la expansión de la petrolera estatal en la formación no convencional de Vaca Muerta.
Horacio Marín, CEO de YPF, confirmó la firma de una carta mandato con James Scriven, presidente de BID Invest, para estructurar estos fondos con el objetivo de reforzar la infraestructura vial que la cuenca necesita para sostener su crecimiento. En su cuenta oficial de X, Marín expresó: “Firmamos una carta mandato para estructurar un financiamiento de hasta USD 500 millones destinado a obras viales estratégicas en la provincia de Neuquén, como parte de nuestro Plan 4×4”.
Me reuní con @JamesPScriven, CEO de @BIDInvest, y dimos un paso muy importante para seguir impulsando el desarrollo de Vaca Muerta. Firmamos una carta mandato para estructurar un financiamiento de hasta US$500 millones destinado a obras viales estratégicas en la provincia de… pic.twitter.com/J1Svcm90xq
Según fuentes cercanas, este acuerdo no implica que YPF ejecute directamente las obras, sino que la empresa colaborará con la provincia en la identificación de vías de financiamiento para mejorar una red vial que se ha visto afectada por el auge productivo de Vaca Muerta.
El Plan 4×4, diseñado por Marín, busca cuadruplicar el valor de YPF en cuatro años y posicionarla como exportadora global de hidrocarburos no convencionales hacia 2030. La mejora de la infraestructura vial es uno de los principales desafíos, ya que el aumento de la actividad en la región provocó un colapso en las rutas de Neuquén y Río Negro, generando accidentes, congestiones y retrasos en el abastecimiento a Añelo, epicentro del shale argentino.
Ante esta situación, el gobierno neuquino ha implementado mecanismos de financiamiento público-privado. Un consorcio de diez compañías operadoras creó un fideicomiso para financiar un bypass vial de 60 kilómetros en Añelo, mientras que otros acuerdos buscan pavimentar rutas mediante adelantos de capital recuperables a través de peajes o compensaciones sobre regalías hidrocarburíferas. El acuerdo con BID Invest ofrece una alternativa multilateral para financiar estas obras.
La presión sobre las rutas se explica por la logística que demanda la producción de shale. La arena de fractura hidráulica, fundamental para mantener abiertas las microfracturas de la roca y permitir el flujo de petróleo y gas, es uno de los insumos que más impacta en el tránsito. Actualmente, Vaca Muerta consume aproximadamente 7 millones de toneladas de arena por año, con proyecciones de aumento a 9 millones de toneladas hacia 2028. Esto representa cerca de 300.000 viajes de camión anuales, equivalentes a más de 800 vehículos diarios dedicados exclusivamente al transporte de este material.
La arena proviene principalmente de Entre Ríos, a más de 1.000 kilómetros de distancia, lo que incrementa los costos y la carga sobre una red vial que no fue diseñada para soportar este nivel de tráfico pesado ni está completamente asfaltada. El crecimiento proyectado de la producción de shale oil y gas profundizará este desafío logístico en los próximos años.
Tras la firma de la carta mandato, se informó que James Scriven podría visitar Vaca Muerta para evaluar in situ las necesidades de infraestructura, aunque esta visita no ha sido confirmada oficialmente. Este financiamiento llega en un momento de intensa actividad en la industria energética argentina, con otros acuerdos millonarios en curso para proyectos en la misma cuenca.
Por ejemplo, Citigroup, Banco Santander y JP Morgan están trabajando en un financiamiento cercano a USD 1.000 millones para un proyecto de Transportadora de Gas del Sur (TGS). Paralelamente, YPF avanza en el cierre de un financiamiento para el proyecto Argentina LNG, que podría alcanzar compromisos por unos USD 14.000 millones, considerado el project finance más importante de la industria energética en América Latina.
En mayo, Vista Energy alcanzó un nuevo récord de producción mensual, consolidando su liderazgo en Vaca Muerta y posicionándose como el principal productor independiente de petróleo en Argentina.
El volumen total de producción llegó a 156.670 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d), lo que representa un incremento del 12,5% en comparación con abril y un crecimiento del 40,6% frente al mismo mes del año anterior. En cuanto al petróleo crudo, la empresa reportó una producción diaria de 139.469 barriles.
Este salto productivo está vinculado a la adquisición de activos que pertenecían a Equinor, una operación valorada en 712 millones de dólares. La compra incluyó participaciones en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, dos zonas estratégicas dentro de la Cuenca Neuquina.
Antes de esta integración, Vista Energy había promediado en el primer trimestre del año una producción de 134.741 barriles equivalentes diarios, cifra que fue superada ampliamente en mayo, alcanzando un máximo histórico.
Las áreas bajo operación directa de Vista continúan siendo el motor principal del crecimiento. Bajada del Palo Oeste y Bajada del Palo Este aportaron más de 82.000 barriles equivalentes diarios, impulsadas por la puesta en marcha de nuevos pozos. Además, La Amarga Chica, uno de los desarrollos más relevantes de Vaca Muerta en el que Vista posee un 50% y la operación está a cargo de YPF, tuvo un papel destacado.
Los activos incorporados de Equinor también comenzaron a rendir frutos: en su primer mes dentro del balance consolidado, sumaron más de 18.000 barriles equivalentes diarios, fortaleciendo la capacidad productiva y ampliando las perspectivas de crecimiento para los próximos años.
Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy, resaltó la evolución de la empresa: “En apenas ocho años pasamos de ser un startup petrolero a convertirnos en el principal productor independiente de petróleo de la Argentina y en el mayor exportador de crudo del país”.
Además del crecimiento en producción, Vista Energy mejoró sus indicadores de eficiencia. Los costos de extracción disminuyeron respecto al año anterior, mientras que los márgenes operativos se mantienen entre los más competitivos de la industria local.
La firma proyecta mantener una producción superior a los 160.000 barriles equivalentes diarios en los próximos meses, con un promedio esperado cercano a los 158.000 boe/d para 2026 y un ambicioso objetivo de escalar hasta los 250.000 boe/d hacia 2030.
