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La Corte Suprema de Justicia de la Nación puso fin a un litigio que se prolongó por casi dos décadas entre la provincia de Chubut y YPF, resolviendo a favor de la empresa en un conflicto relacionado con el Impuesto sobre los Ingresos Brutos.

El origen de la disputa se remonta a 2006, cuando la Dirección General de Rentas de Chubut cuestionó el criterio aplicado por YPF respecto al tratamiento fiscal del petróleo extraído en esa provincia, que es trasladado a refinerías de otras jurisdicciones para su posterior exportación.

Según el reclamo oficial, actualizado hasta 2010, la deuda por tributos e intereses ascendía a 60,5 millones de pesos. Estimaciones privadas, ajustadas por inflación, sitúan esa cifra en torno a 35.000 millones de pesos en valores actuales.

El eje del conflicto giraba en torno a la base imponible del impuesto. Chubut sostenía que debía gravarse el 100% del petróleo extraído en su territorio, argumentando que el traslado a otra provincia sin una venta intermedia equivalía a una salida sin facturación, por lo que debía aplicarse el tributo.

Por su parte, YPF defendió que la porción de petróleo destinada a exportación debía quedar exenta del impuesto, conforme a lo establecido en el Código Fiscal provincial para las exportaciones. La empresa explicó que si no se cobra Ingresos Brutos sobre el petróleo exportado directamente desde Chubut, tampoco debería aplicarse cuando los derivados se exportan desde otra provincia, ya que esto sería discriminatorio.

En su fallo, la Corte Suprema respaldó la postura de YPF, señalando que el criterio provincial generaba un tratamiento desigual según el destino industrial del recurso. Se indicó que existe discriminación si se grava el crudo procesado fuera de Chubut, pero no el que se industrializa dentro de la provincia antes de su exportación.

Los jueces expresaron: “Si el petróleo que es extraído, industrializado y exportado desde Chubut no integra la base imponible del impuesto, el petróleo extraído en Chubut, industrializado total o parcialmente en otra provincia y luego exportado, tampoco debería integrarla”.

Además, la sentencia recordó que aunque las provincias tienen autonomía fiscal, no pueden implementar medidas que violen principios constitucionales como la libre circulación de bienes. En ese sentido, enfatizó que las jurisdicciones no pueden “poner trabas de índole alguna a las actividades que en sustancia se vinculan al tráfico interprovincial e internacional”.

Este fallo no solo cierra este caso puntual, sino que establece un criterio relevante para futuras disputas fiscales similares, consolidando la exención a las exportaciones incluso cuando el proceso productivo involucra más de una provincia.

Especialistas destacan que la resolución refuerza la imposibilidad de que las provincias utilicen tributos como barreras indirectas al comercio interjurisdiccional y ratifica el principio de neutralidad fiscal en la aplicación del impuesto sobre Ingresos Brutos.

En el ámbito local, la decisión pone nuevamente en debate la capacidad de provincias hidrocarburíferas como Chubut para captar renta sobre recursos extraídos en su territorio cuando la industrialización y comercialización se realizan en otras jurisdicciones. La Corte limita ese margen y confirma un esquema donde la mayor parte del valor agregado se genera fuera de la cuenca, un punto que históricamente ha generado tensiones en la relación federal.

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En Santa Cruz, la actividad hidrocarburífera enfrenta una marcada retracción, pero el Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables (SIPGER) anunció un acuerdo con operadoras para el levantamiento de 11 equipos en distintos yacimientos, en un intento por sostener la producción local.

El convenio contempla la puesta en funcionamiento de un equipo de perforación y diez de well services, que incluyen workover y pulling. De estos, seis equipos se destinarán a tareas de reactivación y cuatro a la fase de abandono de pozos. Además, se suman dos sets de cementación y uno de fractura, con el objetivo de mantener la producción en la región.

Tras semanas de negociaciones y una conciliación obligatoria, el sindicato logró que las operadoras aceptaran garantizar un piso mínimo de actividad, representado en estos equipos. Esta mejora fue posible gracias al aumento en la eficiencia de los equipos activos durante el último año, que permitió recuperar parte de la producción y fue reconocida por las empresas involucradas.

Las tareas de well services estarán a cargo de empresas como Roch, Quintana, Clear, Patagonia, Brest y CGC, mientras que las contratistas para los servicios de cementación y fractura aún están por definirse. Por su parte, YPF comprometió operar un equipo de workover durante dos años, con opción a prórroga, y tres equipos de pulling bajo condiciones similares. También se incorporarán servicios de cementación, wireline y flush by, en contratos que podrían extenderse hasta tres años.

Sin embargo, el secretario general del SIPGER, Rafael Güenchenen, expresó su disconformidad con el acuerdo: “De ninguna manera estoy de acuerdo con lo firmado, ni con la cantidad de equipos ni con el cronograma de trabajo planteado, porque en esos términos no alcanza a revertir la situación”.

El dirigente enfatizó la necesidad de reactivar la perforación como eje fundamental para evitar que la actividad continúe cayendo: “Poder anunciar un equipo de perforación es lo más importante para nosotros; sin perforación, la actividad va a seguir cayendo hasta que no quede nada”.

Mirando hacia adelante, el sindicato solicitó una reunión urgente con YPF para discutir temas relacionados con la remediación ambiental, un asunto sensible para el sector. Además, el gremio insistió en que cualquier plan de reactivación debe traducirse en generación de empleo local y una mayor participación de las pymes santacruceñas en la cadena productiva, que vienen reclamando un rol más activo.

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Puerto Rosales logró un hito histórico al registrar un embarque cercano a los 900 mil barriles de petróleo extraído de Vaca Muerta, consolidando su crecimiento como un puerto clave para la exportación de crudo argentino.

El buque tanque Maran Helios, de bandera griega y 274,09 metros de eslora, cargó 142.000 metros cúbicos de crudo liviano tipo Medanito en el nuevo muelle operado por OTAMERICA Argentina. Este cargamento, destinado a Indonesia, marca un récord para la terminal y representa cerca de 893.000 barriles de petróleo.

Esta operación refleja la ampliación de la escala exportadora desde la zona sur de la provincia de Buenos Aires, mejorando la eficiencia logística y reduciendo costos en el contexto de un crecimiento sostenido de la producción no convencional. Además, subraya la creciente inserción del petróleo argentino en mercados internacionales distantes, como el asiático.

Indonesia, destino final del crudo, figura como un mercado estratégico dentro del proceso de diversificación de exportaciones, donde Asia cobra cada vez más protagonismo en la demanda energética mundial.

El récord superó la marca establecida en noviembre del año pasado, cuando el buque tipo Suezmax Cap Felix, de bandera belga, cargó 140.000 metros cúbicos de crudo de Vaca Muerta en la misma terminal. Esa operación anticipaba la capacidad creciente del puerto para manejar embarcaciones de gran porte y fortalecer su papel en la logística energética nacional e internacional.

La infraestructura portuaria, especialmente el nuevo muelle de OTAMERICA Argentina, juega un rol fundamental en este crecimiento. Permite operar buques de gran tamaño, como los Suezmax, y aumentar los volúmenes despachados por escala, facilitando la expansión de las exportaciones en paralelo con el auge de la producción no convencional.

El embarque se realizó en coincidencia con el 32° aniversario de operaciones de OTAMERICA en Puerto Rosales. Desde la empresa destacaron que este resultado responde a la operatoria sostenida del sistema y a la relación con las compañías que utilizan la terminal.

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El presidente de Distrigas SA, Juan Carlos Berasaluce, destacó la finalización de obras anunciadas en 2024, detalló los proyectos en marcha y subrayó la importancia de la planificación para garantizar el acceso al gas en toda la provincia.

El funcionario brindó una entrevista en LU14 Radio Provincia de Santa Cruz en la que aseguró que las obras anunciadas el año pasado “se han culminado en su totalidad”. Actualmente, la empresa se encuentra ejecutando trabajos de “anillado” de redes, fundamentales para mejorar la distribución del gas.

Asimismo, indicó que uno de los proyectos pendientes es la licitación de la Planta Reguladora de Chimen Aike, una obra estratégica que permitirá garantizar la presión necesaria en la red y habilitar futuras ampliaciones. “Esta planta nos va a permitir asegurar el suministro hasta el último tramo del caño”, explicó.

Berasaluce también detalló el funcionamiento del sistema, diferenciando entre quienes producen, transportan y distribuyen el gas. En ese esquema, Distrigas SA cumple el rol de sub distribuidora, lo que implica gestionar autorizaciones y certificaciones técnicas para avanzar con nuevas conexiones.

Desafíos y expansión en el interior provincial

Entre los principales desafíos, el funcionario mencionó las limitaciones en la presión del suministro en algunas localidades del interior. En ciertos casos, las distribuidoras no pueden garantizar el caudal necesario, lo que obliga a Distrigas SA a realizar inversiones adicionales.

Para afrontar esta situación, la empresa proyecta desarrollar gasoductos propios mediante financiamiento externo. El objetivo es ampliar la capacidad operativa y cubrir la demanda creciente, especialmente en ciudades como Río Gallegos y Caleta Olivia.

Además, se están llevando adelante obras importantes en Las Heras, donde el anillado de la red busca resolver problemas históricos. También se planifican licitaciones en El Calafate y el envío permanente de maquinaria a localidades como 28 de Noviembre y Río Turbio.

Subsidios y asistencia durante el invierno

En relación con los subsidios, Berasaluce explicó que el esquema actual se redujo de tres a dos niveles. Para acceder al beneficio, los hogares deben cumplir ciertos requisitos: ingresos por debajo de tres canastas básicas (alrededor de 4.300.000 pesos), no poseer más de tres propiedades y contar con un vehículo de hasta tres años de antigüedad.

Los Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) cubren aproximadamente el 50% del costo del gas durante los meses de mayor consumo, entre abril y septiembre. Luego, los usuarios acceden a una tarifa plana, independiente de posibles incrementos futuros.

Actualmente, en Santa Cruz hay cerca de 66.000 usuarios alcanzados por este beneficio, lo que representa el 54% del total. A esto se suma el programa “Energía Santa Cruz”, que pertenece a un Programa impulsado por el Ministerio de Desarrollo Social, Igualdad e Integración que otorga una cobertura adicional de entre el 30% y el 90%, según la situación económica de cada familia.

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Se realizó en Neuquén la quinta edición de Conectando Vaca Muerta, un encuentro empresarial que vincula a los principales actores de la industria energética y su cadena de valor en un entorno diseñado para generar oportunidades reales de negocio.

Del evento participaron, entre otros, el director provincial de Economía de Hidrocarburos, Mauricio Ferraris, y Daniel González secretario de la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (Fecene), quienes disertaron en el panel Coyuntura y Perspectivas de la Industria.

Durante su exposición, Ferraris afirmó: “Estamos parados arriba de Vaca Muerta. Hoy Neuquén produce el 70 por ciento del petróleo de Argentina y el 70 por ciento del gas. Hace una década la provincia producía solamente el 22 por ciento de petróleo. Y el 95 por ciento de ese gas es no convencional”.

Explicó que la Ley de Bases planteó “maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos”, marcando un cambio de paradigma con foco en los mercados externos. En ese sentido, indicó que “el petróleo permite pensar en exportación de manera relativamente fácil, pero se requiere infraestructura”. Sobre el gas, agregó que “requiere otras infraestructuras, como plantas de GNL”.

Asimismo, Ferraris anticipó que “este año vamos a alcanzar un récord de inversiones de 12 mil millones de dólares en la provincia”. En relación con las oportunidades, mencionó el desarrollo de gas seco para GNL y proyectos con líquidos asociados que permiten exportar también butano y propano.

A su vez, remarcó la necesidad de pensar todo el ciclo de vida. “Todos estos pozos que se están haciendo se van a tener que abandonar, y ese es un tema que se debe abordar desde ahora”, subrayó durante el encuentro que se realizó hace unos pocos días.

En lo regional, sostuvo que “hay que pensar en Rincón de los Sauces como una gran oportunidad”. También mencionó a Plaza Huincul y Cutral Co, ciudades emblemáticas de la actividad hidrocarburífera, que siguen siendo relevantes por los proyectos vinculados al gas con líquidos asociados.

Respecto al contexto, los participantes coincidieron en que “la actividad petrolera va acompañada de saltos que tienen que ver con las coyunturas”. En ese sentido, Ferraris destacó que hoy “se está exportando el 40 por ciento del petróleo neuquino”, con un desarrollo que “ha sido continuo”.

No obstante, advirtió: “Lo que hoy marca el ritmo de Vaca Muerta es la capacidad de evacuación. Si no tenemos cómo sacar el gas, no vamos a poder hacer más pozos” porque “en verano sobra gas y hay pozos que se tienen que cerrar, mientras que en invierno todo el gas se produce”.

Finalmente, subrayó que “en GNL la competencia es muy grande a nivel internacional, hay que tener costos bajos para poder insertarse”.

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Marcelo Rucci, secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, informó sobre el cierre de la paritaria 2025-2026 para los trabajadores petroleros. En diálogo con LU5, confirmó un aumento del 8,6% correspondiente a los primeros tres meses del año.

Rucci destacó que gracias a las cláusulas de revisión trimestrales, el salario pudo ajustarse por encima de las previsiones iniciales de las cámaras empresariales. “Cerramos un año con un aumento que supera el 38%”, explicó, y agregó que el acuerdo original contemplaba un incremento del 1% mensual, pero las revisiones trimestrales permitieron evitar pérdidas salariales debido a la inflación.

El dirigente sindical resaltó que, pese a la compleja situación económica del país, el salario mínimo del sector se mantuvo competitivo, rondando los 3 millones de pesos. “Pudimos mantener por lo menos lo que es el salario mínimo que ronda los 3 millones”, afirmó Rucci, y calificó el período como un “año difícil” pero con resultados positivos para los trabajadores.

Además de los aspectos salariales, Rucci hizo hincapié en la eliminación definitiva del sistema “on-call” en la industria petrolera de Vaca Muerta. Considerado perjudicial para el trabajador, el sindicalista fundamentó esta decisión en tres pilares: estabilidad laboral, previsibilidad operativa y seguridad.

“Ratificamos haciendo un control entre todos de que no haya sistema on-call. En una industria como esta no debería haber”, aseguró Rucci. Según el dirigente, este sistema puede derivar en despidos cuando baja la demanda de trabajo y afecta la seguridad en el campo, por lo que el gremio se opone firmemente a su aplicación.

Finalmente, Rucci se refirió al crecimiento de su espacio político en Neuquén y Río Negro, aunque aclaró que no tiene planes personales de candidatura: “Yo no soy candidato a nada”. Sin embargo, destacó que están formando una estructura para participar en futuros comicios y expresó su esperanza en que la aceptación que reciben se traduzca en apoyo electoral.

“Es un partido nuevo que por primera vez va a la cancha”, concluyó, enfatizando que el crecimiento se está dando de manera “responsable” y con una invitación abierta a la comunidad para sumarse.

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Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, afirmó que la empresa se encuentra en un momento histórico de producción y que en los próximos tres años alcanzará una escala que la posicionará para exportar u$s30.000 millones. Durante el V Simposio de Exploración y Producción de Recursos No Convencionales de SPE Argentina, destacó que la inversión prevista para los próximos cuatro años asciende a u$s150.000 millones, con el objetivo de impulsar el desarrollo de Vaca Muerta.

Marín subrayó que “YPF está ante un período de inversión que no se volverá a ver si no es con el offshore” y remarcó que “cuando hay períodos de libre mercado, la producción sube”. En ese marco, detalló que en Vaca Muerta existen 16.500 locaciones para perforar, y enfatizó la importancia de focalizar en el sector no convencional, calificando como “una falta de respeto no focalizar en el no convencional”.

El CEO anticipó que en abril de 2027 se realizará una actualización significativa en la producción, con la perforación de 2.800 pozos, un salto notable respecto a los 223 pozos realizados en 2023 y los 255 previstos para 2025. Además, proyectó que para 2030 YPF estará entre los top 10 a nivel global en producción de shale, siendo la única compañía integrada de petróleo en el mundo altamente tecnológica y la mayor exportadora del país.

Sobre la producción actual, Marín detalló que Vaca Muerta experimentó un crecimiento del 42% y hoy se refinan más de 300.000 barriles. También destacó que desde enero de 2023 la velocidad de perforación de pozos se aceleró un 63% y los costos bajaron un 15%. En este sentido, advirtió que la empresa merece tener costos unitarios competitivos a nivel internacional y criticó los elevados precios que ofrecían algunos proveedores.

El directivo presentó el plan 4×4 de YPF, basado en cuatro pilares: focalizar en lo más rentable, generar valor y gestión activa, maximizar la eficiencia en upstream y downstream, y el desarrollo del proyecto Argentina GNL. En cuanto al primer pilar, explicó que el objetivo es alcanzar 250.000 barriles netos este año, frente a los 95.000 barriles cuando asumió, y anticipó que los resultados de 2027 serán sorprendentes.

Marín reiteró que YPF apunta a que Argentina exporte más de u$s30.000 millones en 2030, cifra respaldada por la producción de Vaca Muerta. También explicó que la empresa está saliendo de campos maduros que no se ajustan a su estrategia, como parte del Plan Andes, y que se está concentrando en lo que sabe hacer: producción de hidrocarburos y generación de energía con YPF Luz.

En cuanto a la tecnología, Marín destacó los centros de operación Real Time Intelligence Center ubicados en Puerto Madero, La Plata y Neuquén, que permiten procesar millones de datos diarios para mejorar la productividad. “En Argentina estamos acostumbrados a aumentar la productividad por devaluación, y eso no va más”, afirmó.

Finalmente, se refirió al proyecto Argentina GNL, señalando que en las próximas semanas se firmará la Decisión Final de Inversión (FID) con las empresas italianas ENI y Adnoc de Emiratos Árabes Unidos, con la posibilidad de un cuarto socio. Destacó que ENI considera este proyecto como su principal inversión fuera de Italia y que planea desplegar una flota de barcos que producirán hasta 18 millones de toneladas de GNL al año, equiparable a grandes terminales exportadoras de Estados Unidos.

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Pluspetrol, una de las principales operadoras en hidrocarburos no convencionales de Argentina, presentó al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) un proyecto para destinar US$ 12.000 millones en la cuenca de Vaca Muerta. Esta cifra representa la mayor inversión registrada hasta ahora en dicho régimen.

La iniciativa, elaborada junto a Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), busca potenciar la producción de crudo y gas natural en el área Bajo del Choique – La Invernada, ubicada al norte de Neuquén. El plan contempla la construcción de cuatro plantas para procesar fluidos, la instalación de ductos para evacuar crudo y gas, y la perforación de más de 600 pozos durante un período de 25 años.

Con esta inversión, Pluspetrol aspira a alcanzar una producción diaria de hasta 100.000 barriles de petróleo, comenzando con una primera etapa de 50.000 barriles por día, lo que equivaldría a aproximadamente el 12% de la producción nacional actual, que en marzo fue de 878.000 barriles diarios, con Vaca Muerta aportando cerca de 600.000 barriles.

En materia de gas, la petrolera prevé llegar a 6 millones de metros cúbicos diarios en la primera fase, duplicando esa cifra en la segunda etapa hasta 12 millones de metros cúbicos diarios. Esto representaría casi un 10% de la producción promedio estimada para 2025.

Pluspetrol adquirió el área Bajo del Choique – La Invernada en 2024 tras comprar varios bloques de Vaca Muerta a ExxonMobil por US$ 1.700 millones, marcando la salida de esta petrolera estadounidense del país. Además, desde 2018 opera el bloque La Calera, uno de los mayores de shale gas en la región, que también produce shale oil.

El proyecto se enmarca en un contexto donde el RIGI cuenta con 36 solicitudes por un total de US$ 95.000 millones, principalmente en sectores como energía, minería e infraestructura. En febrero, el Ministerio de Economía habilitó la inclusión de proyectos de exploración y producción upstream dentro de los beneficios fiscales y cambiarios del régimen, ampliando así las oportunidades para inversiones como la de Pluspetrol.

En 2025, Pluspetrol vendió el área Los Toldos II Oeste — adquirida también a ExxonMobil — a la estadounidense Continental Resources, marcando el último ingreso de una petrolera internacional a Vaca Muerta. De esta manera, la empresa argentina fortalece su posición en la cuenca con un plan de expansión ambicioso y de largo plazo.

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El grupo Pampa Energía, encabezado por Marcelo Mindlin, presentó ante el Gobierno un nuevo proyecto bajo el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) que prevé destinar 2.400 millones de dólares a la construcción de una planta de fertilizantes en Bahía Blanca. La iniciativa, canalizada a través de su subsidiaria Fértil Pampa, apunta a producir 2,1 millones de toneladas anuales de urea granulada, con fuerte perfil exportador.

De acuerdo con un comunicado, Fértil Pampa prevé la construcción de “una planta productora de amoníaco y dióxido de carbono, una o más plantas de producción de urea granulada, unidades auxiliares y capacidad de almacenamiento, instalaciones de despacho de producto terminado, e infraestructura necesaria para el suministro de gas natural, agua y electricidad”.

La compañía, como cuenta La Nueva, ya gestiona financiamiento internacional con el BID y el Banco Mundial, y estima que la obra demandará unos cuatro años. Una vez en marcha, podría generar exportaciones por 890 millones de dólares anuales.

El impacto también se medirá en el empleo: durante la etapa de construcción se crearían unos 3.500 puestos de trabajo, mientras que luego se mantendrían entre 200 y 300 empleos permanentes.

La inversión se inscribe en una estrategia más amplia de Pampa Energía, que ya impulsa proyectos millonarios en Vaca Muerta y en infraestructura de gas y petróleo.

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El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, encabezó la firma del convenio para la creación de un Parque Solar Fotovoltaico en la localidad de Paso de Indios, en el marco de la Empresa Provincial de Energía del Chubut (EPECH S.A.U.), que permitirá fortalecer la generación de energía sustentable y segura en la meseta central.

A partir de una inversión provincial de $8.400 millones, la medida garantizará el acceso al suministro eléctrico sin interrupciones, reemplazando el actual sistema de generación mediante grupos electrógenos por una Microred Inteligente, que proveerá energía limpia, segura y accesible, reduciendo la dependencia de combustibles fósiles y optimizando los costos operativos mediante la incorporación de nuevas tecnologías y monitoreo remoto en tiempo real.

La actividad se desarrolló en la Sala de Situación de la Casa de Gobierno y contó con la participación del gerente general de EPECH, Sebastián De la Vallina, quien rubricó el convenio junto al titular del Ejecutivo.

Energía renovable y a menor costo

Torres destacó que “nuestra provincia, siendo uno de los motores energéticos más importantes del país, aún tiene pueblos aislados energéticamente, conectados a motores a gasoil que son ineficientes y generan trastornos y cortes de luz muy importantes en todo el territorio”, y consideró que esta situación “es surrealista, considerando toda la energía que Chubut generó durante tanto tiempo”.

“Hubo muchos proyectos fallidos bajo títulos pomposos como ‘soberanía energética’, y por eso es importante avanzar con una prueba piloto concreta en un pueblo como Paso de Indios, que hoy depende totalmente de la generación a base de gasoil, para que sea el primero de la Patagonia en consumir energía renovable en su totalidad”, aseguró el titular del Ejecutivo, quien además señaló que “de esta manera, vamos a bajar el costo del megavatio de USD 570 a USD 150”.

“El objetivo final de la Empresa Provincial de Energía es reducir el costo de la energía, y este es el primer proyecto que estamos impulsando en ese sentido”, indicó el Gobernador, puntualizando que “en un acto de justicia, esos pueblos que históricamente estuvieron energéticamente aislados van a poder ser autosustentables, con una tecnología que muchos creían imposible de implementar en Chubut”.

“La eficiencia de esta iniciativa demuestra que podemos reducir considerablemente los costos y hacer de esta prueba piloto el primer paso para transformar la forma en la que consumimos energía en nuestra provincia”, remarcó, destacando a su vez que el volumen de energía previsto del Parque Fotovoltaico “está enmarcado en la planificación del crecimiento de una localidad como Paso de Indios para los próximos 20 años”.

La obra “comenzará la primera semana de junio y se prevé que finalice en febrero de 2027”, anticipó el mandatario, concluyendo que el proyecto “será un caso de éxito que luego podrá replicarse, incluso en el sector privado, en industrias electrointensivas, lo que resulta beneficioso para todos los chubutenses”.

Más producción y menores costos logísticos

Por su parte, el gerente general de EPECH, Sebastián De la Vallina, explicó que “se trata de un sistema híbrido compuesto por una Microred Inteligente con un Parque Fotovoltaico en Paso de Indios”, y detalló que “actualmente la localidad utiliza generación aislada, que requiere combustible y emite CO₂, con costos operativos muy elevados que se incrementan por el precio de los combustibles, los aceites y la logística necesaria para el mantenimiento de los equipos”.

“Vamos a avanzar hacia un proyecto fotovoltaico en el que los dos motores actuales, que son alquilados luego de que los originales que se utilizaron durante 15 años se averiaran, van a ser reemplazados por un sistema que permitirá alcanzar una generación de 2,8 megavatios de energía limpia y segura, con tecnologías modernas y monitoreo en tiempo real”, señaló.

Asimismo, indicó que la obra incluirá la construcción de un edificio que funcionará como centro de control del Parque Fotovoltaico.

Parque Fotovoltaico en Paso de Indios

La obra prevé la instalación de un sistema de generación eléctrica mediante una microred híbrida compuesta por un Parque Solar Fotovoltaico de 2,8 MWp, un sistema de almacenamiento en baterías (BESS) de 5 MWh y generación de respaldo, lo que representará una mejora significativa en la matriz energética local.

La iniciativa permitirá incrementar la participación de energías renovables, reducir la dependencia de combustibles fósiles, optimizar los costos de generación a mediano y largo plazo y mejorar la confiabilidad y estabilidad del suministro eléctrico en Paso de Indios y zonas aledañas.

Asimismo, contribuirá a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y al fortalecimiento de la seguridad energética, promoviendo el desarrollo productivo local a partir de infraestructura moderna, eficiente y sustentable.

El sistema de generación contempla la instalación de 4.680 módulos fotovoltaicos marca Trina Solar, modelo TSM-NEG19RC.20, con una potencia de 615 Wp cada uno.

Los módulos estarán montados sobre 130 estructuras fijas tipo 1V36, con separación de 6 metros entre filas y orientación Norte-Sur.

La energía generada será convertida a corriente alterna mediante 8 inversores Huawei SUN2000-330KTL-H1, con una potencia nominal de 330 kVA y tensión de 800V. Parte de esta energía será almacenada en un sistema de baterías Huawei Luna 2000-5015-2S de 5 MWh.

Posteriormente, la energía será elevada de baja tensión (800V) a media tensión (13,2 kV) mediante una estación transformadora, integrando los generadores existentes en un sistema híbrido off-grid, controlado por un sistema de gestión energética centralizado.

En términos de generación anual, se estima que la demanda de Paso de Indios (3.438 MWh) será cubierta mediante energía solar fotovoltaica (1.457 MWh), almacenamiento en baterías (1.251 MWh) y generación a combustión (730 MWh), lo que permitirá reducir significativamente el uso de combustibles fósiles y aumentar la participación de energías renovables en un 20%.

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Villa del Nahueve celebró su aniversario número 37 con la inauguración de la red de gas, una obra histórica que permitirá acceder al servicio a todas las familias de la localidad y los parajes cercanos. También se otorgaron créditos accesibles a través la Agencia de Desarrollo Urbano Sustentable (ADUS), para que los vecinos puedan financiar la conexión domiciliaria.

El acto fue encabezado por el gobernador, Rolando Figueroa, y el presidente de la comisión de fomento local, Florentino Poblete, contó con la participación de los vecinos, y asistieron los ministros de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig; Educación, Soledad Martínez; Infraestructura, Tanya Bertoldi; el secretario del Interior, Gustavo Coatz; y el delegado regional del Alto Neuquén, Néstor Fuentes.

La obra del gas permitirá conectar a Villa del Nahueve y Bella Vista con el sistema troncal, avanzando desde la estación reguladora de Cayanta y marcando un paso clave hacia la autosuficiencia energética regional.

Al respecto, Figueroa manifestó que al momento de asumir la gestión “comenzamos a trabajar a ver cómo podíamos hacer los gasoductos para que puedan llegar a los distintos lugares de la provincia y también llegar con plantas GLP a otros lugares”.

En ese sentido anticipó que “vamos a llegar con gas natural también a Las Ovejas y vamos a continuar para poder llegar hasta Varvarco y hasta Manzano Amargo con una empresa provincial, con Hidenesa (Hidrocarburos del Neuquén). Fíjense qué importante que es poder venderle al mundo pero que nuestra gente tenga gas”.

Por otro lado, se refirió al Proyecto Multipropósito Nahueve, y explicó que “nosotros comenzamos a trabajar, pudimos terminar una represa que estaba muy atrasada, que estaba con muchos saldos impagos hacia el empresario también. Y ahora Villa del Nahueve va a comenzar a generar energía, vamos a comenzar a hacer la línea que va hasta Andacollo. Creo que es muy importante para todo el pueblo tener esta represa multipropósito”.

Concluyó que “es muy importante poder generar electricidad, pero también es muy importante proveer agua para el consumo y también poder tener la posibilidad de riego”.

Poblete, por su parte, manifestó que “estamos viviendo un momento muy lindo que es la red de gas para todos los habitantes de Villa del Nahueve y la verdad que es algo muy lindo, muy esperado. Agradezco al señor gobernador porque fue gestión, no fue una promesa de campaña”.

También se llevó adelante la entrega de créditos de la ADUS, para la conexión del gas domiciliario gracias al programa Gas en tu Hogar.

Por último, se firmó un acta acuerdo con la presidenta de la comisión de fomento de Los Guañacos, Alejandra Vázquez, para formalizar el inicio de la obra del playón deportivo que se construirá en la escuela primaria 262 de la localidad.  

El proyecto cuenta con un presupuesto de 317 millones de pesos y consiste en la construcción de un playón deportivo de 600 metros cuadrados con demarcación de canchas (futbol, básquet y vóley) y equipamiento deportivo.

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El Gobierno decidió dar marcha atrás en la privatización de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) y seguirá a cargo de las compras para este invierno, debido a la suba de los precios energéticos a nivel internacional por la guerra en Medio Oriente.

La cancelación del proceso para que el sector privado se encargue de la importación y comercialización de GNL se dio bajo la premisa oficial de evitar un impacto mayor en los costos del sistema que posteriormente se trasladan a los usuarios.

De esta manera, la licitación pública nacional e internacional de la que participaban Naturgy y Trafigura, con ofertas similares, y tenía prevista la adjudicación para el pasado 21 de abril quedó sin efecto.

Con esta decisión, Enarsa seguirá ocupándose este año de importar los cargamentos de gas y comercializarlos en el mercado interno, como sucede desde 2008, cuando el país comenzó a importar el fluido.

A pesar de quedar trunca, en esta ocasión, la iniciativa gubernamental de traspasar la operatoria a un comercializador privado, desde el Ejecutivo aseguraron que la intención sigue siendo concretar el cambio de modelo.

Al respecto, señalaron que “seguimos convencidos de privatizar esta operatoria y avanzar hacia un esquema competitivo, transparente y con señales de precio para que se conozca el costo real de la energía”.

Aunque en menor cantidad, el país sigue dependiendo del gas importado durante el invierno, a causa de la demora en la terminación de obras de infraestructura necesarias para llevar el fluido a todo el país.

En los últimos años, el récord de producción en Vaca Muerta y el efecto de la activación del gasoducto Perito Moreno, ex Néstor Kirchner, fueron reduciendo la dependencia del GNL. En 2023, Enarsa compró 30 buques con gas, en 2024 los barcos adquiridos fueron 28 y el año pasado terminaron siendo 27.

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El Departamento de Guerra de los Estados Unidos informó este jueves que sus fuerzas interceptaron un petrolero vinculado a Irán en el Océano Índico.

El buque, llamado “Majestic X”, transportaba petróleo procedente de Irán, según informó Xinhua.

“Continuaremos con la vigilancia marítima global para desarticular redes ilícitas e interceptar buques que brindan apoyo material a Irán, dondequiera que operen”, declaró el departamento sobre el X. 

El Comando Central de Estados Unidos informó el jueves que sus fuerzas en Medio Oriente habían “ordenado a 31 buques dar la vuelta o regresar a puerto como parte del bloqueo estadounidense contra Irán”.

El presidente estadounidense Donald Trump declaró anteriormente que “no hay un plazo” para poner fin a la guerra entre Estados Unidos e Israel con Irán, que ya dura semanas.

Aunque el alto el fuego de dos semanas que expiraba el miércoles por la noche se extendió.

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YPF avanza en el proceso de venta de su participación en Metrogas y entra en la etapa de due diligence tras recibir 13 ofertas no vinculantes, según informó la compañía en un comunicado.

La empresa 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.

Según el comunicado, YPF contrató a Citigroup (Citi) como asesor financiero en el marco de la revisión estratégica permanente de su portafolio de activos.

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.

YPF reafirmó su compromiso con la gestión responsable de sus activos y con la transparencia en la comunicación al mercado, en el marco de este proceso en curso.

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Los gremios de Petroleros Privados y el Personal Jerárquico de Río Negro, Neuquén y La Pampa, junto con las cámaras empresariales CEPH y CASEPE, alcanzaron un acuerdo salarial que establece un incremento del 8,6% correspondiente al período abril 2025 – marzo 2026.

Este convenio, que aún está pendiente de homologación por parte del Ministerio de Trabajo, busca compensar la inflación registrada durante ese lapso y tendrá vigencia en las liquidaciones salariales desde abril de 2026.

En paralelo, se mantiene sin modificaciones la asignación específica por trabajo en Vaca Muerta, que continúa en $380.000. Según el convenio, este adicional será revisado en la próxima negociación paritaria correspondiente al ciclo 2026–2027.

El acuerdo establece un salario mínimo bruto de $3.914.000, y además incluye una contribución sindical extraordinaria única de $151.000 por trabajador, que se abonará junto con los aportes correspondientes al mes de abril, con vencimiento en mayo de 2026.

La formalización de este acuerdo proporciona seguridad a los departamentos de recursos humanos y contabilidad de las operadoras activas en Vaca Muerta, quienes ya cuentan con los parámetros definitivos para procesar los sueldos de abril.

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El proceso judicial por la expropiación de YPF en Nueva York parece haber concluido tras el fallo favorable a Argentina, pero Burford Capital, el fondo que financió la demanda contra el país, decidió no abandonar la disputa. La compañía informó oficialmente su intención de trasladar el caso al Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi), el tribunal de arbitraje del Banco Mundial.

En paralelo, Burford solicitó a la jueza de primera instancia, Loretta Preska, autorización para reutilizar toda la información que el gobierno argentino proporcionó durante la etapa de Discovery en el juicio neoyorquino, lo que permitiría reducir los costos en el nuevo proceso.

Desde la Procuración del Tesoro confirmaron haber recibido la notificación y expresaron: “La verdad es que lo esperábamos, ya sabíamos qué iba a suceder, y ya estábamos trabajando en ese escenario. Desde el anteaño que nos anticipamos a trabajar en escenarios y preparar documentos. Así que el proceso seguirá su curso y veremos”.

Antes de que el arbitraje en el Ciadi comience formalmente, quedan pendientes algunos pasos en la causa neoyorquina. Burford y Eton Park, los demandantes, tienen hasta el 8 de mayo para solicitar una revisión ante la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito, un mecanismo que implica que todos los magistrados del tribunal analicen el caso, no solo el panel original de tres jueces. Luego, recién 90 días después, podrían presentar un recurso ante la Corte Suprema de Estados Unidos.

Sin embargo, las posibilidades de revertir el fallo son escasas. La Corte Suprema acepta revisar solo un centenar de casos anuales, principalmente aquellos con impacto en el derecho federal estadounidense, mientras que un litigio basado en la interpretación del derecho argentino difícilmente alcance ese nivel. Expertos coinciden en que, salvo un giro inesperado, este año el caso quedará firme en Nueva York.

Burford puede acudir al Ciadi gracias al tratado bilateral de inversiones firmado entre Argentina y España en 1991, vigente desde 1992, que protege a inversores extranjeros y no establece plazos para presentar demandas por incumplimiento. Aunque la expropiación de YPF ocurrió en 2012, el fondo sostiene que tiene derecho a este recurso porque adquirió los derechos litigiosos de las empresas Petersen, constituidas y quebradas en España, por €15,1 millones.

No obstante, la defensa argentina podría argumentar que el tratado no debería aplicarse, ya que los verdaderos inversores, la familia Eskenazi, nunca tuvieron una estructura operativa real en España, lo que cuestionaría la condición de inversores extranjeros protegidos.

Analistas recuerdan que los tratados bilaterales firmados durante la presidencia de Carlos Menem favorecían a los inversores y que ningún gobierno posterior modificó esos acuerdos ni redujo los plazos para presentar demandas, dejando abierta esta vía para quienes acrediten ser inversores extranjeros.

El procedimiento ante el Ciadi será largo y confidencial. Tras notificar la intención de demandar, se abre un período de seis meses para intentar resolver el conflicto de forma amistosa. Si no se logra un acuerdo, el arbitraje formal puede durar entre dos años y medio y tres años hasta emitir un laudo, con posibles demoras adicionales si se solicita la anulación del fallo.

En contraste con otros mecanismos, el Ciadi mantiene la confidencialidad del proceso, por lo que solo las partes conocen el contenido hasta que se divulgue el resultado final.

Burford eligió esta estrategia no solo por razones legales, sino también para proteger sus intereses financieros y reputacionales. Perder en Nueva York implicaría asumir como pérdida todo lo invertido en abogados y los €15,1 millones pagados por los derechos litigiosos, que en su momento representaban cerca del 40% del valor de la cartera del fondo.

El pedido para reutilizar la información del Discovery busca precisamente disminuir los costos del arbitraje en el Ciadi, evitando tener que solicitar nuevamente la documentación aportada por Argentina en el juicio neoyorquino.

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El sector del transporte en Estados Unidos enfrenta un desafío importante debido al aumento sostenido en el precio del diésel, un combustible clave para la operación de camiones y vehículos de carga que sostienen la economía del país.

Este incremento en el costo del combustible genera un impacto directo en los gastos operativos de las empresas dedicadas al transporte, lo que a su vez puede traducirse en mayores precios para los consumidores y retrasos en la cadena logística.

El precio nacional promedio del diésel llegó el lunes a USD 5,52 por galón, superando el récord previo de junio de 2022, cuando la invasión rusa a Ucrania provocó un fuerte aumento. Estos datos provienen de Samsara, una empresa tecnológica que monitorea el consumo de combustible de más de 5.500 flotas en todo el territorio estadounidense.

Estados clave como California y Texas registraron los incrementos más significativos, tendencia que también se observó en Hawái, Nevada y Carolina del Norte. La inestabilidad geopolítica ha tenido un efecto inmediato en los precios del combustible en estos estados.

Los transportistas independientes son los más afectados, ya que no cuentan con la capacidad de negociar precios preferenciales ni trasladar los costos a los clientes, a diferencia de las grandes compañías. En Estados Unidos, el 91,5% de los cerca de 580.000 transportistas activos operan con flotas de 10 camiones o menos, según la Asociación Estadounidense de Transporte por Carretera (ATA) y el Departamento de Transporte.

Especialistas advierten que, ante la persistencia de esta tendencia al alza, el sector podría experimentar una presión adicional que afectaría la distribución de productos esenciales, incrementando la inflación y complicando la recuperación económica.

La situación se vuelve crítica en un contexto donde la demanda por servicios de transporte continúa alta, y los márgenes de las empresas ya se encuentran ajustados por otros factores económicos.

Analistas del sector sugieren que la implementación de medidas para mejorar la eficiencia del combustible y la búsqueda de alternativas energéticas podrían ser claves para mitigar los efectos negativos de esta suba en el mediano plazo.

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La balanza energética registró un superávit de US$1.096 millones en marzo de 2026, cifra representó el 43% del saldo total el intercambio comercial del país durante ese mes.

El resultado mensual se obtuvo a partir de exportaciones por US$1.235 millones e importaciones por US$145 millones.

En el acumulado del primer trimestre de 2026, el sector energético generó un ingreso adicional de US$294 millones en comparación con el mismo periodo del año anterior, impulsado principalmente por la reducción en las compras externas.

De esta manera, la mejora trimestral de US$294 millones se fundamentó en cambios en el volumen de operaciones.

El documento detalla que este incremento “se explica por mayores exportaciones por US$53 millones y menores importaciones por US$ 240 millones”.

Al analizar la variación de la balanza en lo que va del año, se observa que la caída de los precios internacionales restó US$248 millones al saldo final.

Sin embargo, el informe aclara que “con relación al efecto cantidades, el saldo extra fue positivo por US$ 542 millones”, lo que permitió compensar la baja de precios.

En el desglose de las importaciones, el ahorro de US$ 240 millones se compuso de US$70 millones por menores precios y US$170 millones por menor cantidad de energía adquirida.

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El secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado (SIPGER), Rafael Güenchenen, emitió una dura advertencia ante el vencimiento de la conciliación obligatoria que se cumple el próximo 25 de abril. El dirigente señaló que, si no se atienden los reclamos pendientes ni se convoca a la apertura de paritarias, el gremio tomará medidas de fuerza definidas en asamblea.

A través de un mensaje publicado en redes sociales, Güenchenen rechazó las interpretaciones políticas y mediáticas que atribuyen a las acciones sindicales supuestas estrategias ocultas. “Hay algunos que suponen acuerdos o jugadas de ajedrez detrás de cada movimiento. Dejen de proyectar, operar y confundir”, enfatizó, y subrayó que el sindicato está dedicado exclusivamente a proteger los derechos de los trabajadores.

Respecto a la situación actual en los yacimientos, el líder sindical describió un panorama complicado, con equipos paralizados, falta de diagramas laborales para los trabajadores y promesas incumplidas por parte de las operadoras. “Si cumplieran con lo prometido, podríamos empezar a resolver muchos de los problemas que atravesamos”, afirmó tajante.

Además, Güenchenen criticó a quienes opinan desde fuera del sector petrolero, advirtiendo que esas posturas terminan perjudicando a los empleados. “Los que hablan desde lejos, en redes o desde despachos, terminan actuando en contra de los trabajadores”, señaló, e instó a involucrarse directamente en la realidad de los yacimientos.

El punto clave del conflicto es la solicitud de apertura de la negociación paritaria y la obtención de respuestas concretas a los reclamos del sector. El secretario general fue claro al afirmar: “Si el 25 de abril no hay soluciones ni convocatoria, vamos a avanzar con lo que se votó en la asamblea general”.

Esta advertencia se da en un contexto de creciente tensión en la actividad petrolera de Santa Cruz, donde la paralización de equipos y el incumplimiento de acuerdos afectan la producción y la estabilidad laboral. En los próximos días se definirá si el conflicto se profundiza con medidas gremiales o si se abre un espacio para el diálogo y la negociación.

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En marzo de 2026, Neuquén alcanzó el mayor nivel histórico de producción de gas natural para ese mes, con un promedio de 100,03 millones de metros cúbicos diarios. Este hito, impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta, representa la primera vez en más de un siglo que la provincia supera ese volumen durante un período de demanda estacional baja.

Normalmente, los picos de producción se observan en invierno debido al aumento del consumo residencial por frío, pero en esta ocasión el crecimiento se dio en un momento de menor demanda, evidenciando un cambio en la composición de la oferta dentro del sistema gasífero nacional.

Comparando con marzo de 2025, la producción neuquina creció un 12,78%, al pasar de 88,69 a 100,03 millones de metros cúbicos diarios. A nivel país, la demanda se mantuvo casi estable, lo que indica un desplazamiento en el origen del gas que abastece el mercado interno hacia Neuquén.

Este aumento se debe en parte al incremento del gas asociado, que es el producido junto con el petróleo en yacimientos no convencionales. La extracción de este tipo de gas se ha fortalecido para sostener la producción de crudo, especialmente en un contexto de precios internacionales elevados.

Parte de este gas se comercializa mediante contratos a corto plazo a precios inferiores a los del Plan Gas.Ar, que rondan los 3,50 dólares por millón de BTU. La mayor disponibilidad de gas a bajo costo permitió que Neuquén aumente su participación en el abastecimiento nacional, especialmente en los sectores industrial y eléctrico.

Además, la producción de petróleo en la provincia mostró un crecimiento significativo. En marzo, el promedio alcanzó 609.405 barriles diarios, con un incremento mensual cercano al 1% y un aumento interanual del 36,63%. Este nivel se acerca al récord histórico registrado en enero de este año.

A nivel nacional, la extracción de crudo fue de 867.249 barriles diarios, consolidando una tendencia de crecimiento sostenido en el sector. La dinámica conjunta de petróleo y gas refuerza la posición de Neuquén como el principal polo energético del país, aunque la capacidad de transporte y evacuación se vuelve un factor clave para mantener este ritmo de expansión.

Paralelamente, la industria energética en Neuquén sigue evolucionando con inversiones en procesamiento y transporte de gas, impulsadas por el auge del shale y las exportaciones de subproductos. Empresas del sector proyectan ampliar la capacidad y exportar líquidos asociados, apuntando a mercados regionales e internacionales.

En el ámbito provincial, Santa Cruz también apuesta a fortalecer su potencial energético con una misión en Canadá para posicionar el yacimiento Palermo Aike, buscando alianzas tecnológicas y capacitación para impulsar su desarrollo.

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El secretario adjunto del sindicato petrolero, Carlos Gómez, confirmó una inversión de 110 millones de dólares por parte de Pecom para el área de Manantiales Behr. Este desembolso contempla la puesta en marcha de un equipo perforador, junto con unidades de workover, pulling y otros servicios operativos, lo que implicaría una reactivación significativa de la actividad petrolera en la zona.

Actualmente, la Provincia se encuentra evaluando la documentación técnica presentada por Pecom y YPF, paso indispensable para otorgar la aprobación definitiva al traspaso del yacimiento. Según informaron, el gobernador Ignacio Torres tiene previsto firmar el decreto que formalizará el cambio de operadora el 1 de mayo, Día del Trabajador, fecha simbólica que marcará el inicio de la nueva etapa.

Gómez destacó que la concesión del área cuenta con una prórroga vigente hasta el año 2047, lo que ofrece un horizonte a largo plazo para el desarrollo de inversiones y la continuidad de la explotación petrolera, asegurando previsibilidad para los próximos años.

Desde el gremio también se remarcó la importancia de mantener la disponibilidad de los equipos vinculados actualmente a YPF para preservar la capacidad operativa en la cuenca. El proceso de transición continúa en marcha con expectativas puestas en la concreción del traspaso y la efectiva implementación del plan de inversiones.

Por otra parte, está programada una nueva audiencia para el próximo viernes en la Secretaría de Trabajo, destinada a avanzar en retiros voluntarios de empleados de diversas empresas como Montajes Industriales, SEIP, EPSILON y TUTI. El secretario general del gremio, Jorge Avila, sostuvo que “habrá nuevos cambios, nuevos rumbos, pero sabiendo que la única identificación que tenemos son nuestros propios trabajadores. Veremos quiénes son los que van a pasar por un acuerdo y los que acuerden la salida sepan que será con el pago del 120% como corresponde y se van a ir por la puerta grande, con todos los años de servicio que completaron. Así que, más garantías para los que se van no podemos dar”.

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En línea con el rumbo que Río Negro sostiene para consolidar una nueva etapa productiva, el próximo 22 de mayo se realizará la Audiencia Pública por el proyecto “Gasoducto Dedicado Tratayén – San Antonio Oeste”.

En este marco, la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático realizó inspecciones técnicas en distintos puntos de la traza proyectada, con relevamientos en territorio que permiten analizar las condiciones ambientales y fortalecer el proceso de evaluación del proyecto.

La obra forma parte de un esquema más amplio que convierte a Río Negro en un punto clave para la energía del país: es el lugar donde el gas que se produce en Vaca Muerta llega, se procesa y se prepara para exportarse al mundo desde la costa atlántica.

En este contexto, el gasoducto permitirá garantizar el abastecimiento para estos proyectos, generando nuevas inversiones, más trabajo y crecimiento para las y los rionegrinos.

La audiencia se llevará a cabo el 22 de mayo a las 9 en el Gimnasio Municipal “Sebastiana Antenao” de San Antonio Oeste y constituye una instancia clave dentro del proceso de evaluación de impacto ambiental. A través de este mecanismo, la Provincia asegura que cada proyecto avance con control, planificación y participación ciudadana real.

Las personas interesadas en participar como oradores podrán inscribirse hasta 72 horas antes de la audiencia. Además, el formulario de inscripción, el Estudio de Impacto Ambiental y el expediente completo se encuentran disponibles en la página web de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, garantizando transparencia y acceso a la información pública: https://ambiente.rionegro.gov.ar/

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Los últimos datos oficiales acerca de la composición del mercado laboral de Argentina confirman una reestructuración en la producción nacional. En enero, aumentó el trabajo registrado en los sectores mineros y petroleros con base en Río Negro, Neuquén y San Juan y se despidieron 39.808 trabajadores registrados en el rubro industrial en comparación con enero de 2025. Equivale a una caída del 3,4%.

En el sector industrial las más afectadas fueron las empresas textiles, con 13.000 despidos, y las compañías metalmecánicas, con 9.000 bajas. El principal empleador empleador formal, el comercio, terminó 13.143 contratos, lo que representa un desplome de 1%.

En la composición del empleo registrado privado, el sector minero y petrolero representan menos del 7% del trabajo formal. El comercio es el sector que más personal registrado tiene y representa cerca del 20% sobre el total, seguido por la industria, que tiene un peso de cerca del 19% en el universo de empleos “en blanco”. El sector agropecuario es el que menos peso tiene y representa apenas un 5,1% de los empleos registrados.

En enero de 2026, solo cuatro provincias incrementaron la cantidad de trabajo registrado en comparación con enero de 2025, pero la suba fue menor a 5.000 en cada caso.

• Río Negro sumó 3.200 puestos.
• Neuquén incrementó 3.000 puestos.
• San Juan sumó 1.300 puestos.
• Santiago del Estero incrementó 500 puestos.

Río Negro y Neuquén concentran la explotación de la cuenca petrolífera Vaca Muerta y San Juan sostiene proyectos mineros.

Mientras que las provincias más afectadas por la pérdida de empleo registrado entre enero de 2025 y enero de 2026 fueron aquellas relacionadas a industria, como Buenos Aires, y servicios, como la Ciudad de Buenos Aires, o al turismo.

• Buenos Aires perdió 23.300 puestos.
• Ciudad Autónoma de Buenos Aires restó 23.000 puestos.
• Chubut perdió 6.400 puestos.
• Mendoza restó 6.300 puestos.
• Santa Cruz perdió 5.100 puestos.
• Salta restó 5.000 puestos.

De acuerdo con un informe de CEPA, desde el inicio de la actual gestión solo cinco provincias lograron aumentar el nivel de empleo:

Neuquén

Río Negro

Corrientes

Chubut

Mendoza

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El Ministerio de Energía y Ambiente realizó el acto público de apertura de los sobres B correspondientes a la licitación nacional e internacional de áreas hidrocarburíferas, en una instancia clave para consolidar inversiones, reactivar áreas y fortalecer la actividad energética en la provincia.

Como estaba estipulado, el acto se realizó el viernes 17 de abril en la sede del Ministerio y fue encabezado por la Comisión de Adjudicación, integrada por el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini; el director de Regalías, Jorge Domínguez; el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, y el director de Gestión y Fiscalización Ambiental, Leonardo Fernández.

El proceso licitatorio avanzó luego de la apertura de los Sobres A realizada en febrero, instancia en la que se evaluaron los antecedentes técnicos, legales y económicos de los oferentes. Tras ese análisis exhaustivo, cinco de las seis empresas participantes quedaron habilitadas para continuar en el proceso, cumpliendo con los requisitos establecidos en el pliego.

En este marco, durante el acto se procedió a la apertura de los Sobres B, que contienen las propuestas económicas. Las empresas participantes y sus respectivas ofertas fueron:

• Venoil SA, con una oferta por el área de explotación “El Manzano”.
• Geopetrol Drilling SA, también con una oferta por el área de explotación “El Manzano”.
• Hattrick Energy SAS, con una oferta por el área de exploración “Atuel Exploración Sur”.
• Petroquímica Comodoro Rivadavia SA, con una oferta por el área de exploración “Río Atuel”.
• Petróleos Sudamericanos SA, con una oferta por el área de explotación “Atamisqui”.

En total, se registraron cinco ofertas correspondientes a cuatro áreas, incluyendo dos áreas exploratorias que actualmente no registran actividad.

Este dato resulta especialmente relevante, ya que evidencia un interés concreto del sector privado por invertir en zonas con potencial geológico aún no desarrollado, impulsando nuevas etapas de exploración y generando movimiento en toda la cadena de valor: servicios, pymes, logística y empleo.

“Que hoy tengamos ofertas económicas concretas, incluso en áreas exploratorias sin actividad, es una señal muy positiva: confirma el potencial de nuestros recursos y la confianza en un marco de reglas claras y previsibilidad para invertir”, expresó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.

Por su parte, el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, señaló: “Este tipo de procesos, con licitación continua y procedimientos ágiles, permite generar oportunidades reales para poner equipos en el campo, reactivar áreas y sostener actividad económica en Mendoza”.

“Este avance no es casual, sino resultado de una política pública sostenida orientada a ordenar el sector, generar previsibilidad, fortalecer la seguridad jurídica y facilitar procesos más ágiles. En este sentido, la Provincia viene consolidando un cambio de enfoque: de una lógica pasiva hacia una estrategia proactiva, basada en licitación continua, apertura a nuevos operadores y herramientas complementarias para dinamizar la actividad”, agregó la ministra Latorre.

“Los campos convencionales no se gestionan solos: requieren incentivos, tecnología, operadores enfocados y control estatal con estándares y seguimiento. Mendoza esto lo entendió y lo está ejecutando”. Y agregó: “Esto nos ha permitido ser la provincia con la menor tasa de declinación del país en campos convencionales en el período pospandemia, con períodos de crecimiento de nuestra producción en algunos momentos”, cerró Latorre.

Avances en Vaca Muerta

En paralelo, la Provincia continúa avanzando en una estrategia integral que combina la reactivación de áreas convencionales con el desarrollo del no convencional en Vaca Muerta Mendoza, consolidando proyectos piloto y ampliando el conocimiento del recurso.

Este enfoque se articula sobre tres ejes centrales: mayor exploración para certificar reservas y reducir incertidumbre, incremento de la eficiencia en campos maduros mediante técnicas como EOR (enhanced oil recovery, recuperación mejorada de petróleo) y workovers, y el desarrollo de infraestructura que permita escalar la producción, tanto en hidrocarburos como en minería y energías renovables.

De este modo, Mendoza consolida un modelo basado en la calidad institucional, la agilidad en la gestión y la generación de condiciones competitivas para la inversión, con el objetivo de transformar su potencial geológico en producción, empleo y desarrollo económico sostenible.

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La provincia del Neuquén licitará en agosto 15 nuevas áreas hidrocarburíferas, una iniciativa impulsada a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la empresa provincial que cumple un rol central en la expansión de Vaca Muerta y en la articulación con nuevos inversores.

Así lo confirmó el ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, al detallar que estas áreas forman parte de un conjunto de áreas reservadas que GyP tiene bajo su órbita y que, en esta primera etapa, pondrá a disposición del mercado estas 15 con el objetivo de acelerar su desarrollo.

“GyP permite abrir oportunidades para nuevas empresas y acompañarlas con la fortaleza de una compañía provincial que está alineada con los objetivos estratégicos de Neuquén”, destacó Medele, al explicar que uno de los principales atributos de este esquema es la estabilidad que ofrece la participación de la empresa pública neuquina como socio local de largo plazo.

Las 15 áreas seleccionadas están ubicadas en la ventana de líquidos, en zonas estratégicas (Añelo, Rincón de los Sauces, Cutral Co y Plaza Huincul), rodeadas de desarrollos ya activos, con información geológica consolidada y cercanía a infraestructura existente. Esa combinación permite reducir incertidumbre, optimizar costos operativos y generar condiciones atractivas para nuevas inversiones.

El proceso prevé la publicación de los pliegos en mayo, un plazo aproximado de 90 días para la presentación de ofertas y la adjudicación de bloques antes de fin de año.

Medele remarcó además que existe un creciente interés internacional por Neuquén, particularmente de empresas independientes de Estados Unidos que ven en Vaca Muerta una oportunidad de expansión frente al agotamiento progresivo de nuevas áreas en otras cuencas. En ese escenario, GyP aparece como una herramienta clave para canalizar esas inversiones hacia proyectos concretos, aportando conocimiento territorial, continuidad institucional y una visión estratégica asociada al desarrollo provincial.

Con GyP como actor central, la provincia reafirma una política energética basada en previsibilidad, articulación público-privada y desarrollo sustentable, generando condiciones para atraer inversiones, fortalecer la seguridad jurídica y seguir posicionando a Neuquén como protagonista de la proyección internacional de la energía argentina.

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Los usuarios de garrafas de gas licuado de petróleo (GLP) de diez kilos que se inscriban en el nuevo registro oficial recibirán una asistencia económica de $ 9.593 pesos por unidad, según estableció el Gobierno nacional en el nuevo marco de subsidios focalizados.

El beneficio se aplicará mediante un sistema de devolución de dinero en cuentas bancarias o billeteras virtuales interoperables. Además, durante el periodo comprendido entre el 1° de abril y el 30 de septiembre de cada año, el subsidio cubrirá el consumo de dos garrafas mensuales. Para el resto de los meses, la asistencia económica alcanzará a una sola unidad.

La medida fue comunicada a través de la Disposición 1/2026 de la Subsecretaría de Eficiencia e Información Energética del Ministerio de Economía, publicada este lunes en el Boletín Oficial.

Esta norma reglamenta el funcionamiento del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que reemplaza al anterior Programa Hogar.

Para acceder al beneficio, los interesados deben completar sus datos en el sitio web oficial del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF).

Según el texto oficial, la inscripción “habilitará al usuario registrado para generar una transacción de compra de la garrafa de GLP de DIEZ (10) kilos con una asistencia económica que se instrumentará en forma de reintegro en la cuenta del beneficiario”.

El Banco de la Nación Argentina es la entidad encargada de poner a disposición las herramientas digitales para el pago. La normativa establece que el monto del subsidio podrá ser actualizado por la Subsecretaría en función del precio del butano y de los costos asociados.

La Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES) aportará la información de ingresos de los hogares para evaluar cada solicitud.

La disposición indica que la ANSES enviará los datos “a los fines de su análisis para la evaluación de la incorporación al régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)”.

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Un hogar promedio en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) sin subsidios gastó $212.694 en abril para cubrir sus necesidades de energía eléctrica, gas natural, agua potable y transporte público, lo que representa un alza de 49%.

No obstante, el valor representa una reducción del 0,4% respecto al mes anterior. La leve baja mensual se explica por una reducción del 22,5% en el gasto de energía eléctrica, debido a que abril presenta el menor consumo del año por factores estacionales.

Esta disminución compensó las subas en otros rubros, como el gas natural, que aumentó un 16% por el mayor consumo estacional y el incremento del cargo fijo, y el transporte, que subió un 6,1%.

Según replicó la agencia Noticias Argentinas, la información proviene del reporte número 37 del Observatorio de tarifas y subsidios IIEP (UBA-CONICET) correspondiente a abril de 2026.

El informe destaca que “la menor cantidad consumida de energía eléctrica compensa el incremento tarifario en todos los servicios”.

Actualmente, los hogares del AMBA pagan tarifas que cubren, en promedio, el 61% de los costos de los servicios, mientras que el Estado nacional se hace cargo del 39% restante.

En cuanto al impacto en los ingresos, la canasta de servicios públicos representó en abril el 12,2% del salario promedio registrado. El rubro de mayor peso es el transporte, que explica el 50% del total de la canasta. Según el documento, “el peso del gasto en transporte explica el 50% de la canasta y se presenta como el gasto de mayor consideración sobre los ingresos del hogar”.

Por último, el costo técnico del boleto de colectivo se situó en $1.927, frente a un boleto mínimo de $715 en la Ciudad de Buenos Aires. En el sector de los hidrocarburos, el precio promedio de la nafta súper se estimó en $2.041 por litro a principios de mes.

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El presidente Javier Milei facultó al Ministerio de Economía a aumentar o disminuir hasta en un 50% el recargo destinado al Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales, mediante el Decreto 266/2026 publicado este lunes en el Boletín Oficial.

De esta manera, a partir de ahora, la cartera económica tendrá la potestad directa de modificar el nivel del recargo que pagan todos los usuarios de gas del país para financiar los subsidios residenciales.

La normativa afecta al Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas (creado por la Ley 25.565), el cual se nutre actualmente de un recargo de hasta el 7,5% sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).

Hasta la publicación de este decreto, la facultad de aumentar o disminuir este recargo en hasta un 50% residía formalmente en el Presidente de la Nación. Con el nuevo esquema, el Ministerio de Economía podrá decidir de forma autónoma si el recargo sube o baja, dependiendo de las necesidades de financiamiento del sistema y las metas fiscales.

El recargo se aplica a la totalidad de los metros cúbicos consumidos o comercializados por redes en todo el territorio nacional, sin importar el uso final. El mismo se calcula sobre cada metro cúbico de 9.300 kilocalorías. Si Economía decidiera aplicar el aumento máximo permitido del 50%, el recargo sobre el precio del gas en boca de pozo podría escalar del 7,5% al 11,25%.

El régimen de subsidios financiado por este fondo tiene vigencia garantizada por ley hasta el 31 de diciembre de 2031. Los fondos seguirán siendo declarados e ingresados a través de la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA).

El Fondo Fiduciario sostiene las tarifas diferenciales en diversas regiones del país. Su uso principal es financiar el régimen de Zona Fría, que establece descuentos en las facturas de gas para los usuarios residenciales de la Patagonia, Malargüe y las zonas incorporadas por la ampliación de la Ley 27.637.

Al argumentar la medida, el Ejecutivo sostuvo que la misma es necesaria “por razones operativas, y para una mejor administración que permita concretar las metas políticas diagramadas”, remarcando que “resulta impostergable para una mejor gestión de gobierno”.

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El ministro de Relaciones Exteriores iraní, Seyed Abbas Araghchi, declaró este viernes que el Estrecho de Ormuz, por donde pasa el 20% de petróleo a nivel mundial, quedó completamente abierto durante 10 días, “en consonancia con el alto el fuego en el Líbano” e Israel.

“De acuerdo con el alto el fuego en Líbano, el paso para todos los buques comerciales a través del Estrecho de Ormuz se declara completamente abierto durante el resto del período de alto el fuego, en la ruta coordinada ya anunciada por la Organización de Puertos y Asuntos Marítimos de la República Islámica de Irán”, expresó Araghchi,. en una publicación en la red social X

Por su parte, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, saludó la apertura con un breve posteo en su red Truth Social: “Irán acaba de anunciar que el estrecho de Irán está completamente abierto y listo para el paso libre. ¡Gracias!“, indicó.

En una publicación posterior, Trump afirmó que el bloqueo naval estadounidense contra Irán se mantendrá vigente hasta que la negociación entre Washington y Teherán esté “completa al 100%”.

Informó además que Irán ha retirado o está retirando todas las minas marinas con la ayuda de Estados Unidos. “Este proceso debería ser muy rápido, ya que la mayoría de los puntos ya están negociados”, declaró Trump.

En su nueva tanda de mensajes a través de la red social, el mandatario norteamericano también afirmó que Estados Unidos prohíbe a Israel bombardear el Líbano.

Mientras tanto, medios internacionales interpretaban este viernes el agradecimiento de Trump como un gesto de distensión de parte del presidente de los Estados Unidos hacia Irán. Ambos países se proponen reanudar las negociaciones por la paz en Islamabad y Trump anunció reiteradamente que el fin de la guerra es una posibilidad próxima a cumplirse.

Asimismo, desde Irán reafirmaron que los buques militares tienen prohibido transitar por el estrecho de Ormuz, y solo los civiles pueden hacerlo a través de rutas designadas y con el permiso de la Armada del Cuerpo de la Guardia Revolucionaria Islámica.

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La ministra de Energía de la provincia de Tierra del Fuego, Gabriela Castillo, valoró la presentación oficial de Terra Ignis Energía SA y el acuerdo con Velitec SA para la operación de pozos hidrocarburíferos en la provincia. “Esta actividad es estratégica para la zona norte”, destacó.

Asimismo aseguró que la reactivación de la actividad hidrocarburífera representa “una etapa muy importante y trascendente para la provincia de Tierra del Fuego”.

Destacando el trabajo realizado por distintas áreas del Gobierno fueguino, Castillo valoró “la convicción de que debíamos sacar adelante la explotación hidrocarburífera” ante la salida de YPF de Tierra del Fuego, entendiendo que “la Provincia necesita resurgir y crecer” en esta actividad.

“Esta explotación debe darse con responsabilidad”, sostuvo la funcionaria y admitió que “la etapa que tenemos por delante no será fácil, pero tampoco fue fácil cuando YPF nos dijo, hace un año y medio atrás, que se iban de Tierra del Fuego de la misma manera que se fueron de otras provincias patagónicas”.

Para Castillo, la empresa “Terra Ignis viene a ejercer soberanía sobre los recursos que siempre fueron de la Provincia, pero el rol del Estado era distinto”, recordando que “en otro tiempo la Provincia se ocupaba solamente de extender concesiones”.

“Hoy decimos: esta historia no puede ser así. No tengo que preguntarle a una empresa si me quiere vender sopa para producir gas envasado, cuando tenemos 6 mil familias en la Provincia que necesitan el gas envasado y lo tenemos que traer de Bahía Blanca porque la producción es insuficiente”, resaltó.

La ministra aseguró que “eso es lo que hoy estamos cambiando, y es una política integral que lidera el Gobernador”, anticipando que hay por delante “un trabajo conjunto en este nuevo horizonte de lo que pensamos para la explotación hidrocarburífera”.

“Celebramos este momento, y es clave este tiempo; es tiempo de colaboración y de trabajo conjunto. Lo más importante es lo que viene y los invito a caminar juntos porque claramente este es el eslabón productivo que va a crecer en la zona norte de la provincia, y ese eslabón se construye entre todos”, concluyó.

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Desde la visión de una política estratégica orientada a fortalecer el desarrollo energético provincial, el Gobierno de la Provincia de Tierra del Fuego AIAS realizó el lanzamiento de Terra Ignis Energía S.A y y presentó el acuerdo operativo con Velitec S.A. para explotar los pozos petroleros cedidos por YPF.

El acto fue encabezado por el el presidente de Terra Ignis, Maximiliano D’Alessio, acompañado del vicepresidente de la compañía, Pablo Carreras Meyer; de la ministra de Energía, Gabriela Castillo; de la gerente Legal e Institucional, Verónica Tito; del representante de Velitec S.A., Francisco Araoz; y del asesor ambiental, Sergio Federovisky. Asimismo, participaron autoridades provinciales y municipales, integrantes de los Concejos Deliberantes de Río Grande y Tolhuin, representantes del sector energético, de la Cámara de Comercio, sindicatos, empresarios, trabajadores, medios de comunicación y miembros de la comunidad.

Cabe destacar el carácter fundacional de esta iniciativa que marca el inicio de una etapa concreta de gestión, producción e inversión para la provincia, consolidando herramientas propias para la administración de sus recursos naturales.

Durante su discurso, el presidente de Terra Ignis Energía S.A., Maximiliano D’Alessio, agradeció “a nuestro gobernador, Gustavo Melella, quien nos dio la misión de llevar adelante una visión que él tuvo desde el inicio de la primera gestión” y recordó que “cuando llegó él marcó claramente la necesidad de armar una empresa provincial de energía”.

Además, subrayó que mientras otras provincias patagónicas ya contaban con estructuras similares, Tierra del Fuego asumió el desafío de edificar una empresa desde sus cimientos. “Se nos dio el doble desafío de armar una empresa, ponerla en funcionamiento y entrar en una negociación ardua con YPF”, indicó.

Asimismo, precisó que esta nueva etapa es el resultado de un extenso proceso negociaciones con YPF, que había definido el retiro de los yacimientos para concentrar sus inversiones en Vaca Muerta.

“Frente a este panorama se nos presentaron dos opciones muy claras. Una era ver cómo se apagaba el yacimiento, y en función de eso, entrar el día después a ver qué se podía hacer La segunda fue la que nuestro gobernador nos marcó claramente, seguir, hacer una cesión y una continuidad operativa de lo que está en el yacimiento”, recalcó.

“A partir de esa definición política, se inició un proceso de negociación que se extendió durante más de un año y medio, caracterizado por su alta complejidad técnica y jurídica”, añadió el titular de Terra Ignis.

Al culminar las negociaciones “limitamos dos grandes áreas de trabajo”, señaló y profundizó: “Por un lado, el cuidado ambiental, así como reinsertar esquemas de trabajo nuevos, empresas que se ocuparán de esto, y por otro lado, el fortalecimiento de la soberanía energética como eje central de la política provincial”.

“Mantener soberanía energética significa que la provincia empiece a estar en la mesa de decisiones de qué se hace con el gas y qué se hace con el petróleo, y no estar desde el costado solo como unidad de control”, enfatizó, y sumó: “es una clara medida de recuperación de la soberanía energética, con una mirada ambiental y con el otro ojo puesto en mantener y multiplicar los puestos de trabajo”.

Finalmente, D’Alessio expresó: “Nosotros cerramos esta primera etapa con estos compromisos, ahora empieza una nueva, que es la etapa de Velitec como operador, y en un breve período de tiempo ya el lanzamiento de la nueva UTE”.

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Con la finalización del montaje mecánico del Parque Solar Arauco I, La Rioja dio un paso firme en la consolidación de un sistema energético basado en fuentes limpias, avanzando hacia la conformación del complejo híbrido eólico–solar más importante de Latinoamérica. Este avance estratégico representa una nueva etapa dentro del proceso de diversificación de la matriz energética provincial y nacional, en un contexto global donde las energías renovables se posicionan como eje central del desarrollo sostenible.

El jefe de obra del proyecto, Rodrigo Herrera, detalló que la culminación de esta etapa se concretó el pasado viernes, tras completar el montaje total de los paneles solares. “La terminación mecánica constaba de tres etapas bien diferenciadas: la inca de postes, el montaje de los trackers (con su sistema estructural y de movimiento) y finalmente la instalación de los paneles con su correspondiente cableado”, explicó.

En total, el parque cuenta con 19.968 incas realizadas, que dieron soporte a 1.536 trackers, sobre los cuales se montaron 89.088 paneles solares, alcanzando una potencia instalada pico de 64 megavatios.

“El proceso se desarrolló en serie.Primero se completó la inca de los 1.936 postes, luego avanzó el montaje de la estructura con tubos, amortiguadores y motores, y finalmente se concretó el montaje de los paneles, que finalizó la semana pasada”, detalló Rodrigo Herrera.

Las tareas demandaron aproximadamente tres meses de trabajo intensivo, iniciadas a mediados de diciembre, consolidando un avance sostenido y en línea con los plazos previstos. Este logro posiciona a Parque Arauco como un actor clave en la transición energética, impulsando un modelo de generación limpia, eficiente y sustentable.

El parque solar Arauco I se integra así al complejo eólico existente, dando forma a un parque híbrido que optimiza recursos naturales y potencia la generación renovable. De esta manera, la provincia continúa avanzando en una política energética que prioriza el desarrollo sostenible, la innovación tecnológica y el aprovechamiento de sus recursos naturales.

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Puerto Quequén dio un paso significativo al integrar su infraestructura a la cadena logística del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), con la reciente descarga de una carga pesada destinada a la terminal offshore en Punta Colorada.

El buque BBC Odesa arribó con 12 anclas y 12 cadenas de gran porte, insumos fundamentales para el tramo 2 del desarrollo energético. Cada ancla tiene un peso aproximado de 43 toneladas, mientras que las cadenas alcanzan las 73 toneladas y miden hasta 400 metros de extensión.

YPF desempeña un rol central en esta operación vinculada a VMOS. El material descargado permanecerá en el área logística portuaria para su acondicionamiento antes de ser trasladado a la terminal offshore en Punta Colorada.

El traslado final será realizado por el buque MV Skandi Hera, que efectuará dos viajes: en la primera etapa movilizará seis anclas y seis cadenas, para luego regresar y completar la operación con el resto del equipamiento.

Desde el Consorcio de Gestión de Puerto Quequén destacaron que esta actividad representa un avance en la diversificación de las operaciones portuarias, tradicionalmente orientadas al movimiento de granos. La incorporación de cargas vinculadas al sector energético amplía el perfil operativo y abre nuevas oportunidades para la infraestructura local.

Esta iniciativa forma parte del desarrollo de infraestructura necesaria para la evacuación y exportación de hidrocarburos desde la Cuenca Neuquina, donde proyectos como VMOS y las terminales offshore en la costa atlántica requieren complejos esquemas logísticos que involucran múltiples nodos portuarios.

Con esta operación, Puerto Quequén se posiciona como un actor clave en la cadena de abastecimiento de proyectos energéticos de gran escala, en un contexto de expansión de la actividad en Vaca Muerta y el avance de obras destinadas a incrementar la capacidad exportadora argentina de petróleo y gas.

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YPF firmó un acuerdo estratégico con Halliburton para actualizar los procesos de fractura hidráulica en Vaca Muerta, incorporando tecnología de fractura eléctrica y sistemas digitales de supervisión en tiempo real. Esta alianza busca mejorar la eficiencia operativa y reducir las emisiones asociadas a la producción en uno de los yacimientos no convencionales más relevantes a nivel global.

El contrato, de largo plazo, posiciona a Halliburton como un socio clave en las operaciones de campo, ampliando su rol dentro del desarrollo del shale en Vaca Muerta. La modernización contempla la utilización de equipos eléctricos que disminuyen el consumo de combustibles fósiles, además de herramientas digitales que permiten monitorear y ajustar las tareas de fractura de forma precisa y en tiempo real.

Con este esquema integrado, se busca minimizar las variaciones operativas y optimizar la utilización de recursos, generando un entorno más predecible para la toma de decisiones durante las operaciones. Esta innovación tecnológica se enmarca en un contexto de crecimiento sostenido del yacimiento, donde la eficiencia y la escala de producción son fundamentales para mantener la productividad de los pozos.

La electrificación y digitalización de los procesos en Vaca Muerta representan un avance hacia prácticas más sostenibles y competitivas, con menores costos por pozo y un impacto ambiental reducido. Según fuentes vinculadas a la iniciativa, “la incorporación de fractura eléctrica y automatización digital permitirá establecer un nuevo estándar tecnológico en el desarrollo shale”.

Este acuerdo entre YPF y Halliburton marca el inicio de una nueva etapa basada en la innovación y en una mayor integración de datos en tiempo real, con el objetivo de potenciar la producción y optimizar los recursos en uno de los principales reservorios no convencionales del mundo.

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La central nuclear de Zaporiyia sufrió temporalmente un corte total de energía eléctrica externa este juevespor la noche, lo que pone de manifiesto la continua precariedad de la seguridad nuclear, informó el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) en la plataforma social X.

Este fue el segundo corte de energía de este tipo en menos de una semana y la decimocuarta vez que la central pierde energía externa desde el inicio de la crisis de Ucrania, según el director general del OIEA, Rafael Grossi.

La conexión a la red se restableció después de unos 40 minutos, indicó el OIEA, que relató hechos ocurridos en las últimas horas.

Sin embargo, aún no se determinó la causa inmediata del corte ya que un equipo del OIEA estacionado en el lugar investigaba el incidente y continúa monitoreando las condiciones en la central.

Grossi enfatizó que las repetidas pérdidas de energía externa subrayan la continua precariedad de la seguridad nuclear en la instalación.

El incidente se produce tras un suceso similar a principios de semana; el martes, la central de Zaporiyia sufrió una pérdida de energía externa que duró aproximadamente 90 minutos.

La planta, una de las mayores instalaciones nucleares de Europa, está bajo control ruso desde marzo de 2022.

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El Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN), dependiente del ministerio de Energía, informó que durante los meses de consumo que se extienden desde mayo a agosto de este año se aplicarán subsidios a clientes residenciales que no cuentan con red de gas en su localidad o que, si cuentan, forman parte de un barrio o zona sin red de gas domiciliario.

Además, se incorporan los clientes del EPEN de las localidades que no cuentan con planta de gas GLP, que son Paso Aguerre, Ramón Castro, Villa Nahueve, Octavio Pico, El Alamito- Curi Leuvú y Pilo Lil.

La decisión se adoptó mediante resolución ministerial N°72-E-NEU-MINF/2025, donde se especifica que la bonificación otorgará un rango de subsidio que va de un 6% a un 20% del cargo variable, dependiendo de la banda tarifaria y consumos mensuales en cada caso, y se mantendrá vigente inclusive con los consumos del mes de agosto. El beneficio alcanzó durante 2025 a 12.405 usuarios.

El Gobierno provincial sostiene la política de garantizar el acceso al gas para aquellos parajes y localidades que no cuentan con dicho servicio y para ello se han impulsado distintas obras que se encuentra en trámite o ejecución.

A la vez, gracias a la cobertura con la que cuenta el servicio de energía eléctrica -no sólo en áreas urbanas sino también en las zonas rurales y parajes más alejados-, una parte de la población que carece de gas por redes o GLP en invierno se vuelca a satisfacer sus necesidades mediante un uso más intensivo de electricidad.

En este marco, se avanza en la expansión de redes de gas natural como respuesta estructural para la integración energética, al tiempo que se desarrollan plantas y redes de GLP en aquellas localidades donde el gasoducto aún no llega. Asimismo, se fortalecen esquemas complementarios como la provisión de garrafones mediante puntos de recarga y distribución a granel, junto con el refuerzo del programa de leña en zonas cordilleranas, garantizando una cobertura equitativa y federal del servicio.

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La secretaria general de la Presidencia, Karina Milei, y el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, visitaron Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, donde encabezaron una agenda de actividades vinculadas al desarrollo energético y la proyección internacional del país. En ese marco YPF recibió el certificado de Marca País Argentina.

La distinción reconoce a YPF como un actor clave en la proyección internacional de la identidad productiva nacional, en función de su trayectoria, la magnitud de su escala productiva y su rol estratégico en el desarrollo económico del país.

La Marca País Argentina es una herramienta que impulsa la percepción internacional, potencia las exportaciones de bienes y servicios, favorece la atracción de inversiones y turismo, y promueve el talento argentino en los mercados globales.

Durante la jornada, las autoridades recorrieron un equipo de perforación y un pad de pozos en producción en Loma Campana, uno de los principales polos energéticos a nivel global, donde pudieron observar cómo la actividad de campo se optimiza desde los RTIC de Buenos Aires y Neuquén, en un contexto de creciente dinamismo exportador del sector energético argentino.

Las actividades se realizaron junto al presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el titular de la Agencia Argentina para la Promoción de las Inversiones y el Comercio Internacional, Diego Sucalesca, quienes destacaron el rol estratégico de la compañía en el desarrollo energético del país.

También participaron Guillermo Garat, vicepresidente de Relaciones Institucionales, Comunicación y Marketing; Lisandro Deleonardis, vicepresidente de Asuntos Públicos; y Matías Farina, vicepresidente ejecutivo Upstream.

Con este hito, YPF continúa consolidando su rol como empresa líder en el desarrollo energético, contribuyendo al posicionamiento internacional de la Argentina y al fortalecimiento de su marca en el mundo.

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Pan American Energy (PAE) anunció la apertura de las inscripciones para su Programa de Jóvenes Profesionales, que comenzará en julio de 2026 en sus principales sedes operativas en Argentina. Los interesados pueden postularse hasta el 4 de mayo a través del sitio web oficial www.jovenesprofesionalespae.com.ar.

Este programa está orientado a graduados y estudiantes avanzados de carreras como Ingeniería, Ciencias de Datos, Finanzas, Economía, Física y Matemática, y busca incorporar talento joven para fortalecer equipos responsables de proyectos estratégicos dentro de la empresa.

Los seleccionados participarán en un proceso de formación de un año que incluye rotaciones por diferentes áreas, tutorías y mentorías con profesionales senior. Esta experiencia tiene como objetivo prepararlos para asumir futuras posiciones de liderazgo y responsabilidad dentro de PAE.

Desde su inicio en 2018, más de 235 jóvenes profesionales han sido parte de esta iniciativa, que se destaca por su enfoque en el desarrollo integral de sus participantes.

Victoria Traverso, gerente corporativa de Atracción, Aprendizaje y Desarrollo de Talento, explicó el propósito del programa: “En un contexto donde la industria energética evoluciona constantemente, en PAE buscamos jóvenes talentos que quieran impulsar esa transformación y ser protagonistas del futuro. Nuestro programa apuesta a formar profesionales integrales, con visión y liderazgo para anticiparse, desafiar lo establecido y dar forma a los desafíos que vienen”.

El proceso de formación incluye la participación activa en proyectos clave para las operaciones y el crecimiento de la empresa, con un enfoque en el desarrollo de habilidades técnicas y de liderazgo que permitan adaptarse a las demandas del sector energético.

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Pan American Energy (PAE) recibió la aprobación por parte del Global Carbon Council (GCC), que certifica y habilita al Complejo eólico Novo Horizonte a generar créditos de carbono, que podrán ser comercializados en el mercado voluntario internacional. El complejo recibió el sello Diamond, la más alta clasificación otorgada por la entidad.

De acuerdo con la tabla mundial de certificaciones publicada por el GCC, Novo Horizonte se destacó como el segundo mayor proyecto de Brasil y el primero de Bahía en proyección de emisión de créditos de carbono, entre los siete proyectos certificados en el país.

Este reconocimiento representa un hito estratégico para PAE Brasil y refuerza su compromiso con la generación de energía renovable y la promoción del desarrollo sostenible en las regiones donde opera.

Según Alejandro Catalano, director general de Pan American Energy en Brasil: “La certificación Diamond confirma el valor ambiental y la solidez del Complejo Novo Horizonte, y refleja el compromiso de Pan American Energy con el desarrollo de proyectos energéticos que combinan generación renovable, impacto positivo en las comunidades y contribución concreta a los objetivos climáticos globales. Este reconocimiento también abre nuevas oportunidades para que la energía limpia que producimos en Brasil pueda aportar a las estrategias de descarbonización de empresas en distintos mercados”.

Ubicado en la Chapada Diamantina, el emprendimiento cuenta con 423 MW de capacidad instalada, suficientes para abastecer de energía a 1 millón de hogares.

Compuesto por 10 parques y 94 aerogeneradores, el complejo podrá evitar la emisión de hasta 600 mil toneladas de CO2 equivalente por año. Cada tonelada evitada generará un crédito de carbono, que podrá ser comercializado en el mercado voluntario global de carbono a empresas que busquen compensar sus emisiones de gases de efecto invernadero. tanto mediante acuerdos directos como a través de intermediarios especializados. Además, el proyecto cumple con los criterios de elegibilidad del programa Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation (CORSIA), impulsado por la International Civil Aviation Organization, lo que amplía su alcance.

La obtención del sello Diamond también reconoce la contribución del proyecto a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de las Naciones Unidas. En el caso del Complejo Novo Horizonte, el emprendimiento genera impactos positivos relacionados a siete objetivos -Hambre Cero; Salud y Bienestar; Educación de Calidad; Igualdad de Género; Energía Asequible y No Contaminante; Trabajo Decente y Crecimiento Económico; y Acción por el Clima- a través de iniciativas sociales, educativas y ambientales desarrolladas en los municipios bahianos de Novo Horizonte, Ibitiara, Boninal, Piatã, Brotas de Macaúbas y Oliveira dos Brejinhos.

Pan American Energy es una compañía energética global, protagonista del desarrollo energético de la región y con presencia en seis países: Argentina, Bolivia, Uruguay, Paraguay, México y Brasil. Su primer emprendimiento en Brasil, el Complejo Eólico Novo Horizonte (BA), demandó una inversión de R$ 3.000 y está compuesto por 10 parques con 94 aerogeneradores que en conjunto tienen una capacidad instalada de 423 MW, energía suficiente para abastecer a 1 millón de hogares. El complejo está ubicado en seis municipios del estado de Bahía -Novo Horizonte, Ibitiara, Boninal, Piatã, Brotas de Macaúbas y Oliveira dos Brejinhos-en la región central del estado, y ocupa una superficie de 2.700 hectáreas.

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Un destructor de misiles de las fuerzas navales de Estados Unidos interceptó y desvió un carguero con bandera iraní en el estrecho de Ormuz, informó hoy miércoles el Comando Central de Estados Unidos (CENTCOM).

“El día de ayer, un carguero con bandera iraní trató de evadir el bloqueo después de partir de Bandar Abbas, salir del estrecho de Ormuz y transitar a lo largo de la costa iraní”, dijo CENTCOM en la red social X.

“El destructor de misiles guiados USS Spruance (DDG 111) desvió la embarcación con éxito y se dirigió de regreso a Irán”, añadió el organismo.

Hasta el momento, diez barcos fueron desviados y ninguno pasó por el estrecho desde que comenzó el bloqueo estadounidense este lunes, agregó.

Por su parte, Brad Cooper, jefe de CENTCOM, dijo en X que las fuerzas estadounidenses detuvieron por completo el comercio marítimo hacia y desde Irán.

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El Boletín Oficial de la Provincia del Chubut publicó la constitución formal de la sociedad anónima unipersonal Energía Pública del Chubut S.A.U. (EPECH S.A.U.). Esta nueva empresa estatal fue creada bajo la Ley I Nro 815 y su modificatoria I Nro 821, estableciendo al Estado provincial como único socio.

El primer directorio de EPECH S.A.U., con un mandato de tres años, quedó conformado por Carlos Fabián Piguala como presidente y José Manuel González Alvado en la vicepresidencia. Completan el equipo directivo los directores titulares Fernando Nicolás Fantin, Ramiro Daniel Outeda y Macarena Ayelén Acupil. Además, la Comisión Fiscalizadora estará integrada por los síndicos titulares José Manuel Pendón y Rodrigo Mariano Miquelarena, junto con la síndica suplente Viviana Caren Lloyd.

La empresa cuenta con un capital social de 1.000 millones de pesos, representado por 100.000 acciones escriturales divididas en dos categorías: las Acciones de Clase «A», que representan el 60 % y pertenecen exclusivamente al Estado, y las Acciones de Clase «B», que constituyen el 40 % restante y están destinadas a una futura oferta pública.

El objeto social de EPECH es amplio y comprende la administración del Mercado Eléctrico Mayorista del Chubut (MEMCH), así como la investigación, explotación y comercialización de recursos energéticos tanto renovables como no renovables. Además, incluye el desarrollo de hidrógeno y la prestación de servicios de comunicaciones en cualquiera de sus formatos.

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La provincia de Santa Cruz volvió a posicionarse en el escenario internacional con una presentación clave del sector energético en Canadá. Allí, el gobernador Claudio Vidal encabezó una agenda institucional junto a empresas del sector y representantes sindicales, con el objetivo de atraer inversiones y consolidar el desarrollo productivo.

En ese marco, el CUO (Chief Upstream Officer) Director de Exploración y Producción de CGC, Pablo Chebli, expuso la evolución productiva de la compañía y respaldó el trabajo del gobierno provincial para generar condiciones que impulsen nuevas inversiones.

“Hay un esfuerzo claro del gobernador para generar un esquema competitivo y reglas que permitan que las inversiones lleguen y los proyectos se desarrollen”, afirmó.

Chebli también destacó que, en la última década, la empresa escaló del puesto 40 al 7 en el ranking de operadores.

Durante la actividad se puso en valor el trabajo del Gobierno Provincial en la construcción de un entorno favorable para el crecimiento energético. Se destacó la decisión de avanzar con un esquema de regalías competitivo y reglas claras, orientadas a facilitar la llegada de capitales y acelerar proyectos estratégicos.

Otro punto central fue la articulación entre el Estado, las empresas y los sindicatos, promovida por la gestión de Vidal. “Hoy hay una articulación clara entre el Estado, las compañías y los trabajadores para hacer posible este desarrollo”, remarcaron.

Producción, ingresos y posicionamiento de CGC

Actualmente, CGC produce cerca de 29 mil barriles diarios de petróleo en la Cuenca del Golfo San Jorge y alrededor de 6 millones de metros cúbicos diarios de gas en la Cuenca Austral.

En ese contexto, la compañía registró ingresos por aproximadamente 940 millones de dólares en el último año y consolidó su participación en el sistema de transporte de gas, integrando el segundo mayor operador del país en este segmento.

La empresa forma parte de Corporación América, un conglomerado con más de 60 años de trayectoria, presencia en diez países y más de 10 mil empleados, con inversiones en sectores estratégicos como infraestructura aeroportuaria y energía.

Palermo Aike: el gran activo energético de Santa Cruz

Uno de los ejes centrales de la presentación fue el desarrollo de Palermo Aike, considerado un play con producción comprobada de gas y petróleo, con una extensión comparable a Vaca Muerta y un potencial significativo aún por explorar.

“Estamos frente a un área comparable con Vaca Muerta, tanto por su extensión como por sus condiciones geológicas”, explicó Chebli.

Según se expuso, el área podría alcanzar entre 8 mil y 12 mil pozos en un escenario conservador, con posibilidades de expansión aún mayores. “Palermo Aike es un play probado, pero todavía con un enorme potencial por desarrollar”, remarcó.

En cuanto a la infraestructura, se destacó que Santa Cruz cuenta con conexión al sistema nacional de gasoductos, salida a mercados de exportación, acceso portuario y capacidad para abastecer la demanda interna.

“La infraestructura existente nos permite pensar en producción, abastecimiento y exportación”, indicaron desde CGC.

Finalmente, se subrayó que el contexto actual —marcado por decisiones políticas y una estrategia de desarrollo definida— posiciona a Santa Cruz como uno de los principales polos de crecimiento energético de la Argentina.

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El gobernador Alberto Weretilneck firmó en Buenos Aires un acuerdo de régimen fiscal y estabilidad regulatoria con los consorcios Southern Energy (SESA) y San Matías Pipeline, un paso que afianza a Río Negro como punto de salida de la energía de Vaca Muerta al mundo y consolida la nueva etapa productiva. La iniciativa impulsará más empleo, actividad económica y nuevas obras en toda la provincia.

El proyecto prevé la instalación de 2 buques de licuefacción en el Golfo San Matías, que transformarán el gas en GNL para exportarlo. El primero comenzará a operar en septiembre de 2027 y el segundo en el segundo semestre de 2028. Para eso, se construirá un gasoducto de 471 km que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina, completando el circuito desde la producción hasta la exportación.

El proyecto prevé la instalación de 2 buques de licuefacción en el Golfo San Matías, que transformarán el gas en GNL para exportarlo. El primero comenzará a operar en septiembre de 2027 y el segundo en el segundo semestre de 2028. Para eso, se construirá un gasoducto de 471 km que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina, completando el circuito desde la producción hasta la exportación.

El acuerdo fue firmado por el gobernador Weretilneck y el presidente de Southern Energy y San Matías Pipeline, Rodolfo Freyre. “Es un antes y un después para Río Negro, nos vamos a convertir en la puerta de salida de la energía argentina al mundo, y vamos a consolidarnos con un rol estratégico para el desarrollo energético del país y en la exportación de GNL”, afirmó el gobernador.

En este esquema, Argentina da un nuevo paso para consolidarse como exportador de GNL, con un trabajo conjunto entre Río Negro, Neuquén, el Estado nacional y el sector privado, integrando producción, infraestructura y salida al mercado internacional.

El acuerdo generará ingresos concretos para la provincia que se volcarán en nueva infraestructura, servicios y mejora de la calidad de vida de los rionegrinos. Además, impulsará nuevas fuentes de empleo directo e indirecto, con prioridad para trabajadores y proveedores locales, tanto en la etapa de obra como en la operación.

En ese marco, los beneficios económicos previstos incluyen:

• U$S 55 millones en 20 años en concepto de canon, regalías y tasas de fiscalización, control y ambiente

• U$S 36 millones de aporte comunitario por única vez, destinados a seguridad, salud e inversiones para la comunidad.

• Un aporte anual contingente, atado al precio internacional del GNL, que permitirá mayores ingresos en función del desarrollo del proyecto.

Además de garantizar reglas claras y previsibilidad para las inversiones, el acuerdo incorpora compromisos ambientales, como el monitoreo permanente de la zona costera del Golfo San Matías, asegurando un desarrollo con control y cuidado de los recursos.

“Estamos generando las condiciones para que esta inversión se traduzca en trabajo real para nuestra gente, en más actividad económica y en nuevas oportunidades, siempre defendiendo la prioridad para trabajadores y empresas rionegrinas”, agregó Weretilneck.

El consorcio Southern Energy —integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG— invertirá más de U$S 15.000 millones para operar los 2 buques, con una capacidad de producción de 6 millones de toneladas anuales de GNL. 

Por su parte, San Matías Pipeline —con la misma composición accionaria— estará a cargo del gasoducto que permitirá llevar el gas hasta la costa y sostener la operación de los buques, consolidando a Río Negro como eje de exportación energética.

También estuvieron presentes la secretaria de Estado de Energía y Ambiente, Andrea Confini; los intendentes de San Antonio Oeste, Adrián Casadei, y de Sierra Grande, Roxana Fernández; el presidente del bloque de legisladores de JSRN, Facundo López; el group CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; el vicepresidente ejecutivo de Gas y Energía de YPF, Santiago Martínez Tanoira; el vicepresidente ejecutivo y director de Exploración y Producción de Pampa Energía, Horacio Turri; el managing director de Harbour Energy en Argentina, Martín Rueda; y el representante de Golar LNG en el país, Marcos Browne.

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La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación informó que concluyó el informe técnico elaborado en el marco del Grupo de Trabajo Bilateral (GTB) Argentina-Brasil, creado para evaluar alternativas de infraestructura, interconexión y exportación de gas natural argentino hacia el mercado brasileño.

El trabajo confirma el enorme potencial de la Argentina como proveedor regional de gas natural, a partir del desarrollo de Vaca Muerta y del crecimiento de la producción de la Cuenca Neuquina. Entre sus principales conclusiones, el informe destaca que el país cuenta con recursos suficientes para abastecer la demanda interna y sostener exportaciones de largo plazo, lo que abre una oportunidad concreta para profundizar la integración energética regional.

El documento también identifica a Brasil como un mercado con fuerte potencial de expansión de la demanda, especialmente en el segmento industrial, y remarca que una mayor integración entre ambos países puede generar condiciones para ampliar el comercio regional de gas natural, fortalecer la seguridad de abastecimiento y promover nuevas inversiones en infraestructura.

A lo largo del trabajo, los equipos técnicos de ambos países analizaron distintas alternativas de interconexión para viabilizar exportaciones firmes de gas argentino hacia Brasil, incluyendo rutas a través de Bolivia, Paraguay, Uruguay y una conexión directa. El informe concluye que, para avanzar en cualquiera de esas opciones, será necesario desarrollar nueva infraestructura de transporte en la Argentina, en particular nuevas obras que permitan evacuar mayores volúmenes desde Vaca Muerta.

En ese camino, la Argentina avanzará bajo un esquema basado en inversión privada, previsibilidad regulatoria y libertad empresarial. El informe destaca que la Ley 27.742 incentiva la inversión privada en proyectos de hidrocarburos y habilita que cualquier interesado pueda obtener autorizaciones de transporte para construir y operar gasoductos y oleoductos. También remarca la figura de los “gasoductos dedicados” o “de acceso restringido”, pensados para promover mercados de exportación sin intervención estatal.

De este modo, el desarrollo de la infraestructura necesaria para ampliar las exportaciones de gas no se plantea desde un esquema de planificación centralizada del Estado empresario, sino desde reglas claras para que el sector privado invierta, compita y defina las alternativas más eficientes para llevar el gas argentino a nuevos mercados.

Asimismo, el informe señala antecedentes concretos en esa dirección, como la iniciativa privada para expandir la capacidad del Gasoducto Perito Moreno, lo que refuerza que existe interés del sector en acompañar este proceso de ampliación de infraestructura.

La elaboración de este documento fue el resultado de un trabajo técnico conjunto desarrollado durante 2025, con reuniones periódicas entre autoridades y equipos especializados de Argentina y Brasil, además de consultas con representantes de otros países de la región y con productores, transportistas y comercializadores del sector gasífero.

Este avance consolida una agenda de integración energética regional basada en el aprovechamiento del potencial de Vaca Muerta, el desarrollo de infraestructura con participación privada y la construcción de un mercado más abierto, competitivo e integrado para el gas natural en Sudamérica.

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El Gobierno nacional oficializó la incorporación de 14 proyectos de generación eléctrica basados en fuentes renovables dentro del Registro Nacional de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (Renper), consolidando así una cartera significativa de inversiones en el sector energético.

En este contexto, Genneia, principal generadora de energías renovables en Argentina, actualizó las especificaciones de su proyecto Sol del Valle ubicado en Capayán, provincia de Catamarca, ampliando la capacidad instalada prevista de 120 MW a 300 MW. Esta modificación refleja un crecimiento sustancial en la escala de la planta solar.

Los 14 proyectos suman en conjunto más de 800 MW de potencia instalada, predominando la tecnología solar, seguida por desarrollos eólicos y una iniciativa de biogás. La distribución territorial de estas iniciativas abarca diversas provincias, entre ellas Buenos Aires, Córdoba, San Juan, Mendoza, Neuquén, Río Negro, Entre Ríos, Corrientes y Chaco.

El Renper, creado a través de la Resolución 281/2017, funciona como una herramienta clave para ordenar y validar el desarrollo de energías renovables en el país. Este registro incluye tanto proyectos que acceden a beneficios fiscales como aquellos que, sin estar bajo este régimen, requieren aprobación para su conexión al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

En marzo de 2026, Genneia y BID Invest concretaron el primer tramo de financiamiento por USD 185 millones, dentro de un acuerdo que puede extenderse hasta USD 320 millones. Sobre esta alianza, destacaron que “un diferencial clave de este acuerdo es el enfoque en el norte argentino”, y que “BID Invest brindará asistencia técnica y económica para apoyar estudios de proyectos de transmisión eléctrica vinculados con nuevas inversiones en minerales críticos (litio y cobre)”.

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El Gobierno nacional estableció una conciliación obligatoria por 15 días para poner fin al paro indefinido convocado por el Sindicato de Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz (SIPGER). La medida busca retrotraer la situación al estado previo al conflicto y garantizar la continuidad de la actividad hidrocarburífera en la provincia.

El conflicto comenzó tras una asamblea con más de 6.000 trabajadores en Pico Truncado, donde el sindicato expresó su rechazo a la caída de la actividad, la falta de inversiones por parte de las operadoras y los recortes de personal. Además, denunciaron el incumplimiento de los planes de perforación como uno de los principales problemas que afectan al sector.

El dirigente sindical Rafael Güenchenen advirtió sobre la grave situación: “Hace cerca de dos años que no se perfora un solo pozo. Bajaron los perforadores, cayó la producción. Si no se perfora, la producción va a seguir cayendo y vamos a ser menos trabajadores en la industria”.

En relación al acuerdo alcanzado con YPF para la salida y remediación, Güenchenen opinó que “no estoy de acuerdo, me parece muy poco. Pero sea lo que sea lo que se firmó, necesitamos que los trabajadores entren y recuperen su fuente de trabajo”.

Frente a esta situación, la Secretaría de Trabajo dispuso la conciliación obligatoria conforme a la Ley 14.786, con el objetivo de preservar la paz social y evitar que la paralización impacte negativamente en la producción y el abastecimiento energético, sectores estratégicos para la economía nacional.

Durante este período, tanto el sindicato como las empresas deben cesar las medidas de fuerza y evitar represalias laborales, asegurando que las condiciones habituales de trabajo se mantengan mientras se desarrollan las negociaciones. El incumplimiento puede derivar en sanciones para las partes involucradas.

Desde el Gobierno destacaron que esta intervención busca evitar una escalada del conflicto que podría afectar la actividad hidrocarburífera en Santa Cruz y, por ende, la producción de petróleo y gas en el país.

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Este lunes, la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York dejó en suspenso todas las apelaciones pendientes vinculadas al juicio por la expropiación de YPF en 2012, lo que es una muy buena señal para la República Argentina.

Esta nueva decisión del tribunal corrobora lo sucedido a fin de marzo con la revocación de la condena de US$16.100 millones impuesta por la jueza de primera instancia Loretta Preska.

“La Cámara de NY sigue tomando las medidas lógicas derivadas de su fallo favorable a la Argentina. Ahora deja en suspenso todas las demás apelaciones relativas al caso hasta que ese fallo quede firme”, informó Sebastián Soler, ex subprocurador del Tesoro.

Esto es luego de que se resuelvan los dos recursos que puede intentar Burford Capital, a criterio de Soler, muy “cuesta arriba”:

• Reconsideración en banc por el plenario de la Cámara
• Recurso de certiorari a la Corte Suprema

De esta manera se cancela la audiencia que estaba prevista para este jueves, en la que Burford, el financiador de los fondos litigantes, iba a pedir que se avanzara con la transferencia de acciones de la petrolera, uno de los pedidos que hizo a lo largo del juicio para intentar embargar sus activos.

Después de la Cámara de Apelaciones, a Burford le queda como última instancia recurrir a la Corte Suprema de los Estados Unidos.

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La subida de la nafta parece no tener un techo cercano y llenar el tanque de un auto mediano se vuelve una tarea cada vez más difícil para los conductores. En lo que va del conflicto internacional, el incremento del combustible ya superó el 23%, lo que obligó a los usuarios a recalcular sus gastos diarios.

Si miramos cómo evolucionaron los valores de la nafta súper, en enero el litro promediaba los $1.566, para pasar a $1.609 en febrero y finalmente dar el salto a los $2.001 entre marzo y abril. Por el lado de la versión premium, el recorrido fue similar: arrancó el año en $1.780, subió a $1.845 en el segundo mes y hoy ya se posiciona en los $2.207, marcando una brecha importante que afecta directamente a quienes buscan mayor rendimiento para sus motores.

El sector del gasoil tampoco se quedó atrás en esta carrera de ajustes. El tipo común comenzó el año en $1.601, se movió a $1.658 en febrero y actualmente alcanzó los $2.065. Para aquellos que necesitan gasoil premium (Euro), el precio pasó de los $1.809 en enero a los $1.861 en febrero, llegando al valor actual de $2.271 por litro, lo que encarece notablemente los costos de transporte y logística en todo el país.

En este contexto, completar el tanque de un vehículo mediano con unos 50 litros ya exige desembolsar más de cien mil pesos de base. Para los conductores que optan por la nafta premium y cuentan con tanques de 55 litros, la cuenta final supera cómodamente los 120 mil pesos. Mientras tanto, el mercado se mantiene en alerta observando cómo sigue la guerra y qué movimientos deciden hacer las petroleras, en medio de una inquietud generalizada por el golpe que esto significa para la economía de todos los días.

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En un escenario de máxima tensión internacional, un pequeño grupo de buques petroleros, tres vinculados al régimen de los ayatolás, consiguió cruzar el Estrecho de Ormuz en las últimas horas, ignorando el bloqueo naval que mantienen las fuerzas de Estados Unidos en la zona.

Esta maniobra representa uno de los desafíos más directos a la autoridad de Donald Trump desde que se endurecieron las sanciones en febrero, poniendo a prueba la capacidad de respuesta de las Fuerzas Marinas estadounidense en este punto neurálgico para el comercio mundial.

Uno de los puntos que más llamó la atención fue el trayecto del petrolero Rich Starry, de bandera china, que según los reportes de la agencia Reuters logró navegar por las aguas del estrecho sin detenerse ante las advertencias. La presencia de este gran buque marca un momento clave en la disputa, ya que Pekín parece estar enviando una señal clara de que no detendrá su flujo de energía a pesar de las presiones y el cerco militar impuesto por la administración estadounidense.

Este avance de los navíos ocurre en un clima de muchísima tensión, donde Estados Unidos busca asfixiar económicamente a sus adversarios en la región controlando el paso de crudo. Sin embargo, fuentes del sector indicaron que las naves habrían utilizado tácticas de “navegación oscura”, que consiste en apagar los transpondedores para no ser rastreados fácilmente por los satélites. Según trascendió desde círculos diplomáticos, la maniobra fue calificada como un intento de “romper la hegemonía de la vigilancia” en el corredor marítimo más importante del planeta.

Por ahora, el éxito de estos petroleros en burlar el bloqueo generó un fuerte impacto en los mercados financieros, que siguen minuto a minuto la evolución del conflicto por temor a una escalada mayor. Mientras Washington evalúa si tomar medidas más drásticas contra los propietarios de estas embarcaciones, el Estrecho de Ormuz sigue siendo el epicentro de una guerra donde en cualquier momento podría disparar los precios del combustible a nivel global.

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La demanda mundial de petróleo disminuirá en un promedio de 80.000 barriles diarios (80 kb/d) en 2026, desde las expectativas previas de un crecimiento de 730 kb/d, ya que la guerra de Irán trastoca nuestro panorama global, estimó la Agencia Internacional de Energía (AIE).

Según el último Informe del Mercado Petrolero de la AIE, se pronostica que la demanda de petróleo disminuirá en 1,5 millones de barriles diarios (1,5 mb/d) en el segundo trimestre de 2026. Esto que marca la caída más pronunciada desde que la COVID-19 redujo el consumo de combustible.

A medida que persisten la escasez y los precios más altos, se espera que la destrucción de la demanda se extienda.

El suministro mundial de petróleo se desplomó en 10,1 mb/d hasta 97 mb/d en marzo, indica el informe, agregando que los continuos ataques a la infraestructura energética en Medio Oriente y las restricciones vigentes al movimiento de buques petroleros a través del Estrecho de Ormuz llevaron a la mayor interrupción de la historia.

Según la agencia, el transporte mundial de crudo continúa enfrentándose a interrupciones en el suministro de materias primas y daños en la infraestructura, lo que está tensando los mercados mundiales de productos.

La agencia proyectó que el transporte mundial de crudo disminuirá en un promedio de 1 millón de barriles diarios en 2026, hasta alcanzar los 82,9 millones de barriles diarios.

Cayeron las reservas y subieron los precios

Las reservas mundiales de petróleo observadas cayeron en 85 millones de barriles en marzo, con una reducción significativa de 205 millones de barriles en las reservas fuera del Golfo Pérsico, debido a la interrupción del flujo a través del Estrecho de Ormuz.

Los precios del petróleo registraron su mayor aumento mensual histórico en marzo, tras la crisis de suministro más grave jamás registrada, según el informe del que se hizo eco Xinhua.

La AIE señaló que un alto el fuego de dos semanas entre Irán y Estados Unidos brindó cierto alivio a los mercados petroleros mundiales, pero aún no está claro si se traducirá en una paz duradera y en el restablecimiento de los flujos marítimos regulares a través del Estrecho de Ormuz.

La reanudación de los flujos a través del Estrecho de Ormuz sigue siendo la variable más importante para aliviar la presión sobre el suministro de energía, los precios y la economía mundial, afirmó la AIE.

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El Gobierno realizó la apertura de las ofertas técnicas que presentaron las empresas que pugnan por comprar el total del paquete accionario que el Estado posee en CITELEC S.A., sociedad controlante de Transener.

El procedimiento se llevó a cabo en el marco de la Licitación Pública Nacional e Internacional, convocada a principios de año por la administración de Javier Milei ,con un precio base de 206 millones de dólares.

La operación que involucra a la principal empresa de transporte de energía eléctrica en alta tensión del país se inscribe dentro del proceso de privatización de activos y actividades de Energía Argentina S.A. (ENARSA) y representa un paso relevante en la reorganización del sector energético.

El Ejecutivo informó que “en esta etapa se presentaron 3 empresas interesadas, que formalizaron sus antecedentes conforme a los requisitos establecidos en el pliego”.

Las firmas que formalizaron su participación en la compulsa, al presentar los lineamientos técnicos para adquirir el 50% de CITILEC, que equivale al 26% de Transener, son Genneia y Grupo Edison en forma conjunta, Central Puerto SA y Edenor.

Transener administra infraestructura estratégica del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), con más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV y una red que se extiende aproximadamente 3.700 kilómetros entre el norte y el sur del país.

La venta de las acciones de CITELEC da por concluido un período excepcional en el que el Estado participó directamente en la actividad de transmisión y transformación de energía eléctrica y restablece el esquema previsto en el Marco Regulatorio Eléctrico, según el cual la prestación del servicio público de transporte debe ser realizada prioritariamente por el sector privado, bajo control y regulación estatal.

El cronograma continuará con la apertura de las ofertas económicas, que serán informadas oportunamente, y prevé la adjudicación en el mes de junio, conforme a los plazos establecidos.

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El gobernador Sergio Ziliotto anunció este viernes el llamado a Licitación Pública N° 1/26 para la segunda etapa del Parque Solar Fotovoltaico de General Pico, una iniciativa que ampliará la capacidad de generación eléctrica renovable en el norte provincial y consolidará la estrategia energética del Gobierno de La Pampa basada en planificación, inversión y articulación público-privada.

La convocatoria da continuidad a un desarrollo ya en marcha. La Etapa I, actualmente en ejecución, contempla una potencia de 15 megavatios (MW), mientras que la nueva instancia incorpora otros 15 MW, dentro de un esquema de expansión que proyecta alcanzar los 50 MW de potencia instalada. La energía generada estará destinada a abastecer la creciente demanda del entramado productivo del norte provincial, acompañando la expansión industrial y garantizando disponibilidad energética para nuevos proyectos.

El emprendimiento se desarrolla dentro del Polo de Abastecimiento Energético y Desarrollo Productivo de General Pico, en un predio de más de 100 hectáreas con proyección de crecimiento. “Manejar el precio de la energía es tener bajo nuestra decisión una de las principales variables del agregado de valor de nuestra producción primaria”, sostuvo Ziliotto, y remarcó que el objetivo es asegurar “energía en calidad y cantidad y al mejor precio para satisfacer la demanda del sector productivo”.

De la actividad participaron la intendenta de General Pico, Fernanda Alonso; el secretario de Energía y Minería, Matías Toso; la presidenta de Pampetrol, María de los Ángeles Roveda; el director de la Agencia I-COMEX, Sebastián Lastiri; el presidente de la Federación Pampeana de Cooperativas, Jorge Páez; legisladores, intendentes e intendentas y autoridades provinciales y municipales.

Esquema de inversión público-privada

El secretario de Energía, la presidenta de Pampetrol y el director de la Agencia I-COMEX brindaron los detalles técnicos de la licitación, cuyo objetivo es seleccionar un socio privado para el desarrollo integral del parque solar de 15 MW. El proyecto incluirá diseño, provisión y construcción, montaje y puesta en marcha, conexión al sistema eléctrico, operación y mantenimiento y la comercialización de la energía generada.

La iniciativa se estructurará a través de una Unión Transitoria entre Pampetrol y el adjudicatario privado. La empresa provincial tendrá una participación del 20%, mientras que el socio privado contará con el 80% restante. Pampetrol aportará activos estratégicos como el predio, el contrato de abastecimiento, la factibilidad de conexión, los estudios ambientales y el desarrollo previo del proyecto.

El esquema contempla un contrato de abastecimiento de energía a 20 años con la Administración Provincial de Energía, con un precio fijo durante los primeros siete años y un mecanismo de actualización regulado para el período restante, lo que brinda previsibilidad de ingresos y un horizonte de inversión de largo plazo.

Las propuestas deberán estructurarse en función de tres variables principales: el costo del proyecto, el precio de la energía ofertado y la participación en la distribución de utilidades. Además, la licitación incorpora un mecanismo que permite ampliar el desarrollo en 15 MW adicionales, habilitando nuevas instancias de inversión bajo el mismo esquema.

El proyecto es impulsado por Pampetrol en articulación con el Gobierno provincial, en el marco de una política energética orientada a diversificar la matriz, fortalecer la infraestructura y acompañar el desarrollo productivo. La Provincia proyecta alcanzar el 35% de generación eléctrica a partir de fuentes renovables hacia 2030, consolidando una estrategia de largo plazo que genera condiciones para el crecimiento económico y la ampliación de la capacidad productiva.

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El Gobierno de la Provincia del Neuquén, a través del ministerio de Energía, autorizó la cesión de participaciones en tres activos hidrocarburíferos de la provincia, como parte de un proceso de reorganización de titularidad entre Pluspetrol y YPF.

En este sentido, mediante los Decretos N° 0475, 0476 y 496, se autorizó la cesión del 100% de la participación de Pluspetrol, correspondiente al 50% de cada área, en Aguada Villanueva, Meseta Buena Esperanza y Las Tacanas, respectivamente. Las dos primeras corresponden a concesiones de explotación convencional actualmente en producción, mientras que Las Tacanas se encuentra encuadrada como Lote Bajo Evaluación con objetivos no convencionales.

Tras la autorización y la posterior formalización de las escrituras correspondientes, las áreas involucradas quedarán bajo la titularidad y operación de YPF, consolidando la gestión unificada de estos activos y favoreciendo la optimización de su desarrollo.

El proceso se encuadra en el marco regulatorio vigente en materia hidrocarburífera, que establece que la cesión de participaciones en concesiones y permisos debe contar con la autorización de la autoridad concedente, sujeta al cumplimiento de requisitos legales, técnicos y administrativos.

Datos técnicos de las áreas involucradas

Meseta Buena Esperanza: Concesión de explotación convencional con una superficie de 303,71 km².

Aguada Villanueva: Concesión de explotación convencional que abarca una superficie de 281 km².

Las Tacanas: Área que se inició como Permiso de Exploración con objetivos no convencionales, otorgado por un plazo de cuatro años y con una superficie de 411 km². Posteriormente, fue encuadrada como Lote Bajo Evaluación conforme a la normativa vigente.

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El Sindicato de Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz resolvió iniciar un paro general por tiempo indeterminado en toda la provincia, tras una multitudinaria asamblea que reunió a unos 6.000 trabajadores.

El gremio que conduce Rafael Güenchenen cuestionó con dureza a las operadoras por la falta de inversiones y el incumplimiento de los planes de perforación comprometidos para 2026. “Hoy tenemos las condiciones para que cada operadora invierta los 1.200 millones de dólares que se comprometieron. ¿Qué se piensan estos tipos que firmaron un plan de perforación y no van a perforar?”, expresó.

Güenchenen también rechazó posibles recortes de personal y dejó en claro que el gremio no aceptará despidos. “No se va a ir más nadie de este yacimiento. No se va más nadie”, afirmó.

En ese sentido, instruyó a la comisión directiva y al cuerpo de delegados a sostener el criterio de “alta por baja”, exigiendo la reincorporación de cada puesto de trabajo que las operadoras intenten reducir bajo cualquier modalidad, ya sea jubilación u otros mecanismos.

Asimismo, Güenchenen puso el foco en la responsabilidad del Ejecutivo para intervenir frente a los incumplimientos de las operadoras, y anticipó que el sindicato avanzará en ese sentido.

“Vamos a pedirle al gobierno provincial que retrotraiga las áreas a todas aquellas empresas petroleras que quieren dejar gente en la calle”, afirmó.

En relación al contexto general de la industria, el secretario general recordó que hace casi dos años que no se perfora un solo pozo en Santa Cruz, lo que impacta directamente en la producción y en la sostenibilidad del empleo.

“Hace cerca de dos años que no se perfora un solo pozo. Bajaron los perforadores, cayó la producción. Si no se perfora, la producción va a seguir cayendo y vamos a ser menos trabajadores en la industria”, advirtió.

El dirigente también cuestionó el plan de abandono y remediación acordado con YPF, al considerar que resulta insuficiente frente a las necesidades actuales de la provincia y de los trabajadores.

Como cierre de la asamblea, y tras la votación a mano alzada de los presentes, Güenchenen anunció el inicio de un plan de lucha con un paro general por tiempo indeterminado.

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El Gobierno nacional avanza en la venta de las acciones de Enarsa en Citelec y espera para el 14 de abril la recepción de las ofertas, tras un reciente cambio en el cronograma del proceso licitatorio.

La fecha original era el 26 de marzo, pero Economía decidió una postergación para asegurar el éxito de la operación.

Según trascendió de fuentes del mercado eléctrico, se buscó garantizar que los interesados puedan administrar la red de transporte eléctrico sin que esto signifique una barrera de entrada que limite la competencia entre las firmas.

Entre los interesados en la operación se encuentran grupos energéticos locales, generadoras y actores del sector financiero que analizan la estabilidad de los ingresos de la empresa.

Transener, la firma operada por Citelec, gestiona una red de más de 15.000 kilómetros de líneas de alta tensión en todo el territorio nacional. La venta de estas acciones responde a la idea oficial de reducir la presencia del Estado en activos no estratégicos.

La puja por quedarse con la empresa que opera más de 15.000 kilómetros de redes de alta tensión cuenta con importantes grupos empresarios, en buena parte de origen local.

Por ejemplo, se habla de Edison Energía, una compañía que comandan los Juan y Patricio Neuss, que incorporaría a empresarios locales.

Otro de los posibles oferentes es Genneia, presidida por Jorge Brito y principal compañía en la generación de energía con recursos renovables.

También se espera la decisión de Central Puerto y una eventual postura de Edenor, ahora en poder de José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti.

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La Secretaría de Energía de la Nación formalizó la baja del permiso de exploración hidrocarburífera en el bloque CAN 109, un área ubicada en la Cuenca Argentina a unos 200 km de la costa marplatense, tras la decisión de las empresas de no continuar con el proyecto por la falta de resultados positivos.

La medida quedó plasmada en la Resolución 87/2026 publicada en el Boletín Oficial, en la que se declara la extinción del permiso otorgado en 2019 a Shell Argentina S.A. y Qatar Petroleum Oil and Gas S.A.U., en el marco de la ronda de licitaciones offshore impulsada por el Estado nacional. Una medida idéntica ya se había oficializado en marzo con las mismas firmas y sobre el bloque CAN 107.

Según se detalla en el documento, las compañías notificaron en diciembre de 2025 su decisión de no avanzar hacia el segundo período exploratorio y renunciar al área CAN 109.

Antes de aceptar la renuncia, el gobierno evaluó el cumplimiento de las obligaciones contractuales y concluyó que las firmas habían completado las inversiones comprometidas y abonado el canon correspondiente.

De esta manera, el área queda revertida al Estado nacional sin penalidades para las empresas, ya que no se detectaron incumplimientos ni observaciones ambientales en el desarrollo de las tareas.

La salida del CAN 109 se suma a un antecedente inmediato: semanas atrás, el mismo consorcio había abandonado el bloque CAN 107, también frente a las costas de Mar del Plata, tras no obtener resultados alentadores en la etapa exploratoria.

En ambos casos, la decisión empresaria estuvo vinculada a la falta de indicios suficientes de hidrocarburos que justificaran avanzar hacia una segunda fase, que incluía perforaciones exploratorias de mayor costo.

El retiro de Shell y Qatar Petroleum implica, en los hechos, el cierre de su participación en la Cuenca Argentina Norte, un proyecto que había generado expectativas a partir de la licitación internacional de 2018 pero que, tras campañas sísmicas y evaluaciones técnicas, no logró consolidar resultados positivos.

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A partir de febrero de 2026 comenzó a regir un nuevo esquema para los Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), diseñado para unificar y ordenar los beneficios en las boletas de luz, gas natural y garrafas en todo el país. Este sistema divide a los hogares entre los que reciben ayuda y los que deben abonar el precio completo del servicio. Conocé los detalles.

Para poder acceder a estas bonificaciones, el principal requisito es que los ingresos netos familiares sean inferiores a tres Canastas Básicas Totales. Para abril de 2026, el límite quedó fijado en $4.193.015,49, una cifra que se ajusta mes a mes. También pueden calificar hogares con integrantes que tengan Certificado Único de Discapacidad o sean Veteranos de Guerra, entre otros casos especiales.

Es importante saber que si ya estabas recibiendo un subsidio, no necesitás volver a inscribirte, ya que tus datos se migran automáticamente al nuevo sistema. Sin embargo, quienes nunca se anotaron o aquellos que recibían beneficios de programas anteriores, como el Programa Hogar para garrafas, deberán realizar el trámite para mantener la ayuda, especialmente antes de junio de 2026.

El proceso de inscripción es sencillo y se hace de forma online. Antes de empezar, tené a mano tu DNI, el CUIL de todos los mayores de 18 años, un correo electrónico y los datos de tu factura de luz y gas, como el número de medidor y cliente. Luego, ingresá al sitio oficial, completá la declaración jurada y guardá el código de confirmación de tu solicitud.

Una vez dentro del sistema, los hogares beneficiados obtendrán descuentos directos sobre el valor de la energía. Por ejemplo, en electricidad, se aplica una quita del 50% sobre un consumo base, variando según la época del año. Para el gas por redes, el beneficio se concentra más fuerte entre abril y septiembre. Es clave estar al día con este trámite para asegurar el ahorro en tus boletas.

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El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, afirmó que Irán “está haciendo un trabajo muy pobre”, en referencia a su postura sobre el estrecho de Ormuz, por donde pasa buena parte de la producción de crudo.

A través de un posteo en sus redes sociales, el mandatario calificó como “deshonroso” el procedimiento de las autoridades iraníes “al permitir que el petróleo pase por el estrecho de Ormuz”, a cambio del pago de un peaje.

“Ese no es el trato que tenemos”, exclamó Trump, y añadió que Irán “está haciendo un trabajo muy pobre”.

Irán exige a los buques petroleros pagar un peaje de un dólar por barril para transitar a través del estrecho, de acuerdo con un reporte del Wall Street Journal de hoy. El tráfico marítimo en el estrecho sigue siendo escaso. 

Horas antes, Trump se había quejado porque “hay reportes de que Irán cobra tarifas a los buques petroleros que transitan por el estrecho de Ormuz. ¡Más vale que no lo estén haciendo y si lo están haciendo, más vale que se detengan ahora mismo!”, escribió Trump en su red social Truth Social.

En tanto, este miércoles el mandatario estadounidense había dicho en declaraciones a ABC News que estaba considerando crear una “empresa conjunta” con Irán para cobrar peaje a los buques que transitan por esta importante vía marítima por la que transita cerca del 20 por ciento del petróleo global, propuesta a la que se refirió como “algo hermoso”.

También afirmó el miércoles en su red social que Estados Unidos podría hacer “mucho dinero” “ayudando a descongestionar el tráfico en el estrecho de Ormuz”.

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En el marco del rumbo que Río Negro sostiene para consolidar una nueva etapa productiva con desarrollo y control ambiental, la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático convocó a Audiencia Pública por el proyecto “Gasoducto Dedicado Tratayén – San Antonio Oeste”, una obra estratégica vinculada al crecimiento energético de la provincia.

La instancia se realizará el 22 de mayo de 2026 a las 9 en San Antonio Oeste y forma parte del proceso de evaluación de impacto ambiental, garantizando la participación de la comunidad, instituciones y sectores involucrados antes de cualquier definición. De esta manera, la Provincia refuerza un modelo de desarrollo que combina inversión, generación de empleo y resguardo ambiental.

El proyecto prevé el transporte de gas desde Vaca Muerta hasta el Golfo San Matías, asegurando el abastecimiento para iniciativas productivas de gran escala, lo que posiciona a Río Negro como un actor clave en el mapa energético nacional. Esto se traduce en más oportunidades laborales, crecimiento de la actividad económica y fortalecimiento de las economías regionales.

La convocatoria a Audiencia Pública no es un hecho aislado, sino parte de una política sostenida de gestión concreta que prioriza el control, la planificación y la participación ciudadana en cada proyecto estratégico. A través de estos mecanismos, el Gobierno Provincial garantiza que cada avance productivo se realice con reglas claras y en beneficio de los rionegrinos.

En este proceso, el gobernador Alberto Weretilneck reafirma su rol como conductor de una provincia que defiende sus recursos, impulsa su desarrollo y toma decisiones con autonomía, priorizando el trabajo, la inversión y el cuidado del ambiente frente a un contexto nacional desafiante.

Las personas interesadas en participar podrán inscribirse hasta 72 horas antes de la audiencia, con exposiciones de hasta cinco minutos, asegurando un espacio plural y abierto donde todas las voces puedan ser escuchadas.

Asimismo, el formulario de inscripción, el Estudio de Impacto Ambiental y el expediente completo se encuentran disponibles para su consulta en la página web de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, garantizando el acceso a la información pública y la participación informada de la comunidad.

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La Cámara de Apelaciones de Nueva York decidió otorgar una prórroga a las sociedades Petersen Energía Inversora y Petersen Energía, demandantes en el juicio contra YPF, para que puedan presentar un recurso de apelación. El nuevo plazo se extendió hasta el 5 de mayo, superando la fecha límite original del 10 de abril.

Las empresas solicitaron una extensión de 28 días para preparar una petición de rehearing o rehearing en banc, que implica una revisión del caso por la totalidad de los jueces del tribunal. Argumentaron que el abogado principal, Paul Clement, enfrenta compromisos profesionales y personales que dificultan finalizar la presentación en el tiempo previsto.

El pasado 27 de marzo, la Cámara anuló la sentencia de primera instancia que exigía a Argentina un pago de US$16.100 millones y ratificó la postura defendida por el país y YPF. Tras esta resolución, el fondo Burford Capital, que financió la demanda, experimentó una caída cercana al 50% en la bolsa.

El recurso de rehearing en banc es una herramienta excepcional en la justicia estadounidense, reservada para casos de gran importancia o con contradicciones legales. Dado que el litigio se basa en normas del derecho argentino, las posibilidades de que la Cámara acceda a esta revisión completa son bajas.

En paralelo, Burford Capital mantiene abierta la opción de acudir a la Corte Suprema de Estados Unidos o iniciar un arbitraje internacional, decisión que dependerá de los tiempos procesales y los costos asociados a cada vía.

Esta extensión en el plazo forma parte de la estrategia de los demandantes para intentar revertir el fallo favorable a Argentina. El nuevo límite al 5 de mayo les permitirá definir con mayor claridad su próximo paso judicial.

El caso sigue siendo observado atentamente por el mercado y los acreedores. Un fallo que favorezca a los demandantes podría reavivar las expectativas de cobro, mientras que la confirmación del fallo consolidaría la posición argentina ante la justicia internacional.

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YPF alcanzó un nuevo hito operativo con el desarrollo del bloque no convencional La Angostura Sur, uno de los cinco bloques más productivos de Neuquén y operado al 100% por YPF.

En menos de un año y medio, la producción del bloque creció de 2.000 a 47.000 barriles diarios, marcando un salto sin precedentes en la industria local.

Este crecimiento exponencial fue posible a partir de un cambio integral en la forma de operar. YPF implementó un modelo basado en diseño modular, escalabilidad y monitoreo en tiempo real desde su centro Real Time Intelligence Center (RTIC), lo que permitió optimizar el desempeño de cada pozo de manera eficiente.

Gracias a esta transformación, la compañía logró multiplicar por 20 la producción del bloque en un plazo inédito, consolidando a La Angostura Sur como un caso de referencia dentro del desarrollo no convencional en Argentina.

Este hito refleja la capacidad de YPF para liderar proyectos de escala y continuar posicionando a la Argentina como un actor relevante en el escenario energético global.

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El municipio de Junín anunció el avance en la construcción de un parque solar que se posicionará como uno de los más grandes de la provincia de Buenos Aires. La iniciativa, difundida a través de las redes sociales oficiales del gobierno local el miércoles por la tarde, representa un paso significativo en la apuesta por energías renovables y desarrollo sostenible.

Este proyecto, que combina inversión privada con generación de energía limpia, implica una inversión aproximada de 20 millones de dólares y contará con una potencia instalada de 20 megavatios (MW). Se estima que esta capacidad energética podrá abastecer a más de 10 mil hogares, contribuyendo a una matriz energética más sustentable en la región.

El parque solar se desarrollará sobre una superficie de 50 hectáreas e incluirá la instalación de más de 42 mil paneles solares. Esta envergadura consolida a Junín como un punto estratégico para las energías renovables dentro del interior de la provincia bonaerense.

Entre los beneficios ambientales destacados, el proyecto permitirá una reducción anual estimada de 17.500 toneladas de dióxido de carbono (CO₂), aportando a la mitigación del cambio climático.

Además, la obra generará entre 80 y 120 empleos directos, fortaleciendo la economía local y promoviendo la capacitación en tecnologías limpias.

La ejecución del desarrollo está a cargo de la empresa Genneia, reconocida por su experiencia en proyectos de energías renovables en Argentina.

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El Gobierno de Santa Cruz y las empresas petroleras que operan en la provincia firmaron el acuerdo “Más producción y trabajo en el sector hidrocarburífero santacruceño”, definiendo un nuevo esquema de relación entre el Estado y la industria. A diferencia de regímenes automáticos, establece un marco técnico y administrativo para la evaluación y aprobación de proyectos, con reglas orientadas a recuperar producción, atraer inversiones y sostener el trabajo.

La rúbrica estuvo encabezada por el gobernador Claudio Vidal y el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, junto a representantes de las principales operadoras con actividad en la provincia. El eje central es generar condiciones para que las empresas inviertan más y produzcan más, a partir de un esquema que vincula beneficios concretos —como la adecuación de regalías— con compromisos verificables de inversión y actividad incremental, es decir, adicionales a los ya asumidos previamente.

Uno de los puntos centrales del programa es la implementación de un régimen promocional que ajusta las regalías en función del nivel de inversión y actividad comprometida y efectivamente ejecutado por las operadoras.

Las empresas solo podrán acceder a condiciones más favorables si presentan y ejecutan planes que impliquen nuevas perforaciones, reactivación de equipos, intervenciones sobre pozos existentes y mejoras en la producción.

Además, cada iniciativa deberá atravesar un proceso de evaluación técnica y administrativa por parte de la autoridad provincial, que recae en el Ministerio de Energía y Minería, a través de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, que analizará su viabilidad y podrá requerir ajustes antes de su aprobación.

Palermo Aike, D-129 y offshore: la apuesta al futuro energético

En paralelo, el acuerdo contempla el desarrollo de nuevas áreas estratégicas, especialmente en el segmento no convencional y offshore.

Santa Cruz cuenta con formaciones con potencial como Palermo Aike, en la Cuenca Austral, y D-129 en el Golfo San Jorge, que representan una oportunidad para diversificar la matriz productiva e incorporar nuevas tecnologías.

Para estos proyectos, el esquema prevé incentivos específicos asociados al avance efectivo de la actividad exploratoria y productiva, en función de programas de inversión acordes a la complejidad técnica de estos desarrollos.

Beneficios concretos: condiciones y plazos

El acuerdo establece condiciones diferenciadas según el tipo de producción, siempre sujetas a la aprobación de los proyectos y al cumplimiento de los compromisos asumidos:

-Para áreas maduras: una alícuota del 12% o la posibilidad de una reducción de hasta 3 puntos porcentuales, aplicable a la producción convencional, con vigencia entre el 1 de mayo de 2026 y el 30 de abril de 2027.

-Para nueva producción en proyectos no convencionales y offshore: una alícuota del 5%, con un horizonte de hasta 10 años, conforme a las condiciones de cada concesión.

Producción, empleo y desarrollo: el impacto esperado

De esta manera, el Gobierno provincial plantea este programa como una herramienta para avanzar en la recuperación de la actividad hidrocarburífera, en un contexto desafiante para las cuencas maduras.

Entre los principales objetivos se destacan:

-Recuperar niveles de producción

-Reactivar equipos y actividad en campo

-Sostener y generar empleo directo e indirecto

-Fortalecer la cadena de valor hidrocarburífera

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La nafta en Misiones resulta más costosa que en Paraguay debido a una combinación de factores que incluyen altos impuestos, la distancia logística y el impacto del conflicto bélico en Irán. Esta situación marca un cambio respecto a años anteriores, cuando los autos extranjeros hacían largas filas para cargar combustible en territorio argentino.

Según informó Faruk Jalaf, presidente de la Cámara de Estaciones de Servicios y Afines del Nordeste, la diferencia en el precio del combustible se observa en todas las ciudades misioneras. “En la provincia tenemos un combustible muy caro por la distancia. Paraguay tiene todo su flete por río. Además, los impuestos allá son menores”, explicó.

El precio de un litro de nafta súper en Paraguay se sitúa entre 6.140 y 7.240 guaraníes según la empresa, lo que equivale a aproximadamente $1.399 a $1.650 pesos argentinos. En Misiones, ese mismo litro cuesta $2.187 en YPF y hasta $2.249 en estaciones privadas de Posadas. En Puerto Iguazú, la nafta estatal se vende a $2.099 la súper y $2.376 la premium, con valores aún superiores en las estaciones privadas.

En cuanto a la nafta premium, en Paraguay su precio fluctúa entre G$7.490 y G$8.790, equivalente a $1.706 y $2.003 pesos argentinos respectivamente. En Misiones, el precio oscila entre $2.339 y $2.488. Esta diferencia representa un gasto considerable para los consumidores. Por ejemplo, llenar un tanque promedio de 50 litros en Posadas con nafta premium puede costar hasta $124.400, mientras que en Paraguay ese mismo llenado se ubica entre $85.300 y $100.150.

El aumento en los precios internacionales del petróleo, impulsado por la operación militar estadounidense Epic Fury en Irán desde el 26 de febrero, también influyó en el encarecimiento del combustible local. Jalaf señaló que “los incrementos fueron por la guerra. Los hidrocarburos tienen valor internacional. Las petroleras, no interesa de dónde sean, van a ese precio para la venta en el país y fuera”.

Respecto a la política de precios, el empresario destacó que Horacio Marín, presidente de YPF, logró mantener los valores estables por 45 días, pero advirtió que “esto tendrá consecuencias siempre y cuando no se incrementen los impuestos”. Además, estima que el conflicto durará ese tiempo y que luego los precios podrían bajar, aunque reconoció que “en Argentina nos cuesta retrotraer los valores cuando suben”.

La carga tributaria es un factor clave en el precio final de la nafta. En Argentina, aproximadamente el 45% del costo corresponde a impuestos, mientras que en Paraguay apenas alcanza el 10% de IVA. A esta diferencia se suman otros tributos como el impuesto a la transferencia de combustibles, ingresos brutos, cargas provinciales y tasas municipales, lo que encarece considerablemente el combustible en Misiones.

Entre 2020 y 2023, la diferencia de precios motivó que numerosos extranjeros, principalmente paraguayos, brasileños y uruguayos, cruzaran la frontera para abastecerse en Argentina, fenómeno que ahora se ha invertido debido al aumento en los precios locales. Jalaf aclaró que “todavía no hay misioneros invadiendo las estaciones paraguayas porque es reciente que los precios argentinos superaron a los del otro lado”.

Por último, el sector enfrenta un contexto económico complicado, con menor consumo de combustible por la desaceleración económica en Argentina. Esto, sumado a la presión tributaria y el impacto internacional, dificulta la recuperación del mercado local.

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Irán suspendió el paso de buques petroleros por el estrecho de Ormuz tras el ataque israelí contra el Líbano, informó el miércoles la agencia de noticias semioficial iraní Fars.

La medida se adoptó en respuesta directa a las acciones militares israelíes en Líbano, según reportó el medio iraní. Fars detalló que “simultáneamente con los ataques de Israel a Líbano, el paso de petroleros por el Estrecho de Ormuz ha sido detenido”.

En paralelo, la Armada iraní emitió advertencias a las embarcaciones que permanecen en la zona. En un mensaje reproducido por el diario británico The Guardian, las autoridades navales señalaron que los buques no deben intentar atravesar el estrecho sin autorización.“Cualquier embarcación que intente adentrarse en el mar será atacada y destruida”, indicaron.

La agencia Fars también comunicó que dos petroleros recibieron autorización para cruzar el Estrecho la mañana de este miércoles, después de que entrara en vigor un cese al fuego entre Irán y Estados Unidos. Este permiso fue una excepción en el contexto de la suspensión general, señaló el medio.

Según datos de la plataforma de seguimiento MarineTraffic, cientos de buques permanecen en el área, incluidos 426 petroleros, 34 portavehículos de gas licuado de petróleo y 19 buques de gas natural licuado, muchos de ellos detenidos durante la interrupción.

Trump afirmó que la tregua no incluye al Líbano

Minutos después de que se conociera esta noticia, el presidente de los Estado Unidos, Donald Trump, aclaró que Líbano no está incluido en el alto el fuego de dos semanas acordado entre Estados Unidos e Irán.

A esto siguió una declaración del secretario de Defensa de Estados Unidos, Pete Hegseth, según quien las fuerzas armadas estadounidenses estaban preparadas para cumplir la amenaza del presidente Donald Trump de acabar con la “civilización entera” de Irán si no se alcanzaba un acuerdo de alto el fuego.

Al ser preguntado durante una rueda de prensa en el Pentágono sobre la amenaza de Trump de que “una civilización entera moriría” si no se llegaba a un acuerdo, Hegseth afirmó: “Teníamos un objetivo fijado, listo para atacar, de infraestructura, puentes y centrales eléctricas”.

“(Trump) finalmente dijo: ‘Podemos quitárselo todo. Les quitaremos su capacidad de exportar energía y las fuerzas armadas de Estados Unidos tienen la capacidad de atacar esas cosas con impunidad’, continuó .

Y redondeó: “Ese tipo de amenaza fue lo que los llevó al punto en el que, en efecto, dijeron: ‘De acuerdo, queremos cerrar este trato’”.

Trump amenazó en las redes sociales el martes por la mañana con que la “civilización entera” de Irán “morirá esta noche y jamás volverá”.

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El Gobierno de Santa Cruz avanza en la construcción de un acuerdo estratégico con las principales operadoras petroleras que trabajan en la provincia, en un contexto marcado por la necesidad de recuperar niveles de actividad, sostener el empleo y proyectar un crecimiento productivo sostenido.

En las últimas horas, el gobernador Claudio Vidal comenzó una ronda de reuniones con los CEOs del sector, entre ellos los más importantes del país, en las que se analiza un nuevo esquema integral orientado a dinamizar la industria hidrocarburífera, tanto en yacimientos maduros como en áreas de desarrollo potencial.

Los encuentros forman parte de una instancia decisiva de diálogo entre el Estado provincial y las empresas, donde se discuten herramientas concretas para revertir la caída de la producción, reactivar equipos y fortalecer la cadena de valor energética.

El eje está puesto en generar condiciones que permitan incrementar la actividad en los yacimientos, promover nuevas inversiones y garantizar previsibilidad en el sector.

Las conversaciones avanzan sobre un esquema que buscará alinear incentivos productivos con compromisos concretos de inversión y trabajo, en un marco de responsabilidad compartida entre el sector público y privado.

El acuerdo apunta a consolidar un horizonte de mayor producción hidrocarburífera en Santa Cruz, con impacto directo en la generación y sostenimiento de puestos de trabajo.

En ese sentido, uno de los puntos centrales en discusión es la necesidad de levantar equipos inactivos, intensificar tareas en campo y reactivar áreas que hoy presentan niveles de producción por debajo de su potencial.

La iniciativa se inscribe en una estrategia más amplia del Gobierno provincial para reposicionar a Santa Cruz dentro del mapa energético nacional, en un contexto donde las cuencas maduras requieren nuevas herramientas para sostener su competitividad.

Un convenio que marcará el rumbo del sector

Se ultiman los detalles finales para un entendimiento “de alto impacto” para la economía provincial, con proyección a mediano y largo plazo.

El anuncio formal será acompañado por la firma de las operadoras y autoridades provinciales, en lo que se anticipa como un punto de inflexión para el desarrollo hidrocarburífero santacruceño.

El avance de estas negociaciones genera expectativas tanto en la industria como en las comunidades vinculadas a la actividad, donde el movimiento de equipos y la inversión directa tienen un efecto inmediato en el empleo y la economía regional.

Con este paso, la provincia busca consolidar un mensaje claro: reactivar, producir más y generar trabajo, en un escenario desafiante pero con oportunidades concretas de crecimiento y mayor actividad económica en las comunas petroleras.

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Autoridades de Terra Ignis Energía S.A. firmaron el convenio que permitirá a Velitec S.A. operar hasta se concrete la conformación final de la Unión Transitoria de Empresas (UTE), en las áreas denominadas “Lago Fuego”, “Los Chorrillos”, “Tierra del Fuego”.

En enero del corriente año Terra Ignis asumió oficialmente la operación de los yacimientos, garantizando la continuidad de la producción y la absorción del personal. A partir de allí, se inició un proceso de convocatoria de inversores, en el que participaron 10 empresas, siendo Velitec S.A. la seleccionada.

Este proceso se enmarca en la convocatoria pública impulsada por Terra Ignis Energía S.A. en enero de 2026, destinada a empresas interesadas en asociarse para la explotación, desarrollo y eventual exploración de hidrocarburos en las áreas “Los Chorrillos”, “Lago Fuego” y “Tierra del Fuego”, ubicadas en la provincia de Tierra del Fuego AelAS.

La iniciativa estuvo dirigida a compañías con solvencia financiera y experiencia en la industria, con el objetivo de seleccionar socios estratégicos para potenciar el desarrollo productivo de los yacimientos.

“Fue un proceso arduo, había que analizar la solvencia económica y el aspecto técnico para garantizar que las operaciones se desarrollen de una manera adecuada, Ahora lo que queda por delante es iniciar el trabajo de recuperación de estas áreas que después de algunos años de desinversión sumado al decline geológico que tienen naturalmente las áreas estaba dando una baja de producción tanto de petróleo como de gas, aspiramos a que paulatinamente se vaya aumentando la producción de las áreas sumado a la inversión que esperamos que tengan en el futuro para aumentar cada vez más el desarrollo productivo”, dijo la gerenta institucional de Terra Ignis, Verónica Tito.

En cuanto a Velitec S.A., es una empresa argentina con cerca de 10 años de actividad, operando principalmente en las provincias de Neuquén, Chubut, Salta, con su sede central en Córdoba.

“Entramos con la misión y la vocación de ver, analizar, y levantar mucha información para reestructurar ese activo tan importante para la provincia, que si bien está en su periodo de maduración avanzada en yacimiento maduro le vemos mucho potencial”, afirmó Facundo Aráoz, Presidente de Velitec.

“Agradecemos la confianza que ha tenido Terra Ignis en nosotros, entendemos que hemos sido seleccionados tras un proceso de selección de varias empresas. Fue un proceso largo y hoy ratificamos nuestro compromiso de inversión y poner toda nuestra capacidad técnica y operativa para los objetivos que nos hemos propuesto”, concluyó.

Por su parte el Presidente de Terra Ignis, Maximiliano D´ Alessio, celebró el convenio y el cumplimento de los plazos pautados y adelantó que el equipo del nuevo operador esratá viajando mañana para comenzar con el traspaso.

El evento se llevó a cabo en la Casa de Tierra del Fuego en Buenos Aires, y contó con la participación del presidente de Terra Ignis Energíá S. A. Maximiliano D´Alessio, el vicepresidente Pablo Carreras Meyer, la Gerenta Institucional Verónica Tito, el asesor ambiental Sergio Federovitsky y el titular de Velitec Facundo Aráoz. Vía zoom desde Tierra del Fuego, participaron la Ministra de Energia, Gabriela Castillo, la Secretaria de Hidrocarburos, Julieta Balderrama, directora de Terra Ignis Nancy Graña y los síndicos de dicha empresa Terra Ignis, Gretel Grava y Rafael Pereyra Ramos

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Los precios internacionales del petróleo se desploman hasta cerca de un 16% este miércoles y los mercados se recuperan, ante el alto el fuego acordado por Estados Unidos e Irán en la guerra de Medio Oriente, que incluye la reapertura del estrecho de Ormuz.

El Brent, referencia para Europa, cae durante esta jornada un 15,9%, cotizando en torno a 94 dólares por barril, mientras que el crudo West Texas Intermediate (WTI) de referencia en Estados Unidos cede un 13,8% y ronda los 95 dólares por barril.

Ambos índices de referencia habían arrancado la semana con fuertes alzas que acercaron las cotizaciones a la zona de los US$110 frente al recrudecimiento del conflicto pero con el anuncio del alto al fuego por dos semanas se revirtió el avance.

La corrección en el valor del crudo está vinculada a la tregua en la guerra de Medio Oriente y la garantización de la libre circulación por el estrecho de Ormuz. El presidente estadounidense, Donald Trump, comunicó en las últimas horas que acepta “suspender los bombardeos y ataques contra Irán durante dos semanas”.

En este contexto, los principales mercados se recuperan. El índice Euro Stoxx 50 trepa un 4,9% y en España el Ibex 35 sube un 3,9% superando los 18.100 puntos. De igual manera sucede con las bolsas de París escalando 4,5%, Fráncfort 4,7%, Milán 3,8%, y Londres 2,8%.

En el continente asiático, también se registraron alzas en los principales mercados. Tokio terminó la sesión con un avance de 5,4% y Hong Kong, de 3%. En Seúl la suba alcanzó el 6,87% y en Shanghái el ascenso llegó al 2,7%.

Asimismo, el precio del gas europeo también se desaceleró, al bajar un 14%. De esta manera, el contrato de futuros TTF holandés, considerado la referencia europea, cayó hasta los 45 euros por megavatio hora.

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Las sociedades Petersen Energía Inversora y Petersen Energía, representadas por el fondo Burford Capital —principal financiador del litigio—, solicitaron ante la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York una extensión del plazo para presentar un pedido de revisión del fallo que favoreció a Argentina en el caso por la expropiación de YPF.

Originalmente, el plazo para presentar esta solicitud vencía el viernes 10 de abril de 2026, pero los demandantes pidieron que se amplíe hasta el 8 de mayo de 2026. El objetivo es preparar una petición de “rehearing” o una revisión “en banc”, que implica la reconsideración del fallo por parte de todos los jueces de la Cámara, según explicó el abogado Sebastián Soler, exsubprocurador del Tesoro.

En el escrito presentado, los abogados manifestaron: “Los demandantes solicitan respetuosamente una extensión de 28 días del plazo para presentar una petición de reconsideración”. Además, solicitaron que la Corte resuelva este pedido con rapidez, idealmente en las próximas horas.

Entre los argumentos para pedir la prórroga, destacaron problemas de agenda del abogado principal del caso, Paul Clement. El 27 de marzo de 2026 se dejó sin efecto la sentencia de primera instancia, confirmando la posición favorable a Argentina en el litigio.

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La Secretaría de Energía oficializó la reglamentación que permite la ampliación del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) mediante el régimen de Concesión de Obra Pública, en busca de atraer capitales privados para financiar al sector energético.

La medida fue formalizada a través de la Resolución 83/2026, publicada este martes en el Boletín Oficial, incorporando un nuevo apartado técnico a “Los Procedimientos” que rigen el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

A partir de ahora, empresas privadas podrán construir, operar y mantener nuevas líneas de energía bajo un modelo de concesión, recuperando la inversión mediante una tarifa específica por ampliación.

La normativa se dicta en el marco de la emergencia del Sector Energético Nacional, que fue prorrogada hasta julio de 2026. Ante la imposibilidad del Estado de financiar las obras de infraestructura necesarias, el Ejecutivo avanzó con esta modalidad, priorizando un listado de proyectos estratégicos que serán licitados bajo el nuevo esquema.

La norma también estipuló que los pagos destinados a estas nuevas concesiones de transporte tendrán prioridad de cobro, buscando garantizar un flujo de fondos previsible para los inversores.

El nuevo reglamento asegura que los actuales concesionarios (como Transener o las distribuidoras troncales) mantengan sus derechos, pero abre la puerta a “transportistas independientes” que se hagan cargo de las nuevas expansiones.

Las obras no se financiarán con presupuesto público directo, sino que podrán ser solventadas mediante la aplicación de tarifas a los usuarios o agentes del mercado que se beneficien directamente de la mayor capacidad de transporte.

Con esta reglamentación, el Gobierno espera destrabar proyectos de alta tensión que son fundamentales para evacuar la energía generada por parques eólicos y solares, así como para mejorar la confiabilidad del suministro en las grandes ciudades durante los picos de demanda estival.

La Subsecretaría de Energía Eléctrica será la encargada de elaborar los pliegos de bases y condiciones para las próximas licitaciones, que se esperan para el segundo semestre de este año.

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Desde el 1 de abril, Chile decidió suspender un contrato de importación de gas natural proveniente de Argentina debido a que el combustible enviado desde la formación Vaca Muerta presentó un nivel de humedad superior al permitido por la normativa chilena.

Esta suspensión afectó dos contratos de YPF que representaban un volumen de hasta 833.000 metros cúbicos diarios, lo que equivale aproximadamente al 10% de las exportaciones argentinas de gas hacia Chile. A pesar de esta medida, no se produjo una interrupción total del suministro a través del Gasoducto del Pacífico.

El problema radica en que el gas llegó con un punto de rocío por encima del estándar, debido a un alto contenido de líquidos como propano y butano. Esta condición puede generar corrosión o congelamiento en las tuberías, poniendo en riesgo la seguridad del sistema de transporte y distribución.

Las regiones chilenas de Ñuble y Bío Bío, fronterizas con el norte y centro de Neuquén, fueron las más afectadas por esta suspensión. El comprador chileno involucrado es Innergy Soluciones Energéticas, que opera el gasoducto y tiene como principal accionista a la multinacional española Naturgy.

YPF suministró el gas a partir de áreas convencionales como Loma La Lata y Sierra Barrosa, con tratamiento en la planta El Portón. La mezcla que recibe el gasoducto proviene de varios yacimientos. La empresa reconoció el inconveniente y está trabajando para resolverlo, con el objetivo de restablecer el suministro a Chile lo antes posible.

Según datos de Enargas, en febrero de 2026 Argentina exportó un promedio diario de 9,64 millones de metros cúbicos de gas, de los cuales 8,8 millones se destinaron a Chile. Aunque el corte actual representa un impacto limitado en volumen, reaviva las preocupaciones sobre el cumplimiento de los estándares técnicos en el comercio regional.

El Ministerio de Energía chileno aclaró que la normativa local es más estricta que la argentina y confirmó: “Durante la medición y verificación de la calidad del gas, conforme a la normativa chilena -la cual es más exigente que la argentina-, se detectó gas que no cumple con el estándar contratado”.

Las autoridades chilenas esperan un informe técnico basado en un estudio de cromatografía para evaluar la composición del gas y determinar los riesgos reales asociados a su uso.

Este episodio se suma al historial tenso en la relación energética entre Argentina y Chile, marcada por la interrupción de exportaciones argentinas en 2004 durante la recuperación económica posterior a la salida de la Convertibilidad, un antecedente que ambas naciones han intentado superar en los últimos años.

En paralelo, esta semana Uruguay asistió al sistema eléctrico argentino con un aporte de emergencia de aproximadamente 830 megavatios, solicitado por Cammesa debido a altas temperaturas, fuerte demanda y mantenimientos programados en centrales locales.

Por ahora, la suspensión del contrato chileno se mantiene vigente a la espera del informe técnico y de que YPF normalice la calidad del gas para cumplir con los requisitos chilenos y reanudar el abastecimiento.

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En el marco del rumbo que Río Negro sostiene para consolidar una nueva etapa productiva vinculada a la energía, el Gobierno Provincial, a través de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, llevó adelante una inspección clave en la Central de Almacenamiento y Bombeo (CABO) Allen, parte del proyecto estratégico Vaca Muerta Oil Sur.

La fiscalización responde a una política sostenida de control sobre las grandes obras energéticas que se desarrollan en el territorio. El objetivo es claro: garantizar que el crecimiento productivo se traduzca en desarrollo real para la provincia, sin resignar el cuidado ambiental ni la calidad de vida de las y los rionegrinos.

Durante la recorrida, inspectores provinciales verificaron el avance de las instalaciones, incluyendo el obrador, la gestión diferenciada de residuos, las áreas operativas y administrativas, y el desarrollo de la red contra incendios. Uno de los puntos centrales fue la supervisión de la prueba de hermeticidad del tanque TK-7, una instancia técnica clave que asegura que la infraestructura esté en condiciones óptimas antes de su puesta en funcionamiento.

Como parte de una gestión concreta y presente en el territorio, la Secretaría detectó aspectos a mejorar vinculados a la protección del suelo. A través de un acta formal, se requirieron mejoras en los procesos de manejo e impermeabilización de sectores operativos, así como la adecuación de las áreas de almacenamiento de sustancias inflamables, con el objetivo de reforzar la protección del suelo y garantizar el cumplimiento de los estándares ambientales vigentes que la Provincia exige.

Este tipo de controles tienen un impacto directo: garantizan que las inversiones energéticas generen empleo y crecimiento en Río Negro, pero bajo condiciones seguras y responsables. Cada inspección es una herramienta para prevenir riesgos, cuidar los recursos naturales y asegurar que el desarrollo llegue con beneficios concretos para la comunidad.

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Stellantis Argentina y la empresa energética 360Energy pusieron en funcionamiento un parque solar en el Polo Industrial Córdoba, en el marco de una estrategia orientada a incorporar energías renovables en sus operaciones productivas. El proyecto forma parte de un plan conjunto anunciado en 2024 que contempla una inversión de 100 millones de dólares y apunta a reducir la huella de carbono del complejo industrial, uno de los principales centros de producción automotriz del país, donde se producen el Fiat Cronos y las pick-ups Fiat Titano y RAM Dakota.

El parque cuenta con una potencia instalada de 8 megavatios (MW) y está equipado con paneles solares fotovoltaicos bifaciales, que permiten captar radiación tanto de forma directa como reflejada. A su vez, incorpora sistemas de seguimiento solar (“trackers”) que optimizan la generación al acompañar el movimiento del sol durante el día. La producción estimada es de aproximadamente 16,7 GWh anuales. Esa energía se destinará al abastecimiento del Polo Industrial Córdoba, donde Stellantis fabrica los vehículos mencionados para abastecer al mercado local y para exportación.

El esquema no se limita a la generación local. La energía producida por el parque se complementa con suministro proveniente de otros proyectos renovables de 360Energy, en particular desde La Rioja, a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Este modelo permite a la compañía incrementar progresivamente la proporción de energía limpia en su consumo total, sin depender exclusivamente de una única fuente o instalación.

La iniciativa se inscribe en la estrategia global de Stellantis, que tiene como meta alcanzar la neutralidad de carbono en el año 2038. En ese marco, la incorporación de energías renovables en plantas industriales es uno de los ejes centrales. A nivel local, el proyecto también se vincula con la necesidad de mejorar la eficiencia energética y reducir costos operativos en un contexto donde la energía representa una variable relevante para la industria.

Si bien el parque solar aporta una porción del consumo total del complejo, su implementación marca un avance en la diversificación de la matriz energética de la compañía en Argentina. El desarrollo refleja una tendencia creciente en el sector industrial, donde las empresas comienzan a combinar generación propia con contratos de abastecimiento renovable para avanzar hacia esquemas más sostenibles y previsibles.

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Tecpetrol y GyP presentaron el proyecto Los Toldos II Este al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Se trata de un desarrollo de shale oil que prevé una inversión inicial de 2.400 millones de dólares hasta 2028 y permitirá consolidar el crecimiento de la industria hidrocarburífera en Neuquén.

Se ubica en el hub norte de Vaca Muerta, a unos 30 kilómetros de Rincón de los Sauces, una zona que viene ganando protagonismo en la expansión del shale.  Será operado por Tecpetrol en asociación con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), con una participación del 90 y 10 por ciento, respectivamente.

Contempla la perforación de aproximadamente 380 pozos y la construcción de infraestructura clave, incluyendo planta de procesamiento, oleoductos, gasoductos e instalaciones complementarias.

La meta es alcanzar una producción de 70.000 barriles de petróleo por día. Tendrá dos etapas durante 2027: con un primer módulo de 35.000 barriles diarios previsto para marzo, y un segundo que permitirá duplicar esa capacidad hacia julio del mismo año. El esquema de inversión será escalonado. A la primera fase hasta 2028, con los 2.400 millones de dólares iniciales, se sumará luego una etapa de desarrollo sostenido con desembolsos anuales estimados en 370 millones de dólares durante diez años.

Con impacto en la zona de Rincón de los Sauces, está previsto que la dinámica del proyecto demande mayor infraestructura y asistencia de proveedores locales, como otro valor agregado.

Para la gestión del gobernador Rolando Figueroa, el proyecto ratifica el acompañamiento de las grandes operadoras dispuestas a invertir fuerte en Neuquén.

De hecho, la provincia planteó a nivel nacional la importancia de incorporar las inversiones de upstream -vinculadas a la producción de petróleo y gas- dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y viene impulsando en foros internacionales y rondas de negocios un esquema de incentivos y previsibilidad para el sector, con foco en incrementar la producción neuquina en materia de energía.

En ese sentido, el mandatario destacó que el RIGI permite “generar condiciones para que las inversiones lleguen más rápido”, al tiempo que valoró la previsibilidad que ofrece para proyectos de gran escala como los de Vaca Muerta, clave para sostener el crecimiento de la producción y el desarrollo de infraestructura en la provincia.

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En marzo de 2026, la formación Vaca Muerta alcanzó un nivel récord en la actividad hidrocarburífera no convencional, con un total de 2.616 etapas de fractura, según informó la consultora NCS Multistage. Este dato representa el mayor volumen mensual registrado desde el inicio de la explotación en la cuenca neuquina, superando la marca previa de 2.588 etapas establecida en mayo de 2025.

El desempeño de marzo confirma una tendencia de crecimiento constante, con un piso operativo que se mantiene por encima de las 2.300 etapas mensuales. Durante el primer trimestre de 2026, las compañías operadoras completaron un total de 7.388 etapas de fractura, promediando 2.462 por mes, un nivel sin precedentes para el inicio de un año en esta formación.

En cuanto a la distribución de la actividad por empresas, YPF lideró con 1.116 etapas de fractura, seguida por Vista con 281 y Pluspetrol con 224 etapas. Otras compañías como Pampa Energía, Shell, Pan American Energy y Tecpetrol también participaron activamente en diferentes bloques de la cuenca.

En el segmento de servicios especiales, Halliburton encabezó las operaciones con 1.147 etapas realizadas, mientras que SLB, Calfrac, Tenaris y SPI se repartieron el resto de la actividad.

El aumento en la actividad está vinculado a la aceleración en los planes de completación de pozos, apoyado por la expansión de la capacidad de transporte y evacuación de hidrocarburos en la región.

Respecto a la producción, Neuquén reportó en febrero 603.793 barriles diarios de petróleo, con un crecimiento interanual superior al 30%. En gas, la producción alcanzó los 97,79 millones de metros cúbicos diarios, mostrando un incremento del 7,14% respecto a enero.

El segmento no convencional concentra el 96,9% de la producción de crudo y el 90% del gas en la provincia, consolidando su rol fundamental en la matriz energética local.

La industria proyecta mantener este ritmo de actividad con la meta de alcanzar una producción de un millón de barriles diarios hacia fines de 2026, en paralelo con el desarrollo de infraestructura para transporte y exportación.

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Río Negro consolida su rol en la nueva etapa productiva energética con un nuevo avance en la obra del oleoducto VMOS: se colocó el techo geodésico del tanque 404 en la terminal exportadora de Punta Colorada. Se trata de un paso clave en la infraestructura que permitirá sacar al mundo la producción de Vaca Muerta desde territorio rionegrino, generando trabajo y desarrollo en la provincia.

La estructura, de 82 metros de diámetro y 35 metros de altura, demandó más de 1.500 toneladas de acero, 30.000 bulones y más de un millón de pulgadas de soldadura. El domo, íntegramente fabricado en aluminio y con un peso de 57 toneladas, fue montado mediante una compleja maniobra de izaje en la que participaron más de 60 trabajadores.

El tanque tendrá capacidad para almacenar 120.000 metros cúbicos de petróleo y forma parte de la terminal exportadora del VMOS, que contará con seis unidades de almacenamiento de este tipo. Es una de las obras estratégicas que posiciona a Río Negro como puerta de salida de la energía argentina, con impacto directo en la generación de empleo, el movimiento económico y el desarrollo de la región.

El Gobernador Alberto Weretilneck destacó que “este avance en el VMOS muestra que Río Negro tiene un rumbo claro: estamos generando las condiciones para que las inversiones se traduzcan en trabajo y desarrollo. Esta obra no es aislada, es parte de un proceso que va a cambiar la matriz productiva de la provincia y abrir nuevas oportunidades para los rionegrinos”.

Por su parte, la Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, señaló que “cada etapa que se cumple en el VMOS confirma la magnitud del proyecto y su impacto. Punta Colorada se consolida como un nodo estratégico para exportar energía, pero también como un motor de crecimiento que ya está generando empleo y actividad en toda la región”.

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El Gobierno nacional informó que se presentaron dos ofertas correspondientes al Sobre 1 (técnico) en el marco de la Licitación Pública Nacional e Internacional que lleva adelante Energía Argentina (ENARSA) para seleccionar un agente comercializador–agregador a cargo de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) y su comercialización como gas regasificado en el mercado interno durante el período invernal, utilizando la terminal de regasificación de Escobar.

De acuerdo con el cronograma vigente, la presentación del Sobre 2 (económico) se realizará el lunes 13 de abril a las 9:00, y su apertura tendrá lugar ese mismo día, también con transmisión por streaming del canal YouTube de ENARSA. La adjudicación, por su parte, está prevista para el martes 21 de abril, conforme el cronograma del proceso.

Esta licitación se inscribe en el proceso de privatización de activos y actividades de ENARSA conforme a lo establecido por la Ley Bases, avanzando en la desinversión de participaciones y operatorias comerciales que pueden ser realizadas por el sector privado.

En ese sentido, el próximo jueves 10 de abril se realizará la presentación y apertura de ofertas técnicas para la venta del paquete accionario que posee el Estado Nacional de CITELEC, sociedad controlante de TRANSENER.

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Un ataque con drones atribuido a Ucrania provocó incendios en la refinería de petróleo NORSI, la cuarta más grande de Rusia, ubicada en el distrito de Kstovsky. El episodio ocurrió durante la noche y fue confirmado por autoridades locales, que reportaron daños en instalaciones estratégicas del complejo industrial.

El gobernador de la región de Nizhny Novgorod, Gleb Nikitin, informó que las defensas aéreas rusas repelieron una ofensiva de aproximadamente 30 drones dirigidos a una zona industrial. Según precisó, los restos de los aparatos derribados impactaron en dos sectores de la refinería operada por Lukoil-Nizhegorodnefteorgsintez, lo que generó focos de incendio que luego fueron controlados.

El ataque también afectó una central termoeléctrica cercana y causó daños en varios edificios residenciales de la zona, de acuerdo con el parte oficial difundido por las autoridades regionales. Equipos de emergencia trabajaron en el lugar para contener las llamas y evaluar el alcance de los destrozos.

En base a información preliminar, no se registraron víctimas como consecuencia del ataque. Las autoridades continúan monitoreando la situación y analizan los daños en una de las infraestructuras energéticas más relevantes del país.

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El ministro de Defensa israelí, Israel Katz, anunció que la fuerza aérea del país atacó la mayor planta petroquímica de Irán en el condado de Assaluyeh, en la provincia sureña de Bushehr.

Declaró que Israel “acaba de atacar con fuerza la mayor planta petroquímica de Irán, ubicada en Assaluyeh”, y añadió que este importante complejo es responsable de aproximadamente el 50% de la producción petroquímica iraní.

El anuncio de Katz se produjo en un comunicado en video tras informes de medios iraníes sobre ataques a instalaciones energéticas en la zona.

La agencia de noticias semioficial iraní Fars informó que se escucharon varias explosiones debido a ataques estadounidenses e israelíes contra complejos petroquímicos.

Los medios iraníes revelaron que la situación está “bajo control” y que aún se están evaluando los daños causados ​​por el ataque.

Este ataque se produjo después de ataques israelíes similares en marzo contra instalaciones petroquímicas, que desencadenaron ataques iraníes contra infraestructura de petróleo y gas en toda la región.

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El CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, calificó como “histórico” el fallo del segundo circuito de la Corte de Apelaciones de Nueva York que eximió a la petrolera de pagar una indemnización multimillonaria y revirtió la sentencia contra la Argentina, al tiempo que destacó la estrategia legal del Gobierno y proyectó un escenario optimista para el sector energético nacional.

Marín explicó que existían “dos juicios” vinculados al reclamo del fondo Burford Capital: uno contra YPF y otro contra la República Argentina. Según detalló, en primera instancia la jueza había fallado “a favor de YPF y en contra de la República con los 16.000 millones de dólares”, pero la Cámara de Apelaciones ratificó que la compañía “no tuvo responsabilidad alguna” en la nacionalización de las acciones de Repsol y, además, revocó la condena contra el Estado.

“El segundo circuito nuevamente ratifica que YPF no tuvo responsabilidad alguna como compañía en la nacionalización”, sostuvo Marín en declaraciones a Splendid AM 990, quien remarcó que el resultado “es muy importante” para la empresa por tratarse de una firma que cotiza en bolsa. “Haber perdido un juicio de esta envergadura podía extinguir a la compañía”, señaló.

El ejecutivo también elogió el desempeño del Gobierno en la defensa judicial y mencionó al presidente Javier Milei y a funcionarios del equipo económico y legal. “El trabajo que hicieron fue extraordinario”, afirmó, y agregó que la probabilidad de revertir la sentencia “era menor al 15% según datos estadísticos”. En ese sentido, calificó el fallo como “una de las mejores noticias del año”, ya que “es como sacarse una mochila de 18.000 o 20.000 millones de dólares”.

Respecto del impacto internacional, Marín indicó que la coyuntura global, marcada por conflictos geopolíticos, abre oportunidades para el país. “Lo que más se habló es de la seguridad del suministro. Argentina está en una zona sin conflictos y eso la convierte en un lugar seguro”, explicó tras participar en un encuentro energético en Houston. Según el titular de YPF, la diversificación de proveedores impulsada por Europa y Asia posiciona a la Argentina como un actor competitivo.

“El mundo busca no poner todos los huevos en una misma canasta. Nosotros podemos aprovechar esa oportunidad”, afirmó. En esa línea, sostuvo que el país podría convertirse en uno de los principales exportadores de gas natural licuado. “Vamos a ser el sexto exportador mundial de LNG”, aseguró, y agregó que el interés de bancos y compradores internacionales “va a aumentar”.

Marín también se refirió a la política de precios de los combustibles ante el impacto de la guerra en Medio Oriente. “Tenemos una política de precios honesta y moral”, sostuvo, y explicó que la compañía decidió trasladar al surtidor “solamente el impacto real en los costos”. Según argumentó, un aumento pleno “iba a generar una baja de consumo tan grande que iba a ser peor el remedio que la enfermedad”.

“El objetivo es no especular con los consumidores”, indicó el ejecutivo, quien enfatizó que la relación con los clientes es central para la compañía. “Nos debemos a ellos. Gracias a ellos facturamos 12.000 millones de dólares por año”, expresó.

Consultado sobre la estatización de la empresa impulsada durante el gobierno de Axel Kicillof y Cristina Fernández de Kirchner, Marín sostuvo que la medida “es legal, pero es una violación al derecho de propiedad” y consideró que ese tipo de decisiones desalientan las inversiones. Sin embargo, evitó profundizar en la discusión política y remarcó que su rol es “generar valor para los accionistas”.

En relación con una eventual privatización, el titular de YPF aseguró que no corresponde que opine. “Yo soy un empleado de YPF. Mi trabajo es generar valor”, afirmó, y señaló que cualquier decisión sobre la estructura accionaria “es una discusión del Ejecutivo y del Legislativo”.

Finalmente, Marín destacó que, pese a controversias políticas internas, el interés de los inversores se mantiene. “A mí nadie me pregunta eso. El cambio en Argentina lo consideran extraordinario”, señaló, y concluyó que el proceso de reformas “va a hacer a la Argentina muy próspera en los próximos años”.

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Formosa se consolida como un polo energético renovable tras atraer una inversión privada de 147 millones de dólares destinada a la construcción de seis nuevos parques solares. Esta iniciativa, liderada por la empresa Ambiente y Energía, se suma a proyectos previos como el parque solar de Ingeniero Juárez y el ambicioso desarrollo en Las Lomitas, impulsados por MSU Green Energy.

El gobernador Gildo Insfrán destacó en la apertura de sesiones que la visión política y el respaldo público sentaron las bases para que capitales privados se volcaran hacia sectores estratégicos, como el energético. La inversión de Ambiente y Energía contempla una capacidad total de 170 MW distribuidos en seis localidades, consolidando un ecosistema energético en plena expansión.

Gastón Tzarovsky, presidente y CEO de Ambiente y Energía, explicó que la elección de Formosa se fundamentó en tres pilares: “previsibilidad institucional, estabilidad social y rentabilidad técnica”. Agregó que “Formosa tiene una radiación solar que hace que los proyectos sean sumamente factibles” y destacó la infraestructura de transporte que facilita la inyección eficiente de energía al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Fernando De Vido, presidente de REFSA, resaltó la importancia de la infraestructura eléctrica para estas inversiones: “Formosa cuenta con una Estación Transformadora principal de 500/132 kV con 600 MVA de potencia instalada, 12 estaciones transformadoras distribuidas estratégicamente y más de 557,9 km de líneas de alta tensión (132 kV). Sin esta estructura, ningún parque solar se podría instalar en nuestra provincia”. Además, se suman otros 545 kilómetros de líneas de media tensión.

El proyecto se desarrollará en dos etapas. La primera, con una capacidad de 80 MW y una inversión de 64,5 millones de dólares, abarcará Pirané (25 MW, USD 19,3 millones), Laguna Blanca (30 MW, USD 25,4 millones) e Ibarreta (25 MW, USD 19,8 millones). La segunda fase sumará 90 MW con un aporte similar, distribuidos en Clorinda (50 MW, USD 41,7 millones), Formosa Capital (15 MW, USD 15,7 millones) y General Güemes (25 MW, USD 25,1 millones).

Esta distribución estratégica aprovecha la línea de 132 kV que recorre la Ruta Nacional 81 hacia el oeste, permitiendo inyectar energía en los puntos de mayor consumo diurno, especialmente durante las siestas de verano, cuando la demanda de refrigeración alcanza su pico máximo.

Ambiente y Energía también planea participar en la licitación nacional AlmaSADI, convocada por CAMMESA el próximo 8 de mayo, con el objetivo de incorporar tecnologías innovadoras de almacenamiento energético. El proyecto contempla sistemas de baterías en contenedores junto a subestaciones clave, para almacenar energía en horas de baja demanda y liberarla durante picos, garantizando una fuente más estable y previsible.

En cuanto al impacto socioeconómico, el 65% de la inversión se destinará a equipamiento, como paneles e inversores, y el 35% a obra civil y montaje. Solo en Pirané, se estima la contratación de 280 trabajadores en los momentos de mayor actividad, con un efecto multiplicador de 500 empleos indirectos.

El compromiso de la empresa incluye que el 90% de la mano de obra sea local, con capacitaciones en tecnologías de última generación. Así, Formosa no solo produce energía, sino que también comienza a exportar conocimiento técnico, fortaleciendo su posición como un polo energético del Norte Grande.

Gracias a la red de estaciones transformadoras y la articulación con el gobierno provincial, Formosa ha logrado atraer inversiones por un total de 190 millones de dólares en energías renovables, transformando el potencial solar en un recurso estratégico para su desarrollo económico y social.

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La Rioja se posiciona como una de las provincias con mayor participación de energías renovables en su matriz eléctrica, al alcanzar durante 2025 una cobertura del 74,95% de su demanda total, muy por encima del promedio nacional.

Mientras que a nivel país las energías renovables cubren el 40,21% de la demanda eléctrica, en el territorio riojano el aporte del sector resulta significativamente superior, consolidando una matriz energética más limpia y sustentable.

Según datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), la demanda total de energía eléctrica en La Rioja durante 2025 fue de 1.639,01 GWh, mientras que la generación renovable alcanzó los 1.228,5 GWh. De ese total, 739,1 GWh correspondieron a generación eólica (60,2%) y 489,4 GWh a generación solar (39,8%), reflejando un desarrollo equilibrado de ambas tecnologías en la provincia.

Este desempeño se enmarca en un contexto nacional de fuerte crecimiento del sector. De acuerdo con un informe de la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de la Industria Renovable (CEA), durante 2025 la generación renovable alcanzó los 56.799 GWh y cubrió más de 4 de cada 10 MWh consumidos en el país, consolidándose como un pilar estructural de la matriz energética argentina.

La CEA destacó además que sus empresas asociadas —entre ellas Parque Arauco, socio fundador— representaron el 68,8% de la generación eólica y solar a nivel nacional, y subrayó el impacto positivo del sector en el resultado energético del país, particularmente por el desplazamiento de generación térmica basada en combustibles líquidos. Este proceso contribuyó de manera significativa al récord histórico de superávit comercial energético registrado en 2025.

En este escenario, La Rioja se destaca por encima del promedio nacional, con una cobertura renovable de la demanda claramente superior, impulsada por el desarrollo sostenido de proyectos eólicos y solares. El aporte de Parque Arauco reafirma así el rol estratégico de la provincia en la transición energética, el desarrollo territorial y la consolidación de una matriz más limpia, eficiente y sustentable.

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El sindicato petrolero de Santa Cruz, encabezado por Rafael Güenchenen, endureció su postura ante las compañías que operan en la provincia y afirmó que el plazo para concretar las inversiones comprometidas se ha agotado. En este contexto, no descartaron la posibilidad de convocar a un paro general si en breve no se presentan definiciones concretas.

Han transcurrido 120 días desde el inicio de las nuevas concesiones y, según el gremio, el nivel de actividad sigue siendo insuficiente. Aunque en los últimos días algunas empresas como Brez, Roch y CGC incorporaron equipos como unidades de pulling, flush by y un equipo perforador, desde el sindicato consideran que estas acciones son apenas un primer paso que debe acelerarse.

Güenchenen expresó que “con un barril a favor y retenciones cero, la falta de inversión ya no es un problema administrativo, es una decisión empresarial” y advirtió que lo realizado hasta el momento “es apenas un comienzo y no alcanza” para revertir la situación crítica.

El reclamo principal se centra en la falta de ejecución de los compromisos de inversión por más de 1.259 millones de dólares establecidos en la Licitación N° 006/2025, la demora en las 22 perforaciones anuales previstas y la reactivación de más de 4.000 pozos inactivos en distintos yacimientos de la provincia.

Ante esta situación, el sindicato permanece en estado de alerta y movilización, y advirtió que podría implementar medidas de fuerza si no se presentan cronogramas claros. “Si en los próximos días no hay definiciones claras y más equipos en operación, vamos a ir a un paro general y exigir la reversión de las concesiones”, afirmó el dirigente.

Este escenario surge luego de la salida de YPF de varias áreas, lo que provocó una caída en la actividad y generó incertidumbre laboral en el sector. Desde el gremio aseguran haber cumplido con la estabilización de los yacimientos y atribuyen las demoras actuales exclusivamente a decisiones empresariales.

Además, el sindicato sumó un reclamo relacionado con el saneamiento ambiental, destacando que la remediación de pasivos es parte fundamental del proceso productivo y puede generar empleo. Güenchenen concluyó que “el trabajador petrolero sostuvo la actividad en los peores momentos y ya cumplió su parte; ahora es el turno de las empresas”.

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El Gobierno bajó cerca de un 2% el precio del biodiésel destinado para la mezcla obligatoria por ley con el gasoil, para atenuar la suba del combustible por la guerra en Medio Oriente, a través de la Resolución 81/2026 publicada este miércoles en el Boletín Oficial.

Con la actualización, el precio de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil quedó en $1.808.690 por tonelada, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de abril de 2026 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

Anteriormente, el valor alcanzaba 1.842.796, lo que implica que la baja dispuesta es del 1,85%. La decisión gubernamental busca morigerar el impacto de la suba del petróleo, que acumula un alza del 50% desde que Estados Unidos e Israel atacaron Irán.

La disparada del precio internacional del crudo se trasladó directamente a los surtidores en las últimas semanas, lo que generó reclamos de distintos sectores por la suba de los costos que enfrentan para desarrollar sus actividades.

En este sentido, las empresas de colectivos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) anunciaron en las últimas horas la reducción de las frecuencias ante el incremento del gasoil y la ausencia de reconocimiento de ese costo.

La normativa de la Secretaría de Energía determinó que el plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Al mismo tiempo, aclaró que el nuevo precio fijado “es el valor al cual deberán ser llevadas a cabo las operaciones de comercialización en el mercado interno” y explicó que la baja en el valor se da a partir de que “las actuales condiciones del mercado de biodiesel ameritan la determinación de un nuevo precio”.

En los considerandos, se recordó que la secretaría energética está facultada para “determinar la metodología de cálculo de los precios a los cuales deberán llevarse a cabo la adquisición de biocombustibles para el cumplimiento de su mezcla obligatoria con los combustibles fósiles, la cual deberá garantizar una rentabilidad determinada, considerando los costos de elaboración, transporte y el precio para el producto puesto en su planta de producción”.

En el caso del bioetanol, tanto el elaborado a base de caña de azúcar como el elaborado a base de maíz, destinado a su mezcla obligatoria con la nafta, aún no se publicaron nuevos valores para el cuarto mes del año, por lo que todavía rigen los precios fijados en enero.

En el primer mes de 2026, se fijó el precio mínimo de adquisición por litro del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar en $1.000,868. Mientras que para el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, el valor está en $917,323.

Los precios de los biocombustibles son parte de los costos que se reflejan en los surtidores, por lo que cada variación en los mismos puede implicar una modificación de los valores de la venta de nafta y gasoil al público. En esta oportunidad, el precio del gasoil se vería menos presionado en el corto plazo aunque es difícil que baje en medio del alza de los precios energéticos por la guerra en Medio Oriente.

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El presidente de YPF, Horacio Marín, anunció que la compañía pondrá un límite a los aumentos de los combustibles y que el surtidor no reaccionará directamente a las variaciones del barril Brent, en un contexto de incertidumbre por el conflicto en Medio Oriente.

“Decidimos crear un buffer para que el consumo no baje”, sostuvo esta noche en el canal de noticias LN+. Además, señaló que la medida “va a mantener los precios estables durante 45 días”. “Espero que la guerra termine antes y se estabilice antes el precio”, agregó.

El valor de los combustibles se compone de cuatro factores: el precio del barril Brent, el tipo de cambio, el costo de los biocombustibles y la carga impositiva. En ese marco, el titular de la petrolera explicó que el precio al consumidor no seguirá, por el momento, las fluctuaciones del Brent, que se mantiene volátil por la guerra. “Durante este período, desde YPF no trasladaremos a los consumidores el impacto de las nuevas variaciones del Brent”, indicó. “No hay ni precios fijos ni subsidios, ni congelamiento”, aclaró.

En la entrevista, Marín profundizó: “En los últimos días vimos que la demanda empezó a ser elástica, lo que quiere decir que con aumentos de precios cae el consumo. En la Ciudad y otras importantes sigue siendo inelástico, pero nosotros llegamos a toda la Argentina, y se ve baja de consumo. Tenemos que crear un buffer para que no baje y, así, poder pasar este pedido transitorio de la guerra”.

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El Ejecutivo decidió postergar para el 1° de mayo el aumento del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) e Impuesto al Dióxido de Carbono (IDC) previsto para el 1° abril, con el objetivo de contener las subas de los precios en surtidor que vienen escalando desde el recrudecimiento del conflicto en Medio Oriente, que disparó los valores internacionales del petróleo.

La medida se implementó a través del Decreto 217/2026, publicado este miércoles en el Boletín Oficial con la firma del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el ministro de Economía, Luis Caputo.

La normativa vigente establece que el ICL y IDC deben actualizarse de manera trimestral en función de la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) nacional. Pero ya durante todo 2025 y este año el Gobierno autorizó incrementos solo parciales.

Las postergaciones en la actualización de los impuestos a los combustibles que se implementaron durante 2025 implicaron una resignación de ingresos fiscales por un total estimado de u$s2.326 millones, según un informe de la consultora Economía y Energía (EyE).

La tensión geopolítica por la guerra en Medio Oriente llevó a, entre otras cosas, encarecer el precio del petróleo. El barril de Brent superó los u$s100, lo que inevitablemente impacta en la nafta en Argentina, que acumuló un ajuste de 20% en marzo, y su valor ya llegó a los $2.000. Asimismo, registró un aumento de hasta 63,6% en el último año, que casi duplicó a la inflación en su acumulado anual, del 33,1%.

En ese marco, las empresas de colectivos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) informaron que desde este miércoles 1° de abril van a reducir su frecuencia debido al aumento en los precios del combustible, una medida que puede traer grandes complicaciones a los usuarios.

En otra medida, el Gobierno autorizó el viernes a las empresas petroleras a aumentar el porcentaje de bioetanol que llevan las naftas, hasta un máximo del 15%. Hasta el momento, el corte máximo obligatorio era del 12%. Esto, si bien no representa ningún riesgo para el motor y sus componentes, implica un uso menos eficiente, por lo que requiere un mayor consumo de combustible.

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El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la Provincia de Buenos Aires, a través de la Subsecretaría de Energía, avanza con el desarrollo del primer dispositivo undimotriz que aprovecha el movimiento de las olas para generar electricidad. 

En ese sentido, en Pilar, se realizó la primera prueba “en seco” en la Metalúrgica Duroll, con el objetivo de probar la capacidad que tienen el brazo y la boya de soportar peso. El ensayo se realizó con el doble de la carga a soportar una vez instalados para generar energía, es decir 1,5 toneladas (1500 kg).

El sistema se basa en el uso de grandes boyas flotantes que se desplazan verticalmente con el vaivén de las olas y transmiten ese movimiento a una cadena de engranajes que lo convierte en rotación de alta velocidad, capaz de accionar un generador eléctrico. En función del diseño realizado por el equipo de ingeniería de la Universidad Tecnológica Nacional – Regional Buenos Aires, cada unidad podría producir entre 30 y 200 kilovatios de potencia, dependiendo del tamaño de la boya y de las condiciones del oleaje en el lugar donde opere. 

La nueva tecnología undimotriz se montará en la Escollera Norte del Puerto de Mar del Plata, y se trata de un hito para la industria y la ciencia argentina, ya que combina investigación aplicada, transferencia tecnológica y producción local, fortaleciendo el vínculo entre Universidad, Estado y sector privado.

El convenio que se suscribió prevé un financiamiento de USD 138.000 con fondos destinados para la Investigación y el Desarrollo provenientes del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida Renovable (PROINGED), administrado conjuntamente por la Subsecretaría de Energía y el FREBA. Los fondos del PROINGED provienen del agregado tarifario renovable, que los usuarios abonan mensualmente en la factura de electricidad de la Provincia de Buenos Aires. Además, este proyecto cuenta también con el apoyo de la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC) mediante un financiamiento del Fondo de Innovación Tecnológica de Buenos Aires (FITBA).

Desde la Provincia es prioridad impulsar este tipo de proyectos estratégicos para diversificar la matriz energética y promover tecnologías innovadoras de origen nacional. Con esta iniciativa, la Provincia de Buenos Aires avanza en la generación de conocimiento y en el desarrollo de energías limpias, posicionándose como referente en la región en materia de innovación tecnológica y sostenibilidad.

La energía undimotriz es considerada una de las fuentes renovables con mayor potencial a nivel global, especialmente en regiones con fuerte dinámica oceánica como el Atlántico Sur. A diferencia de otras tecnologías renovables, como la solar o la eólica, el movimiento de las olas presenta una mayor previsibilidad, lo que la convierte en una alternativa interesante para diversificar la matriz energética.

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A través del Fondo Fiduciario del Plan de Infraestructura Eléctrica de Alta Tensión, Zonas Aisladas y Zonas a Desarrollar (FOPIATZAD), el Gobierno de Mendoza abre el llamado a licitación pública para la ejecución del proyecto Estación Transformadora (ET) Mendoza Norte 220/132/13,2 kV y Obras Complementarias.

Esta obra estratégica tiene como objetivo fundamental fortalecer el sistema de transporte eléctrico, garantizando la seguridad del suministro para el Gran Mendoza y habilitando el desarrollo de energías renovables en el Norte provincial.

Un salto cualitativo para el sistema eléctrico

Actualmente, la demanda del Gran Mendoza depende del denominado «Anillo Centro», de 132 kV. El crecimiento sostenido del consumo y la falta de inversiones históricas han llevado a este sistema a operar cerca de sus límites críticos, lo que ha generado vulnerabilidades ante contingencias y limitado la conexión de nuevos usuarios.

La nueva ET Mendoza Norte permitirá:

·         Descomprimir el sistema actual: reducir la carga de los tramos más comprometidos (como el vínculo Cruz de Piedra – Villa Nueva).

·         Independencia operativa: disminuir la dependencia crítica de la generación de la Central Térmica Luján de Cuyo.

·         Fomento a las energías limpias: facilitar puntos de inyección al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) para futuros parques solares fotovoltaicos en el secano de Lavalle y Las Heras.

·         Desarrollo territorial: brindar factibilidad eléctrica a emprendimientos en zonas de alta montaña y potenciar el desarrollo productivo en el norte de la provincia.

Detalles técnicos del proyecto

La obra contempla una intervención integral que incluye la apertura de la Línea de Alta Tensión (LAT) 220 kV Cruz de Piedra – San Juan, para conectar la nueva estación al sistema troncal; la construcción de la ET Mendoza Norte (220/132/13,2 kV), que implica una nueva planta equipada con tecnología de última generación en el departamento de Lavalle; la vinculación con la ET Las Heras a través del tendido de una nueva línea aérea de alta tensión de doble terna en 132 kV (11,7 km) y un tramo subterráneo de 850 metros y las adecuaciones en el sistema existente con la modernización de la ET Las Heras, ET San Martín, ET San Esteban y ET Lavalle para integrar la nueva potencia.

Enmarcado en los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la ONU, este proyecto busca garantizar el acceso a una energía asequible, segura y moderna. Al mejorar la infraestructura de transporte, Mendoza no solo resuelve problemas operativos inmediatos, sino que se posiciona estratégicamente para liderar la transición hacia una matriz energética más sustentable.

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La Municipalidad de Guaymallén avanza en una iniciativa pionera de financiamiento sostenible que permitirá generar energía propia, reducir costos y crear nuevas fuentes de ingreso con impacto ambiental positivo: el Parque Solar de Puente de Hierro.

En este sentido, el intendente de Guaymallén, Marcos Calvente, alcanzó un acuerdo con el Banco Supervielle, que actuará como como organizador, estructurador, asesor y colocador del bono, consolidándose como un socio clave para el Municipio en este proceso.

La operación contempla una emisión de hasta $10.000 millones, posicionándose como una de las iniciativas de inversión verde más relevante del año dentro del ecosistema municipal. Para Guaymallén, el departamento con más de 321.000 habitantes, esta emisión representa además un hecho histórico: es la primera vez que el municipio accede al mercado de capitales, incorporando herramientas modernas, transparentes y alineadas con estándares internacionales.

Los fondos obtenidos serán destinados al financiamiento del Parque Solar Puente de Hierro, un proyecto de generación distribuida de energía renovable que contribuirá a la transición energética local, a la reducción de emisiones y a la diversificación de la matriz energética del municipio, en línea con los principios ambientales, sociales y de gobernanza (ESG). Con la generación de este parque solar, el Municipio proyecta inyectar 5,4 MW de potencia al sistema de generación distribuida, equivalente a la energía que consumen los edificios municipales y las 40 mil luminarias del alumbrado público.

En este marco, el intendente Marcos Calvente destacó: “El Parque Solar nos permitirá abastecer toda la energía que ocupa el Municipio, es decir que no solo se trata de dejar de pagar o pagar menos, sino de generar un nuevo ingreso para el municipio en un contexto donde los recursos se están reduciendo y las demandas sociales aumentan. Estamos pensando en nuevas fuentes de financiamiento que sean verdes, sustentables y socialmente responsables, alineadas con los desafíos actuales.”

Financiamiento innovador con impacto ambiental

Para hacer posible esta iniciativa, el Municipio accederá por primera vez al mercado de capitales mediante la emisión de un Bono Social Verde, una herramienta moderna que permitirá financiar el proyecto con estándares internacionales de transparencia y sostenibilidad.

Calvente subrayó la magnitud del proyecto: “Es un proyecto muy ambicioso, con muy pocos antecedentes en la Argentina, y creemos que puede marcar un antes y un después en la forma de financiar obras públicas a nivel municipal. La estimación inicial marca un ahorro cercano a los 300 millones de pesos (en un cálculo preliminar). Queremos acceder al mercado de capitales con herramientas modernas, transparentes y vinculadas a impacto ambiental positivo.”

En este marco, el jefe comunal agregó que la entidad financiera ofreció condiciones inmejorables para el municipio, es decir: la operación no implicará costos para el Municipio, ya que se establecieron comisiones de organización, colocación y underwriting en cero, gastos de mercado bonificados y sin honorarios profesionales.

Supervielle: un aliado estratégico para el desarrollo sostenible

La participación de Banco Supervielle aporta expertise técnico en finanzas sostenibles, conocimiento del territorio y una trayectoria consolidada en el acompañamiento a gobiernos locales. Este vínculo permite garantizar una operación sólida, transparente y alineada con estándares internacionales ESG.

En esa misma línea, desde la entidad destacaron que esta iniciativa refleja el compromiso del Banco con el desarrollo sostenible y el fortalecimiento del financiamiento público subnacional.

Al respecto, “Acompañar esta emisión significa mucho más que estructurar una operación financiera. Es impulsar proyectos que generan impacto ambiental positivo, fortalecen la gestión pública y acercan a los municipios a los estándares internacionales de financiamiento sostenible”, señaló Verónica de los Heros, Gerente de Sustentabilidad de Supervielle.

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Las acciones de la petrolera YPF subieron 30,6% en marzo en Wall Street. La empresa fue beneficiada por el salto del petróleo en medio de la guerra en Medio Oriente, así como también por el fallo a favor de la Argentina en la causa por expropiación.

En medio de una mejora del clima global en donde los principales índices de Wall Street cerraron en alza, los bonos soberanos subieron. En tanto, los ADRs se dispararon hasta 12% este martes 31 de marzo, en el último día del mes y la anteúltima jornada previo a los feriados.

En cuanto a los ADRs, registraron subas de hasta 12,2% de la mano de Banco BBVA, seguido de Grupo Supervielle (+11,7%) y Banco Macro, con el 10,5%.

Otros papeles beneficiados por la escalada del Brent fueron Vista (+30%), Edenor (+16,9%), Transportadora de Gas del Sur (+16,9%) y Pampa Energía (+13,8%). 

A contramano, Corporación América acumuló una caída del 11,3% en el mes;Ternium (-7,6%), Globant (-7,3%) y MercadoLibre (-1,6%).

En paralelo, el S&P Merval avanzó 4,6% a 2.997.780,34 puntos básicos, mientras que medido en dólares se ubicó en 1.994,58 (+3,4%). 

Las acciones que más suben en el panel líder son: Grupo Supervielle (+11,7%), Banco BBVA (+11,2%) y Banco Macro (+10,8%).

Los títulos en dólares operaron con subas de hasta 1,2%, encabezados por el Global 2035, además del Global 2046 y 2041, que avanzaron 1,1%. Así, el riesgo país bajó 20 unidades y cerró en 617 puntos básicos.

Pese a la suba diaria, en marzo la deuda soberana cerró con caídas de hasta 4,6% de la mano del Bonar 2041, seguida del Global 2046 (+4,3%). En ese escenario, el riesgo país cerró marzo con una alza de 65 unidades (+7,9%).

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El barril de crudo brent se disparó 63 % en marzo por la guerra en Irán y el cierre al tráfico marítimo del estrecho de Ormuz.

Ese precio es clave para las petroleras que operan en la Argentina. Se trata de la mayor suba mensual desde que este tipo de crudo se convirtió en referente del mercado europeo, en 1988.

En el transcurso de la ofensiva militar de Estados Unidos e Israel contra Irán, el precio del brent tocó un máximo en 119,5 dólares por barril, el pasado 9 de marzo.

En tanto, el crudo intermedio de Texas, de referencia en Estados Unidos, cerró marzo con un ascenso del 51 %, a 101,38 dólares por barril (frente a los 67 dólares a los que se cotizaba el pasado 27 de febrero).

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Desde este 1° de abril, los clientes de Edesur y Edenor observarán un incremento en sus boletas de electricidad, oficializado por el Gobierno y difundido en el Boletín Oficial.

El ajuste será del 1,98% para Edesur y del 2,04% para Edenor, y alcanzará a usuarios residenciales, comercios, industrias y clubes de barrio, dentro del contexto de la emergencia energética vigente desde diciembre de 2023.

Las subas se basan en las revisiones tarifarias quinquenales y se actualizan de acuerdo con el Índice de Precios Mayoristas (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC).

En el caso de Edesur, que brinda servicio en la zona sur de la Ciudad de Buenos Aires y el sur del conurbano, el ajuste combina estos indicadores con la revisión quinquenal, lo que da como resultado un incremento cercano al 2%.

Por su parte, Edenor, que abastece al noroeste del Gran Buenos Aires y a la zona norte de la Capital Federal, aplicará una suba del 2,04%.

La finalidad es asegurar que los ingresos de las distribuidoras se mantengan estables en términos reales a lo largo de un período tarifario de cinco años.

El aumento impactará tanto en usuarios residenciales con o sin subsidios como en comercios, industrias y en los Clubes de Barrio y de Pueblo inscriptos en el Ministerio de Turismo y Deportes. Esta decisión se suma al reciente incremento en las tarifas de gas, afianzando la política de actualización de precios relativos en los servicios públicos esenciales iniciada en 2023.

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Ali Moshiri, reconocido ejecutivo que lideró la primera gran inversión internacional en Vaca Muerta junto a Chevron e YPF, regresa a Argentina con un nuevo proyecto centrado en los yacimientos convencionales de Santa Cruz. En un contexto donde la atención global está puesta en el shale, él decide enfocarse en los campos maduros de la región patagónica.

Desde Houston, durante la clausura del evento CERAWeek, Moshiri confirmó su asociación con Doris Capurro, ex vicepresidenta de YPF, y la empresa Roch para adquirir tres bloques petroleros convencionales que el año pasado YPF transfirió a la estatal provincial Fomicruz. Las áreas involucradas son Cañadón Yatel, El Guadal – Lomas del Cuy y Cerro Piedra – Cerro Guadal Norte, ubicadas en Santa Cruz.

La compra se realizó a través de “Roch Proyectos”, un consorcio integrado por Roch S.A., Amos Global Energy (propiedad de Moshiri), Luft Energía (de Capurro) y un fondo estadounidense. Actualmente, estos bloques producen alrededor de 6.000 barriles diarios, lo que representa ingresos anuales cercanos a US$ 220 millones según los precios vigentes.

Sin embargo, el plan de Moshiri va mucho más allá de los números actuales. Su meta es desarrollar un portafolio convencional en Argentina que alcance una producción de 50.000 barriles diarios. En diálogo con Clarín, expresó: “Siempre quise volver a la Argentina y Doris me lleva de vuelta”, haciendo referencia a Capurro, quien fue vicepresidenta de Institucionales en YPF durante la gestión de Cristina Kirchner, en la etapa de expropiación a Repsol.

La estrategia operativa estará liderada por Roch y se centrará en la reducción de costos y la aplicación de técnicas de recuperación mejorada. Para que el proyecto sea viable, consideran fundamental que la provincia mantenga o incluso reduzca el régimen de regalías, incentivando así nuevas inversiones.

Doris Capurro sintetizó el enfoque del proyecto: “Estos activos dejaron de ser competitivos bajo esquemas tradicionales y con empresas enfocadas en Vaca Muerta. Nosotros vemos valor donde otros ven declinación: el desafío no es geológico, es operativo”.

Este planteo es especialmente relevante para Santa Cruz, donde YPF concentra sus inversiones en las áreas más rentables de Vaca Muerta, que cuentan con costos de extracción entre 4 y 5 dólares por barril. En contraste, los yacimientos convencionales de la provincia presentan menor productividad y costos hasta diez veces superiores, razón por la cual quedaron fuera del foco inversor. Allí es donde Moshiri identifica una oportunidad para revitalizarlos.

Según su visión: “Un barril es un barril. Cuando entra en el tanque no importa de dónde venga”. Su apuesta consiste en aplicar tecnología avanzada, optimizar las operaciones e implementar inyección de agua para mejorar factores de recuperación históricamente bajos, que oscilan entre el 20% y 30%, con el objetivo de transformar estos activos en operaciones rentables.

Además, Moshiri considera que el actual contexto argentino ofrece una mayor previsibilidad para los inversores privados y posiciona al país como un actor clave en la seguridad energética global. A diferencia del consenso del mercado, su enfoque no está en el shale, sino en las posibilidades del sur del país.

Si este plan logra concretarse, Santa Cruz podría recuperar volumen productivo gracias a áreas que hasta hace poco estaban fuera del radar de los inversores. Así, el ejecutivo que inicialmente apostó por Vaca Muerta ahora busca demostrar que la Patagonia convencional aún tiene un futuro prometedor.

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Phoenix Global Resources anunció su intención de solicitar la incorporación al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con el fin de canalizar una inversión de 6.000 millones de dólares destinada a potenciar la producción en Vaca Muerta. El objetivo principal es alcanzar una producción diaria de 80.000 barriles para 2030.

La empresa, que cuenta con el respaldo del grupo Mercuria Energy y está liderada por Pablo Bizzotto, administra cuatro áreas dentro de Vaca Muerta: dos en Neuquén (Mata Mora Norte y Mata Mora Sur) y dos en Río Negro (Confluencia Sur y Norte). Además, se encuentra en negociaciones con el gobierno neuquino para sumar una quinta concesión en esa provincia.

El proyecto de inversión incluye la perforación de nuevos pozos y la construcción de plantas de tratamiento de crudo, con la conexión a oleoductos estratégicos como Oldeval y VMOS, lo que permitirá mejorar la logística y el transporte del petróleo extraído.

La reciente incorporación de la perforación petrolífera al programa de incentivos por parte del presidente Javier Milei fue un factor decisivo para que Phoenix decidiera avanzar con esta inversión. La compañía destacó la estabilidad y las ventajas económicas que ofrece el RIGI para el desarrollo de sus proyectos.

Phoenix está ampliando la frontera productiva de Vaca Muerta hacia el este, en la provincia de Río Negro, una zona donde hasta ahora se consideraba que la producción rentable no era viable. En el área Confluencia Sur, frente a San Patricio del Chañar pero del lado rionegrino, la empresa ya opera uno de los pozos con mayor productividad de toda la formación.

En octubre del año pasado, se puso en marcha el segundo conjunto de pozos (pad) en esta zona. De los cuatro pozos perforados, el X-3 destaca por aportar aproximadamente 2.700 barriles diarios, posicionándose como uno de los más productivos de Vaca Muerta.

Con estas iniciativas, Phoenix Global Resources busca consolidar su presencia y crecimiento en una de las formaciones de shale más importantes del mundo, aprovechando el marco regulatorio que impulsa grandes inversiones en el sector energético argentino.

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El secretario general del sindicato petrolero de Chubut, Jorge Ávila, confirmó un principio de acuerdo con la operadora Pecom para mantener la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge, con especial foco en la continuidad de Manantiales Behr. Según expresó en FM La Petrolera, este entendimiento trae un “principio de tranquilidad” tras meses de tensiones.

Desde fuentes oficiales de la provincia informaron que Pecom presentó un plan de inversión estimado en 110 millones de dólares, que contempla el despliegue de al menos un equipo de perforación, ya sea mediante AESA u otra empresa. Además, se prevén otros 80 millones de dólares para el desarrollo de Campamento Central, donde se proyecta la apertura de nuevos pozos antes de conectar con plantas de polímeros.

El pasado viernes, PEecom solicitó formalmente al Ministerio de Hidrocarburos la autorización para concretar el traspaso de activos entre YPF y el grupo Pérez Companc, comprometiéndose a oficializar el programa de actividad con los planes de perforación y los montos de inversión detallados.

Sin embargo, en el sector persisten dudas sobre si esta inversión será suficiente para mantener el ritmo productivo que Manantiales Behr había alcanzado. En 2025, YPF había comprometido 175 millones de dólares según la Secretaría de Energía de la Nación, aunque no se ha confirmado el desembolso final.

Ávila también abordó la negociación sobre la prórroga del convenio colectivo 605/10, cuyo vencimiento estaba previsto para el 2 de abril. Enfatizó que el conflicto “está encauzado” y que ya se iniciaron conversaciones para mantener la ultraactividad del acuerdo, vital para proteger los ingresos ante una menor actividad.

El dirigente sindical afirmó: “Vamos a defender cada derecho adquirido”, haciendo referencia a beneficios como horas extras, viáticos y adicionales que forman parte del núcleo del convenio laboral. El trasfondo es la adaptación a un contexto de transición productiva, con menor perforación y un aumento en técnicas de recuperación secundaria y terciaria, lo que afecta la demanda de mano de obra.

La continuidad y futuro de la cuenca del Golfo San Jorge dependen en gran medida de la confirmación de los equipos perforadores. Mientras aumentan las preocupaciones por posibles despidos y la suficiencia de las inversiones, el Gobierno mantiene una postura firme sobre el traspaso de Manantiales Behr, generando incertidumbre entre sostener la actividad actual o apostar por un nuevo ciclo de crecimiento.

En este contexto, se dictó la conciliación obligatoria en el conflicto entre los petroleros de Chubut y Pecom, en respuesta al reclamo gremial que exige que la empresa confirme un plan de inversiones que incluya equipos de perforación, dado que hay alrededor de 300 puestos de trabajo en riesgo, según denunció el sindicato.

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Las naftas ya subieron un 20% en lo que va de marzo, y el precio de la súper ya rompió el techo de los $2000 el litro. El incremento se da en el marco del conflicto en Medio Oriente, que encareció el valor del barril de petróleo. Sin embargo, cuando esta cifra baja, el monto en surtidor continúa aumentando, dado que continúa atrasado respecto a los números que se manejan internacionalmente.

Asimismo, registró un aumento de hasta 63,6% en el último año, que casi duplicó a la inflación en su acumulado anual, del 33,1%.

Según el CEO de YPF, Horacio Marín, “la actualización de precios solo refleja el mayor costo de refinación por la compra de crudo no propio; es un ajuste transitorio y, a nivel internacional, uno de los más bajos: en otros países los incrementos han sido al menos tres veces mayores”.

La dinámica de precios en el surtidor no sólo responde al costo internacional del crudo, sino que depende de la carga impositiva, particularmente los Impuestos a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono, cuya actualización funciona como una herramienta de política fiscal. Para contener la escalada, el Ejecutivo decidió postergar el aumento previsto para abril.

De todos modos, no es la primera vez que el Gobierno toma una decisión como esta para evitar un impacto en el surtidor. La normativa vigente establece que el ICL y el impuesto al CO deben actualizarse de manera trimestral en función de la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) nacional. Pero ya durante todo 2025 y este año el Gobierno autorizó incrementos solo parciales.

En otra medida, el Gobierno autorizó el viernes a las empresas petroleras a aumentar el porcentaje de bioetanol que llevan las naftas, hasta un máximo del 15%. Hasta el momento, el corte máximo obligatorio era del 12%. Esto, si bien no representa ningún riesgo para el motor y sus componentes, implica un uso menos eficiente, por lo que requiere un mayor consumo de combustible.

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El Gobierno nacional autorizó una nueva suba del gas que comenzará a regir a partir el próximo miércoles 1º de abril. Lo hizo a través de las Resoluciones 371 y 372 publicadas este lunes en el Boletín Oficial

La medida alcanza a todas las distribuidoras y se enmarca en el esquema de segmentación y recorte de subsidios energéticos vigente desde enero. Incluye la actualización de los precios del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), un nuevo escalón de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) y el ajuste mensual por inflación.

De esta forma, el cargo fijo mensual más bajo (categoría R1) será de $3.824 en la Ciudad de Buenos Aires y en $4.416 en el conurbano. En los niveles de mayor consumo (R4), los cargos fijos superan los $91.000 mensuales en territorio porteño.

Los nuevos valores se encuadran dentro del modelo de tarifas móviles por temporada que comenzó a aplicar la secretaría de Energía. Por otro lado, el Ente Nacional Regulador del Gas dispuso que las facturas deben reflejar el Precio Anual Uniforme (PAU) para el cálculo de los beneficios sociales.

Esta variable es el valor sobre el cual se aplican los descuentos para los sectores vulnerables dentro del sistema de subsidios vigentes.

Respecto a la implementación del costo del gas, la normativa indica que “el PAU se aplicará a los consumos de gas realizados durante el año 2026 y desde la fecha de entrada en vigencia de los cuadros tarifarios”.

Este valor es independiente de otros costos de abastecimiento, como el gas natural regasificado, que no se consideran para las bonificaciones.

Sobre el sistema de asistencia estatal, las resoluciones aclaran que, tras la creación del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), “las bonificaciones aplicarían exclusivamente sobre el costo promedio ponderado anualizado del precio que resulta del Plan Gas.Ar”.

Esto busca asegurar que los usuarios residenciales vulnerables mantengan el acceso al consumo básico.

Las empresas licenciatarias tienen la obligación de publicar los nuevos cuadros en diarios de gran circulación dentro de los próximos diez días hábiles.

El aumento resultante de la revisión quinquenal se completará a través de 31 aumentos mensuales y consecutivos, según el cronograma definido por el Ministerio de Economía.

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Una embarcación rusa de carga con un envío humanitario de petróleo llegó a Cuba, informó este lunes el Ministerio de Transporte de Rusia.

El petrolero Anatoly Kolodkin entregó unas 100.000 toneladas de crudo a Cuba, según un comunicado recogido por la agencia de noticias TASS. El buque esperaba para descargar ahora mismo en el puerto de Matanzas, añadió el informe, que difundió además Xinhua.

Antes, el diario New York Times informó que la Guardia Costera de Estados Unidos había permitido al tanquero ruso de crudo llegar a Cuba tras meses de bloqueo petrolero contra el país caribeño.

El embargo interrumpió la mayoría de los envíos de combustible hacia La Habana, según se señaló desde el Instituto de Energía de la Universidad de Texas.

La CNN había anunciado la semana pasada que el Anatoly Kolodkin estaba en camino a Cuba con cerca de 730.000 barriles de petróleo. 

Se estima que en caso de llegar a las refinerías cubanas, este crudo ruso podría producir unos 250.000 barriles de diésel, suficientes para cubrir aproximadamente 12,5 días de demanda interna.

Cuba dejó de recibir petróleo de Venezuela, su principal proveedor, tras la captura por parte de Estados Unidos del presidente Nicolás Maduro, y posteriormente también se cortó el suministro de otros países, como México, después de que el Gobierno de Trump amagó con imponer aranceles adicionales a los países que le dieran crudo directa o indirectamente.

La escasez de combustible aumentó los apagones, que son cada vez más prolongados, frente a una infraestructura deteriorada por la falta de mantenimiento e inversiones.

Tan solo en el último mes, la isla sufrió dos apagones totales que dejaron a oscuras a La Habana y otras ciudades.

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Luego del fallo de la Cámara de Apelaciones de Estados Unidos a favor de Argentina en el reclamo de los fondos buitre por la nacionalización de YPF, Axel Kicillof brindó una extensa conferencia de prensa en la que repasó por qué el proceso de estatización durante el gobierno de Cristina Kirchner estuvo bien hecho, aprovechó para cruzar a Javier Milei, quien lo había criticado duramente luego de que se conociera la sentencia, y le dejó una advertencia al Gobierno Nacional.

“No entiende Milei para qué YPF es nacional”, subrayó el gobernador bonaerense, quien, a su vez, expresó que el Presidente “ve sus resultados y lucra con eso, pero defiende a los intereses extranjeros y pone en riesgo a los recursos”.

“Porque es líder en la producción de combustibles y cuando hay una guerra, por ejemplo, o una turbulencia o algún tipo de volatilidad de los precios internacionales de los hidrocarburos, tenemos un instrumento muy poderoso para que eso no se descargue sobre el bolsillo del pueblo. Para eso lo tenemos, para tener una política en torno al precio de los combustibles internos”, puntualizó.

En ese mismo sentido, invitó “a la prudencia a las autoridades”: “Si nosotros insistimos en que tenían razón los demandantes, los fondos buitre, siguen dándole argumentos para apelaciones a quienes estaban demandando. Observarlos darle la razón a quienes querían quedarse con la empresa es riesgoso, además de ser absolutamente contrario al interés de nuestro país”.

“Ahora es total responsabilidad de la administración seguir defendiendo a la Argentina como corresponde si es que aparece una nueva instancia, si es que insisten los demandantes”, agregó.

Kicillof destacó que “si YPF seguía privatizada íbamos a convertirnos en un país sin gas y sin petróleo”

El gobernador hizo un repaso histórico de las últimas décadas, y destacó que “durante los 90 se llevaron adelante una serie de privatizaciones de empresas públicas, algunas de ellas estratégicas para la Argentina”, que fueron “hechas a las apuradas, mal y además con resultados desastrosos, que fueron una calamidad para el país”.

“YPF es un caso más de privatizaciones mal hechas que llevaron al vaciamiento de activos estratégicos de la Argentina. Lo vuelvo a repetir porque hoy estamos frente a un gobierno que pretende de nuevo tanto en la hidrovía, como en la propia AySA, como en las autopistas, como, por supuesto, en YPF, donde planteó Milei lo mismo, que fue reprivatizar YPF, ese era su objetivo”, subrayó.

En esa línea, mostró una reducción en la producción de la empresa cuando estuvo en manos de la española Repsol. “La de petróleo, prácticamente cayó a la mitad. En el caso del gas, hubo un crecimiento inicial y luego un derrumbe del 43% desde el pico. Otro tanto ocurrió con las reservas. Fue un vaciamiento, que desencadenó un problema macroeconómico”, expresó el gobernador.

De esta manera, según explicó, “YPF, empresa líder en gas, petróleo y energía de la Argentina, dedicó sus ganancias y su rentabilidad en las manos privatizadas de Repsol a generar inversiones en otros países y en otros lugares”. “Esto obviamente tuvo como resultado que Argentina, de ser un país de que tenía un superávit comercial energético, tuvo que empezar a importar combustibles”, sintetizó, y añadió que “este desastre condujo a la escasez de divisas”.

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