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Con una estrategia basada en datos y mejora continua, Tecpetrol definió indicadores concretos orientados a la reducción de su huella ambiental en todas sus áreas operativas. Estos lineamientos buscan consolidar prácticas más eficientes, impulsar la innovación en procesos clave y acompañar la evolución de la industria energética hacia modelos de desarrollo más sostenibles.

La compañía estableció metas al 2028 que incluyen una reducción del 5% en la intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y del 10% en la intensidad de extracción de agua, tomando como línea de base el año 2023. “Aunque siempre hemos tenido objetivos como empresa, ahora les asignamos un valor numérico, porque tener un número contra el cual compararnos representa una mejora, y también porque es hacia dónde nos lleva la industria”, definió Andrea Monroy, Environmental Specialist.

Como parte de este enfoque, Tecpetrol fortaleció sus capacidades de medición y gestión ambiental, optimizando la identificación de fuentes de emisión y mejorando la calidad de la información disponible.

El proceso incluyó un exhaustivo relevamiento de fuentes de emisión de las operaciones. Dos consultores externos y más de 40 colaboradores, entre personal operativo y equipos de Seguridad, Ambiente y Salud (SAS), trabajaron durante más de cuatro meses en esta tarea.

Adicionalmente, como parte de la gestión de emisiones, durante 2025 se realizó una campaña de medición de emisiones en 57 instalaciones de la Cuenca Neuquina. Se realizaron vuelos equipados con sensores para la detección de dióxido de carbono y metano, cuyos resultados son un insumo clave para validar la información consolidada en la herramienta de cálculo, así como para fortalecer la gestión de emisiones fugitivas, que corresponden a la liberación no intencionada de gases a la atmósfera debido a la pérdida de hermeticidad en equipos industriales.

Esta evolución permite una toma de decisiones más ágil y precisa, y una implementación más efectiva de iniciativas orientadas a la reducción de la huella de carbono en sus operaciones.

Acciones para reducir emisiones

Algunos de los proyectos que se han implementado son programas de detección y reparación de fugas en Pendare (Colombia) y Reynosa (México); la instalación de bombas electrosumergibles de mayor eficiencia en Ecuador; la incorporación de paneles solares para consumos auxiliares y oficinas en Aguaragüe (Salta) y Neuquén; la recuperación de gas de venteo mediante unidades de recuperación de vapores (VRU); pruebas de optimización de combustibles con menor intensidad de emisiones en bombas del set de fractura y generadores; cambio de flotas vehiculares por híbridas o con mayor eficiencia en Pesquería y Ecuador, entre otras acciones.

En conjunto, estas iniciativas contribuyeron a una reducción del 3,8% en la intensidad de emisiones en 2025 respecto de 2023.

En paralelo, Tecpetrol trabaja en la optimización del uso del agua, promoviendo prácticas de optimización y reducción del consumo, y en el tratamiento y monitoreo de las aguas residuales resultantes de los procesos.

En este sentido, se encuentran en análisis diversos proyectos orientados a la disminución del uso de agua y aumento de la recirculación. Entre las iniciativas que involucran el manejo del suministro, se registró un proyecto de reinyección de las aguas residuales domésticas de los campamentos de los equipos de perforación y workover para recuperación secundaria en Ecuador; y otro de captación de agua de lluvia para utilización en riego y proceso de preparación de concreto, en Colombia.

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Por primera vez, la tecnología Motor de Fondo (MDF) se pudo aplicar para alcanzar una profundidad total de 6579 metros (superando el récord anterior de 5743 metros) con un largo de rama horizontal de 3390 metros.

“Lo logramos porque combinamos el MDF con un set de herramientas complementarias que ampliaron su capacidad técnica y abrieron camino para alcanzar resultados que estaban fuera de todo pronóstico”, explicó Jonathan Ghesla, Drilling Expert.

Para enfrentar este desafío, la compañía articuló experiencias internacionales con un profundo conocimiento del yacimiento, adaptando las mejores prácticas globales a las condiciones específicas de Fortín de Piedra.

El soporte del Real Time Operations Center (RTOC) en Buenos Aires fue clave para la supervisión remota en tiempo real, permitiendo una ejecución más precisa y una toma de decisiones ágil durante toda la operación. “Dirigir la ejecución desde la sala nos permite optimizar muchos procesos y asegura una implementación más precisa. Es una ventaja que tiene Tecpetrol con respecto a otras operadoras de la Cuenca Neuquina”, señaló Iván Griso, Drilling Principal.

Roberto Damián Ron, Drilling Planning Expert, agregó que: “Para encarar los desafíos técnicos tuvimos que realizar muchas reuniones, estimaciones y simulaciones. Nos tomó seis meses tomar cada decisión, pero los resultados fueron realmente buenos”. En ese sentido, la inversión en tecnología que Tecpetrol ha realizado en el último tiempo, el conocimiento de las herramientas del mercado y sus capacidades, así como la visión estratégica a largo plazo también fueron factores esenciales.

El trabajo colaborativo como ventaja competitiva

Más allá de la tecnología, el hito refleja la capacidad organizacional de Tecpetrol para alinear equipos multidisciplinarios en torno a un objetivo común. “El éxito que tuvimos demuestra nuestra capacidad organizacional como compañía y el compromiso con el que asumimos los retos”, destacó Alexis Pagani, Well Design Director.

Jonathan resaltó que lograron el récord en su primer intento. “Cuando lo conseguimos sentí mucho alivio. Es una iniciativa muy difícil en la que otras empresas fallaron, así que obtener estos resultados nos da mucha satisfacción”.

A futuro, el objetivo es continuar optimizando la herramienta que diseñaron para seguir marcando hitos. “Esto no es un punto de llegada, sino más bien de partida. Sentamos una base sólida para enfrentar los desafíos que vengan porque queremos llegar más lejos y desafiar nuevos límites”, concluyó Alexis.

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El Gobierno de la provincia de Buenos Aires aprobó una actualización de los cuadros tarifarios del servicio eléctrico para las distribuidoras Edelap, EDEA, EDEN y EDES, que impactará en las 200 cooperativas eléctricas del interior, incorporando modificaciones en el esquema de subsidios energéticos nacionales y una actualización transitoria de los componentes de distribución.

La medida, publicada en el Boletín Oficial y que comenzará a regir desde el 1° de julio de 2026, convalida el recálculo realizado por el Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (Oceba) a partir de cambios dispuestos por la Secretaría de Energía de la Nación en el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

Según dio a conocer la agencia de noticias DIB, entre las modificaciones, se incorporó el aumento de la bonificación adicional extraordinaria para los usuarios beneficiarios del SEF correspondiente a junio de 2026, que pasó del 10,67% al 11,97% sobre el consumo base subsidiado. Esta corrección obligó a recalcular los cuadros tarifarios vigentes desde el 1° de junio.

Asimismo, la resolución aprobó una nueva actualización transitoria del Valor Agregado de Distribución (VAD), del Sobrecosto por Generación Local (SGL), del Agregado Tarifario (AT) y del Cargo de Transición Tarifaria (CTT), componentes que forman parte de las facturas eléctricas y que comenzarán a aplicarse desde el 1° de julio.

Los aumentos para las tarifas de luz

De acuerdo a la resolución del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, el cargo fijo (haya o no consumo) aumentará en comparación con los valores de mayo en torno al 5% desde julio para la prestadora Edelap, mientras que el cargo variable se ajustará un 2%. Esto es para las tarifas de usuarios residenciales sin subsidio y se suman a los ajustes del mes pasado. En cambio, aquellos que están beneficiados por el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) tendrán un salto menor en la tarifa: el cargo fijo trepará solo 2%

En tanto, si se toman los nuevos valores de una prestadora como Eden (brinda servicio en el norte y centro bonaerense) el ajuste para el cargo fijo sin subsidio será casi del 8%, mientras que el variable será del 2%. Para tarifas subsidiadas, la suba del cargo fijo rondará los 3,5 puntos desde julio.

La normativa, se aclara, mantiene los precios mayoristas de la energía, potencia y transporte definidos por el Gobierno nacional para el período comprendido entre mayo y julio de 2026, así como el esquema de subsidios focalizados establecido por el decreto 943.

El régimen de subsidios contempla una única categoría de beneficiarios residenciales que requieren asistencia estatal para acceder al consumo básico de energía. Los usuarios alcanzados reciben bonificaciones sobre los primeros 300 kilovatios hora mensuales durante los meses de mayor demanda energética y sobre los primeros 150 kilovatios hora en los períodos restantes del año. El consumo que exceda esos límites se factura sin subsidios.

La resolución también ratifica beneficios para clubes de barrio, entidades de bien público y usuarios alcanzados por la tarifa social, además de actualizar los valores aplicables a los usuarios que inyectan energía renovable a la red mediante sistemas de generación distribuida.

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El Instituto Nacional de Prevención Sísmica (Inpres) informó que en la madrugada de este jueves se registraron dos movimientos sísmicos en la región de Vaca Muerta, específicamente cerca de la localidad de Añelo, en la provincia de Neuquén.

El sismo de mayor intensidad ocurrió a las 01:42, con una magnitud de 3,1 y un epicentro ubicado a 102 kilómetros al noroeste de Neuquén. Este evento sísmico se produjo a una profundidad de 10 kilómetros, según detalló el organismo oficial.

Doce minutos después, a las 02:00, se registró un segundo temblor con una magnitud de 2,8, también a 10 kilómetros de profundidad y en cercanías de Añelo, cabecera de la formación hidrocarburífera que ha cobrado relevancia nacional.

Estos movimientos se suman a otro sismo ocurrido la semana pasada cerca de Rincón de los Sauces, con una magnitud de 2,5, evidenciando la actividad sísmica frecuente en la zona, vinculada en parte a la explotación hidrocarburífera.

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La Legislatura de Neuquén dio luz verde al acuerdo entre el gobierno provincial e YPF para el desarrollo de cinco áreas no convencionales en Vaca Muerta, destinadas a abastecer el proyecto Argentina LNG, que prevé la exportación de gas natural licuado (GNL) desde puertos ubicados en la costa atlántica de Río Negro.

La votación se realizó durante una sesión extensa que se extendió hasta la madrugada de este jueves, con una mayoría amplia a favor integrada por bloques como Comunidad, MPN, Avanzar, PRO-NCN y otros aliados al oficialismo. Por su parte, los diputados de Unión por la Patria y del Frente de Izquierda se opusieron a la iniciativa.

Tras la aprobación en general, la Legislatura comenzó a debatir y votar en particular los artículos del proyecto para avanzar en su sanción definitiva.

El acuerdo establece condiciones para el desarrollo de las áreas Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II y Aguada Villanueva. El objetivo principal es aumentar la producción de gas que será transportada hacia la costa de Río Negro para su procesamiento y posterior exportación como GNL a mercados internacionales.

Entre los aspectos clave del convenio se encuentra la estabilidad fiscal por 30 años para las actividades involucradas, un esquema de bandas para la liquidación de regalías, la adhesión de los municipios afectados y mecanismos de resolución de controversias que incluyen arbitraje internacional.

Los legisladores que respaldaron el acuerdo destacaron que esta iniciativa abrirá nuevos mercados para el gas neuquino, generará inversiones, empleo y divisas para Argentina.

El diputado Damián Canuto (PRO-NCN), uno de los miembros informantes, defendió el proyecto como una herramienta para facilitar inversiones de gran escala y monetizar recursos que actualmente no pueden evacuarse por limitaciones en la infraestructura.

Por su parte, Francisco Lepore (Avanzar) afirmó que “el desarrollo del GNL representa un cambio de paradigma para la provincia”, y agregó que “la posibilidad de exportar gas licuado por barco elimina los límites que imponían los gasoductos y posiciona a Neuquén en el mercado global de energía”.

Desde Comunidad y el MPN también valoraron el convenio como una continuidad del proceso iniciado con el desarrollo masivo de Vaca Muerta en la última década, resaltando el potencial para aumentar la producción y las exportaciones energéticas argentinas.

En contraste, los diputados del Frente de Izquierda, Andrés Blanco y Julieta Ocampo, manifestaron su rechazo, cuestionando los beneficios que el acuerdo otorgaría a las empresas y alertando sobre posibles impactos ambientales y económicos negativos.

Un rechazo similar expresó Unión por la Patria, que criticó especialmente la inclusión del proyecto en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y los mecanismos previstos para la exportación.

La diputada Lorena Parrilli fue una de las voces más críticas durante el debate: “Este es un acuerdo desastroso. Se maximiza la renta de las empresas y también dentro de dos años van a dejar de liquidar las divisas acá; se van a llevar los dólares, según dice el RIGI. Es el estatuto legal del colonialismo en este siglo”, sostuvo.

La discusión reflejó las profundas diferencias sobre el impacto económico y político del acuerdo. Mientras el oficialismo lo considera una oportunidad histórica para posicionar a Neuquén en el mercado mundial de gas, la oposición cuestiona las condiciones fiscales y regulatorias que se ofrecen a las compañías.

El proyecto Argentina LNG, liderado por YPF, contempla la instalación de infraestructura para el transporte, licuefacción y exportación de gas natural, lo que permitirá colocar el gas neuquino en mercados internacionales con mayor alcance.

Con la aprobación en general ya concretada, la Legislatura continuará con el análisis particular de cada artículo para convertir el acuerdo en ley y avanzar en la ejecución del proyecto.

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El crecimiento de la inteligencia artificial y de los centros de datos impulsó una nueva carrera tecnológica: recuperar el calor que generan los servidores y transformarlo nuevamente en electricidad. En ese contexto, investigadores de la Universidad de Ciencia y Tecnología de Pohang (POSTECH), en Corea del Sur, desarrollaron un sistema que promete convertir ese calor residual en energía aprovechable mediante materiales abundantes y de bajo costo.

La tecnología se basa en nanotubos huecos de silicio capaces de capturar calor desperdiciado con una eficiencia muy superior a la de las estructuras convencionales. El avance podría abrir la puerta a una nueva generación de sistemas energéticos para centros de datos, vehículos eléctricos e instalaciones industriales.

El problema que busca resolver es cada vez más relevante. Cada consulta realizada a herramientas de inteligencia artificial, cada operación en la nube y cada proceso ejecutado en un centro de datos genera calor. A medida que aumenta la demanda de servicios digitales, también crece la cantidad de energía que termina disipándose en el ambiente sin ser utilizada.

Durante años, la industria intentó recuperar parte de esa energía mediante dispositivos termoeléctricos. Sin embargo, estas soluciones suelen depender de materiales escasos y costosos, como el bismuto y el telurio, cuya disponibilidad está condicionada por cadenas de suministro limitadas. El equipo liderado por el profesor Chang-Ki Baek y el investigador Ki Yeong Kim apostó por una alternativa diferente. En lugar de utilizar nanohilos sólidos de silicio, desarrolló nanotubos huecos capaces de modificar el comportamiento térmico del material a escala nanométrica.

Las pruebas mostraron que esta nueva estructura reduce la conductividad térmica en aproximadamente un 70% respecto de los diseños convencionales. Además, los nanotubos lograron mantener temperaturas hasta un 33% más bajas incluso cuando presentaban la misma superficie que los cables sólidos.

La mejora se explica por un fenómeno conocido como localización de fonones. Los fonones son las vibraciones atómicas responsables de transportar calor dentro de un material. En los nanotubos huecos, esas vibraciones quedan atrapadas en regiones específicas, dificultando la transferencia térmica y favoreciendo la captura de energía.

Uno de los principales atractivos del desarrollo es que utiliza silicio, el mismo material que domina la industria mundial de semiconductores. Esto permite aprovechar procesos de fabricación ya existentes y reduce la dependencia de minerales estratégicos o de difícil acceso.

Los investigadores destacaron que la compatibilidad con la infraestructura actual de producción de chips podría acelerar la llegada de esta tecnología al mercado. Además, ofrecería una cadena de suministro más estable en un contexto global marcado por tensiones geopolíticas y problemas de abastecimiento de materias primas.

Si logra escalarse industrialmente, el sistema podría integrarse en centros de datos, sistemas de almacenamiento energético y fábricas para reutilizar parte del calor que hoy se pierde. En un escenario donde la inteligencia artificial incrementa el consumo energético global, convertir ese desperdicio térmico en electricidad aparece como una de las soluciones más prometedoras para mejorar la eficiencia de la infraestructura digital.

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Después de casi siete años bajo un estricto cepo cambiario, las empresas del sector energético con capitales extranjeros han retomado en 2026 la transferencia de dividendos al exterior. Tres petroleras confirmaron que ya están enviando utilidades a sus casas matrices fuera del país, un movimiento que no ocurría desde septiembre de 2019, cuando se restableció la restricción cambiaria.

Según replicó Infobae, esta reactivación fue posible gracias a la Comunicación “A” 8226 emitida por el Banco Central el 11 de abril de 2025 y vigente desde el 14 de ese mes. La normativa habilita a las entidades financieras a acceder al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC) para girar divisas en concepto de utilidades y dividendos, pero solo para ganancias generadas en ejercicios iniciados a partir del 1° de enero de 2025. El saldo histórico acumulado durante los años del cepo permanece bloqueado.

Datos oficiales del Banco Central revelan que en marzo de 2026 los egresos por utilidades y dividendos sumaron USD 869 millones, de los cuales USD 460 millones correspondieron al sector energético, más de la mitad del total. En abril, el monto total fue de USD 365 millones, con USD 107 millones aportados por esa misma industria. Estas cifras evidencian que el canal para repatriar ganancias ya está en funcionamiento.

Entre las compañías que operan en Argentina y realizan estas transferencias se encuentran multinacionales como TotalEnergies, Chevron y Shell, además de algunas firmas argentinas radicadas en el exterior.

El cepo cambiario fue reinstaurado el 1° de septiembre de 2019 tras la derrota electoral del gobierno anterior. Desde entonces, el Banco Central limitó severamente el giro de utilidades al exterior, lo que impactó en las decisiones de inversión de muchas empresas. Algunas optaron por desacelerar sus planes o reinvertir localmente sus ganancias debido a la imposibilidad de repatriar dividendos.

Con la asunción del gobierno de Javier Milei en diciembre de 2023, comenzó un proceso gradual de desarme del cepo. En abril de 2025 se eliminaron restricciones para personas físicas, pero para las empresas los controles cambiarios permanecieron. El presidente del Banco Central, Santiago Bausili, afirmó en mayo de 2026 que el organismo prioriza “el funcionamiento del comercio exterior” y no la eliminación de las restricciones para personas jurídicas.

Actualmente, las empresas siguen sin poder comprar divisas para atesoramiento, y mantienen restricciones en operaciones financieras con vinculadas o pagos por servicios, además de la vigencia de la “restricción cruzada” que limita la compra de dólares en diferentes mercados durante 90 días.

Asimismo, en mayo de 2025 el Banco Central endureció controles para evitar que las empresas emitieran deuda en dólares a corto plazo con el fin de acceder al MULC, extendiendo de seis a dieciocho meses el plazo mínimo entre emisión y acceso al mercado oficial para pagos de capital.

Más allá del monto movilizado, la reapertura del canal para girar dividendos representa un avance fundamental para la industria energética, especialmente para proyectos de largo plazo en Vaca Muerta, donde la posibilidad de repatriar utilidades es un factor clave para justificar inversiones ante las casas matrices.

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El primer ministro y jefe de la diplomacia de Qatar, Mohamed bin Abdulrahmán al-Zani, informó que el país retomará en pocas semanas su producción habitual de gas natural licuado (GNL), luego de la paralización sufrida por daños en sus plantas durante el reciente conflicto bélico en la región.

El funcionario indicó que, a excepción de la infraestructura directamente afectada, el bombeo se normalizará casi por completo en el corto plazo. QatarEnergy, la empresa estatal, está activamente preparando la reanudación de las operaciones habituales tan pronto como se estabilice la situación en el estrecho de Ormuz, un paso marítimo estratégico para las exportaciones.

“Nuestros equipos llevan movilizados varias semanas”, destacó el primer ministro, subrayando el despliegue técnico y operativo que se mantiene para superar las consecuencias del ataque con drones a la megaestructura de licuefacción de Ras Laffan, ocurrido apenas cuatro días después del inicio del conflicto.

Como consecuencia del ataque, QatarEnergy activó la cláusula de “fuerza mayor” para liberarse de responsabilidades contractuales y anticipó retrasos en el proyecto para expandir el yacimiento North Field, cuyo objetivo es aumentar la capacidad de producción anual de 77 a 126 millones de toneladas para 2027.

En el contexto de las tensiones regionales, Qatar ha actuado como mediador clave en las negociaciones entre Washington y Teherán, junto a Pakistán. Tras la firma de un memorando de entendimiento para poner fin a las hostilidades, el país ha comenzado a preparar sus buques metaneros para reanudar las exportaciones.

El primer ministro prevé que la circulación comercial por el estrecho de Ormuz se restablezca paulatinamente en las próximas semanas, aunque aclaró que QatarEnergy mantendrá la condición de “fuerza mayor” hasta confirmar que las condiciones de seguridad y operativas estén plenamente garantizadas.

Esta medida es fundamental para la administración estadounidense, que busca evitar un desabastecimiento energético global, dado que Qatar es el segundo exportador mundial de GNL. La normalización de estas operaciones es clave para la estabilidad del mercado internacional del gas.

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A tres años de su puesta en marcha, un nuevo informe elaborado por la Fundación Encuentro sobre el Gasoducto Perito Moreno (ex Presidente Néstor Kirchner) reveló que por cada dólar invertido, la Argentina ahorró casi cuatro en divisas.

De acuerdo a la publicación, la puesta en marcha de la obra provocó un retorno de 3,97 veces sobre una inversión de USD 2.300 millones, sin IVA y consideró que se trató de “un impuesto que, en toda obra pública, vuelve a las arcas del propio Estado”.

“El Gasoducto Néstor Kirchner es la prueba concreta de un proyecto nacional de largo plazo, planificado y ejecutado con eficacia bajo la conducción del por entonces ministro de Economía, Sergio Massa”, indicó la entidad en un comunicado.

Además, destacó que la iniciativa se construyó en apenas diez meses, precisamente en 302 días, con el 81% de la obra realizada por la industria argentina y la coordinación operativa de Agustín Gerez al frente de Energía Argentina (ENARSA). La obra fue el resultado de una coordinación directa entre Sergio Massa, la secretaria de Energía Flavia Royón y el área ejecutante. Según Fundación Encuentro, el proyecto “sintetiza un modelo de país: el que beneficia tanto al entramado productivo nacional como a las familias argentinas, abaratando los costos energéticos de las industrias y de los hogares“.

Los números que revela el informe son contundentes. En estos tres años, el gasoducto inyectó 17.000 millones de m³ a la red y permitió un ahorro acumulado de USD 9.122 millones en sustitución de importaciones: GNL en barco, gasoil, gas de Bolivia, fueloil y energía comprada a Brasil y Uruguay. Cada rubro es una factura en dólares que el país dejó de pagar.

Este rumbo tuvo reconocimiento dentro y fuera del país. Cuando se proyectaba la obra, fue Sergio Massa quien presentó el plan energético argentino ante las principales petroleras del mundo en el Baker Institute de la Universidad de Rice, en Houston, donde el programa de energía de la institución calificó la estrategia de “meritoria” y “acorde con el potencial de Vaca Muerta“. “Era el respaldo a una idea potente: dotar al país de reglas claras para desarrollar sus recursos como política de Estado, más allá de los gobiernos de turno”, indicó Fundación Encuentro.

“El gasoducto no resolvió por sí solo toda la dependencia: en invierno todavía importamos, porque resta ejecutar la segunda etapa de la obra, que estaba proyectada, pero que frenó el actual gobierno nacional. Pero sí, se dio un paso decisivo hacia la soberanía energética, esa que se mide en lo concreto, la que permite que las familias paguen un precio más justo por la energía, que la calefacción siga siendo un derecho y no un privilegio, y que el trabajo se multiplique”, analizó.

Por último, el gasoducto destrabó el verdadero activo, Vaca Muerta, que hoy sostiene 12.750 puestos de trabajo, sumados a los 48.800 que movilizó la obra. “Por eso el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner es, antes que nada, una demostración de lo que puede la obra pública cuando hay un Estado presente que planifica y ejecuta. En este proyecto hubo decisión política, gestión y eficacia presupuestaria, bajo el liderazgo de Sergio Massa, puestas a producir para el país. Esa es la defensa concreta de los recursos de los argentinos”, remarcó.

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La escasez de gas se incrementa en diferentes puntos de la provincia de Buenos Aires, en medio de la creciente demanda por las bajas temperaturas, llevando a restringir el abastecimiento de Gas Natural Comprimido (GNC) de las estaciones de servicio, y a cortar el suministro a grandes industrias.

El frío se siente con fuerza en el territorio bonaerense y el consumo de gas crece en los hogares, lo que tensiona el sistema y deriva en cortes preventivos sobre los contratos interrumpibles, tanto en las estaciones de servicio como en la industria.

El faltante de GNC viene creciendo en los últimos días y afectando a varias ciudades bonaerenses, como es el caso de La Plata, donde casi no quedan estaciones de servicio que sigan comercializando el combustible.

En la capital provincial hay 46 estaciones de GNC, de las cuales el 90% funciona con contrato interrumpible. De esta manera, cuando la distribuidora Camuzzi ordena cortar el suministro, como en este caso, quedan solo 6 puntos de carga con abastecimiento activo.

En las últimas horas, la restricción se profundizó ya que la distribuidora le solicitó a las estaciones con contrato firme que limiten entre un 30% y 50% el despacho, por lo que dejaron de contar con el volumen que tenían garantizado y venden hasta que se les termina el stock.

La persistencia de las limitaciones que exhibe el sistema de abastecimiento de gas ante el aumento de la demanda a pesar de tener récord de producción, se debe a la limitada capacidad de transporte que dificulta contar con el suministro necesario.

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La Secretaría de Energía autorizó a YPF S.A. a ejecutar las obras de construcción de un nuevo gasoducto en Neuquén, que conectará áreas clave de producción no convencional, atravesando el Complejo Hidroeléctrico Cerros Colorados.

El aval formal del área dependiente del Ministerio de Economía se dio este martes, mediante la Resolución 141/2026 publicada en el Boletín Oficial, luego de que la petrolera estatal haya solicitado la aprobación requerida para dar inicio a la obra.

El proyecto, denominado “Gasoducto PC LAS a Colector 13 ISTMO”, tiene como objetivo vincular las áreas de concesión de explotación no convencional La Angostura I y II con el área de concesión Loma La Lata – Sierra Barrosa.

La traza del gasoducto implica un desafío logístico y técnico, ya que debe realizar el cruce del dique Planicie Banderita y atraviesa el perímetro concesionado al Complejo Hidroeléctrico Cerros Colorados.

Debido a esto, la normativa establece que los trabajos estarán bajo la supervisión de diversas autoridades, incluyendo a la concesionaria Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina S.A. (controlada por Edison Inversiones) y el Organismo Regulador de Seguridad de Presas (ORSEP).

En este sentido, el ORSEP ha emitido recomendaciones específicas debido a que ciertos tramos del gasoducto se ubicarán por debajo de los niveles máximos, tanto normales como extraordinarios, del embalse Mari Menuco.

La autorización está sujeta a que YPF cumpla estrictamente con la Resolución N° 672/2026 de la Secretaría de Ambiente y Recursos Naturales de Neuquén, que aprobó el Informe Ambiental del proyecto bajo una serie de obligaciones operativas. Entre ellas se destacan:

• La instalación de válvulas de corte de seguridad en los cruces bajo cuerpos de agua.
• La acreditación de un seguro ambiental con cobertura suficiente.
• El cumplimiento de un cronograma de saneamiento para el incidente ambiental denominado LLL-401 en el yacimiento Loma La Lata, pendiente desde 2020.

Sobre este último punto, YPF informó que ya ha constituido una caución juratoria a favor de la concesionaria hidroeléctrica para afianzar el pago de posibles indemnizaciones por daños derivados de la obra o de las tareas de recomposición ambiental.

La Autoridad Interjurisdiccional de las Cuencas de los Ríos Limay, Neuquén y Negro (AIC) también intervino en el proceso, manifestando que, si bien la obra no representa una afectación significativa a las normas de manejo de aguas, YPF deberá extremar las medidas de prevención en un área de “alta sensibilidad hídrica”.

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El Gobierno de Bolivia rechazó este lunes las amenazas de una posible toma de una planta hidroeléctrica en el departamento de Cochabamba y advirtió que no permitirá acciones de ese tipo en el marco del conflicto político interno.

El vocero oficial de la Presidencia, José Luis Gálvez, sostuvo que este tipo de amenazas no pueden ser justificadas bajo reclamos políticos o reivindicaciones sociales y remarcó que serán enfrentadas por las fuerzas de seguridad del Estado.

“No podemos seguir soportando amenazas ni comportamientos criminales justificados bajo el manto que quieran política, reivindicación o lo que fuese. Entonces, no será permitido”, afirmó el funcionario, según la agencia ABI.

La advertencia surge luego de declaraciones del expresidente Evo Morales, quien mencionó la posibilidad de ocupar una planta de generación eléctrica en el trópico de Cochabamba ante eventuales cortes de energía.

Desde el Gobierno calificaron esas expresiones como un “acto criminal” y advirtieron que no hay nadie por encima de la ley, por lo que cualquier hecho de este tipo será investigado y sancionado.

Gálvez también aseguró que las fuerzas de seguridad aplicarán medidas en todo el territorio nacional para garantizar el funcionamiento de los servicios esenciales y evitar la toma de infraestructura crítica.

El funcionario agregó que hechos de violencia política han provocado pérdidas humanas y responsabilizó a sectores que, según afirmó, promueven este tipo de acciones, aunque sin brindar mayores precisiones sobre los hechos mencionados.

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Sierra Grande pasó de 51 habilitaciones comerciales e industriales en 2024 a 176 en 2025, más del triple en apenas un año. Y la tendencia se sostiene: a mayo de 2026, ya se suman 89 nuevas habilitaciones, con un ritmo mensual incluso superior al del año pasado. El dato confirma el impacto concreto del VMOS y las inversiones estratégicas: más empresas, más servicios, más empleo y una economía local que empieza a transformarse.

La evolución surge del informe elaborado por la Municipalidad de Sierra Grande, que muestra cómo la localidad comenzó a modificar su estructura económica a partir del avance de los grandes proyectos energéticos y de infraestructura que tienen a la Región Atlántica como protagonista.

En 2024, predominaban el comercio tradicional, los pequeños servicios, la gastronomía, los alojamientos y el transporte urbano. En 2025, con 176 habilitaciones, el crecimiento se amplió hacia comercio general, servicios, transporte, remises, alojamientos turísticos, gastronomía y pymes vinculadas a la construcción.

Pero en 2026, aparece el salto más claro hacia una nueva etapa productiva: además de sostener el crecimiento comercial, comienzan a ganar peso los servicios profesionales, los servicios técnicos especializados, las empresas constructoras, los servicios industriales, la logística y la infraestructura.

El dato más fuerte está en las empresas directamente vinculadas al desarrollo energético. Sierra Grande no registraba ninguna en 2024, sumó 3 en 2025 y ya cuenta con 14 en 2026. Entre ellas aparecen firmas asociadas a obras, servicios, logística, ingeniería e infraestructura vinculadas al oleoducto VMOS.

Este proceso confirma que el VMOS no es solo una obra estratégica para la exportación de energía. También es una plataforma de desarrollo territorial que ya empieza a generar movimiento económico concreto en Sierra Grande: más actividad formal, más demanda de servicios, más empresas instaladas y nuevas oportunidades para trabajadores y proveedores rionegrinos.

El Gobierno Provincial viene sosteniendo que las grandes inversiones tienen que dejar resultados en Río Negro. En Sierra Grande, ese impacto ya se empieza a ver en los números: la economía local se diversifica, crece la actividad privada y la ciudad se posiciona como un punto estratégico de la nueva etapa productiva provincial.

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Más de 32 mil usuarios de Edesur amanecieron sin suministro eléctrico este miércoles como consecuencia de un masivo apagón que afecta a distintos puntos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La interrupción del servicio genera complicaciones tanto en el conurbano bonaerense como en la Ciudad de Buenos Aires, donde se reportan problemas de tránsito, establecimientos educativos sin energía y locales comerciales afectados.

Entre las zonas más perjudicadas se encuentran los partidos de Avellaneda, Lanús, Almirante Brown, Florencio Varela, Berazategui, Ezeiza, Lomas de Zamora y Quilmes. También se registran cortes en barrios porteños como Almagro, Boedo, Flores, La Boca, Recoleta, San Cristóbal, Villa Devoto y Villa Soldati.

Uno de los principales inconvenientes derivados del apagón es la falta de funcionamiento de numerosos semáforos en calles y avenidas de las áreas afectadas. Ante esta situación, las autoridades solicitaron extremar las precauciones al circular, especialmente durante el horario de ingreso a escuelas y lugares de trabajo.

Además, varios establecimientos educativos y comercios quedaron sin energía eléctrica. Algunas instituciones analizaban durante la mañana la posibilidad de suspender las clases debido a las dificultades para desarrollar las actividades con normalidad.

Según informó Edesur, la restitución del servicio podría demorar alrededor de tres horas. De esta manera, la empresa estimó que la mayoría de los usuarios afectados recuperaría el suministro una vez avanzada la mañana.

Minutos después de las 8 de la mañana, la cifra de afectados los cortes de luz alcanzaba los 21.623 hogares. Pasadas las 10 AM, la cifra había descendido a 10.322.

Edesur informó cuándo se restablecerá el servicio

Edesur brindó detalles este martes sobre el corte de luz que afectó, desde la madrugada, a más de 30 mil personas en la zona sur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), especialmente en el partido bonaerense de Avellaneda. “Nuestros equipos técnicos se encuentran trabajando”, afirmaron en un comunicado publicado en redes oficiales.

En este marco, Edesur informó que “esta mañana se produjo una falla en nuestra red que afecta el servicio en la zona de Avellaneda Nuestros equipos técnicos se encuentran trabajando en la zona. El servicio se está restableciendo en etapas. Te pedimos disculpas por las molestias ocasionadas”.

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Estados Unidos suspendió temporalmente por 60 días las sanciones a la venta de petróleo iraní, en cumplimiento de uno de los compromisos clave incluidos en el acuerdo ampliado de alto el fuego.

La exención emitida este lunes llega después de las negociaciones celebradas durante el fin de semana en Suiza entre Estados Unidos e Irán, que el secretario del Tesoro de EE. UU., Scott Bessent, calificó como “conversaciones productivas”, reportó la cadena CNN.

“Irán se ha comprometido a garantizar el tránsito libre y abierto por el estrecho de Ormuz y a permitir el ingreso de inspectores del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) al país”, escribió Bessent en una publicación en X.

“Como parte del marco acordado, el Departamento del Tesoro ha emitido una licencia general temporal de 60 días que autoriza la producción, entrega y venta de petróleo iraní”, agregó.

La exención permite a Irán vender y entregar petróleo sin sanciones hasta las 12:01 a. m. del 21 de agosto a casi cualquier país del mundo.

Esta medida también significa que Estados Unidos puede importar petróleo crudo y otros productos petroquímicos y derivados del petróleo de origen iraní para uso interno.

Las ventas de petróleo y gas de Irán habían sido objeto de fuertes sanciones por parte del gobierno estadounidense desde que el presidente Donald Trump lanzó su campaña de “máxima presión” sobre Teherán, tras la retirada unilateral de Estados Unidos del anterior acuerdo nuclear negociado por la administración Obama.

El levantamiento de las sanciones dará a Irán un enorme impulso financiero mientras continúa negociando con Estados Unidos para recuperar sus aproximadamente 100.000 millones de dólares en activos financieros congelados, dinero que la Casa Blanca asegura que puede garantizar que solo se utilice con fines humanitarios, según CNN.

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La Subsecretaría de Infraestructura y Desarrollo Territorial y el Ministerio de Energía y Ambiente informaron que se prorrogó nuevamente la apertura de sobres con ofertas técnicas y económicas para la construcción de la Estación Transformadora Mendoza Norte y sus obras complementarias. El acto de apertura se realizará el 25 de junio, a las 10, en el Salón Patricias de Casa de Gobierno.

El proyecto tiene como objetivo fortalecer el suministro de energía eléctrica en el Gran Mendoza y potenciar la inyección de energías renovables en el norte provincial. Se trata de una obra clave de infraestructura, que representa un paso decisivo hacia la soberanía energética de Mendoza.

Cabe destacar que las obras serán financiadas a través del Plan Provincial de Infraestructura Eléctrica de Alta Tensión (Fopiatzad) y el Fondo del Resarcimiento, que administra la Subsecretaría de Infraestructura y Desarrollo Territorial.

Actualmente, la demanda eléctrica del Gran Mendoza depende del denominado “Anillo Centro” de 132 kV. Debido al crecimiento sostenido del consumo y a la falta de inversiones históricas, este sistema opera cerca de sus límites críticos, lo que genera vulnerabilidades ante posibles contingencias y limita la conexión de nuevos usuarios.

La puesta en marcha de la nueva estación permitirá descomprimir los tramos más comprometidos, como el vínculo entre Cruz de Piedra y Villa Nueva, y otorgará mayor independencia operativa al reducir la dependencia de la Central Térmica Luján de Cuyo.

Además, esta infraestructura actuará como un motor de desarrollo territorial y ambiental. Facilitará los puntos de inyección al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) para futuros parques solares fotovoltaicos en Lavalle y Las Heras. También brindará factibilidad eléctrica a diversos emprendimientos en zonas de Alta Montaña y potenciará el desarrollo productivo en todo el norte de la provincia.

Detalles técnicos y alcance del proyecto

La obra contempla una intervención integral que comenzará con la apertura de la línea de alta tensión de 220 kV que une Cruz de Piedra con San Juan, lo que permitirá conectar la nueva estación al sistema troncal.

La construcción de la ET Mendoza Norte, en Lavalle, contará con tecnología de última generación y se vinculará con la ET Las Heras mediante un tendido de doble terna de 11,7 kilómetros y un tramo subterráneo de 850 metros.

Además, el proyecto incluye la modernización de las estaciones San Martín, San Esteban y Lavalle, para integrar adecuadamente la nueva potencia al sistema existente.

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El Puerto de San Antonio Este inició esta semana la descarga y acopio de 721 tubos de acero destinados al ducto marino del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), una obra estratégica para exportar petróleo de Vaca Muerta desde la costa rionegrina.

Los caños, fabricados por SIAT/Tenaris y con revestimiento especializado de Socotherm, permanecerán acopiados en un predio de 10 hectáreas dentro del Puerto de San Antonio Este, operado por Patagonia Norte hasta su traslado a Punta Colorada.

Del total de materiales recibidos, 658 tubos cuentan con revestimiento de hormigón, una condición clave para su futura instalación offshore. Esta infraestructura formará parte del sistema submarino que conectará la terminal de Punta Colorada con las monoboyas de exportación ubicadas mar adentro.

La llegada de estos materiales representa un nuevo avance del proyecto Vaca Muerta Oil Sur, una de las obras energéticas más importantes del país y central para el futuro productivo de Río Negro.

El ducto marino permitirá vincular la infraestructura costera con el sistema de carga offshore, desde donde operarán buques de gran porte para la exportación de crudo hacia mercados internacionales.

Este nuevo movimiento portuario consolida el rol estratégico de San Antonio Este y de la Región Atlántica dentro de la nueva etapa energética de la provincia. No se trata solo de una operación logística: es parte de una transformación que genera empleo, movimiento económico y nuevas oportunidades para Río Negro.

Para recibir y acopiar los tubos, se acondicionó una superficie de 10 hectáreas dentro del predio portuario, a cargo de Patagonia Norte.

Cada avance del VMOS confirma que Río Negro está en marcha, con planificación, infraestructura y decisiones que preparan a la provincia para ocupar un lugar central en el mapa energético nacional.

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La provincia del Neuquén logró un aumento sostenido en sus envíos de petróleo y gas hacia mercados internacionales durante el período comprendido entre enero y mayo de 2026, según los datos del INDEC. Esta mejora en los niveles de comercialización exterior consolidó a la jurisdicción como el principal motor económico y energético de la República Argentina.

Los registros estadísticos oficiales indicaron que las ventas globales neuquinas experimentaron una fuerte expansión interanual del 103,5 por ciento. De acuerdo a la comparativa, en términos financieros, el balance significó pasar de operaciones por 1.695 millones de dólares en los primeros cinco meses del año anterior a un total de 3.450 millones de dólares en el ciclo actual.

El gran salto cuantitativo estuvo impulsado casi en su totalidad por el rendimiento de los yacimientos locales. El informe detalló que el 98 por ciento del incremento en las exportaciones de la provincia provino directamente de los resultados que arrojó la actividad hidrocarburífera.

La tracción de la producción provincial tuvo un impacto determinante en las estadísticas a nivel país. Mientras las exportaciones totales de Argentina crecieron un 24,3 por ciento, el rubro específico de combustibles y energía registró un alza del 44,9 por ciento, un dinamismo sectorial que fue explicado en un 91 por ciento por el impulso exclusivo de la producción neuquina en Vaca Muerta.

Como consecuencia del alto volumen de entregas, la participación relativa de Neuquén dentro de la canasta exportadora energética nacional se elevó del 38,3 al 54,7 por ciento. Asimismo, la jurisdicción incrementó fuertemente su peso relativo dentro de la pauta exportadora total del país, logrando ascender del 5,2 al 8,5 por ciento.

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La Secretaría de Energía habilitó la incorporación de dos nuevos parques solares fotovoltaicos al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) ubicados en las provincias de La Rioja y Mendoza. Ambos aportarán en conjunto una potencia de 105,36 megavatios al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

El primer proyecto, denominado “Arauco Solar V”, y ubicado en La Rioja, pertenece a la empresa Parque Eólico Arauco S.A.P.E.M. y cuenta con una capacidad de 79,92 megavatios.

El segundo, llamado “Costa de Araujo” y de la firma AFR Solar S.A., se localiza en el departamento de Lavalle de Mendoza y operará con una potencia de 25,44 megavatios.

La medida se oficializó este martes a través de las Resoluciones 138/2026 y 139/2026 de la Secretaría de Energía, publicadas en el Boletín Oficial.

Respecto al desarrollo en territorio riojano, la planta se conectará en barras de 132 kilovoltios de la Estación Transformadora Arauco II, bajo jurisdicción de la empresa Transnoa S.A..

En el caso del proyecto mendocino, la resolución indica que el parque se vinculará al sistema nacional en barras de 66 kV de la nueva E.T. Costa de Araujo, jurisdicción de la Empresa Distribuidora de Electricidad de Mendoza Sociedad Anónima (Edem S.A.)”.

Previamente, la empresa había solicitado una potencia mayor, pero finalmente se informó el cambio a los 25,44 megavatios autorizados.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) informó que ambas empresas cumplen con los requisitos técnicos exigidos para su administración en el MEM.

Asimismo, las resoluciones instruyen a CAMMESA a que los sobrecostos o penalidades por eventuales indisponibilidades técnicas de estos parques “sean cargadas a la empresa” titular de cada proyecto.

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El Gobierno de la provincia de Buenos Aires aprobó la creación del Programa de Unidades de Almacenamiento de Energía en Baterías, una iniciativa destinada a incorporar sistemas de almacenamiento eléctrico en nodos críticos de la red provincial para mejorar el abastecimiento y reducir los riesgos derivados de las limitaciones del sistema de transporte de energía.

La medida, impulsada por el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, busca fortalecer la confiabilidad del sistema eléctrico bonaerense mediante la instalación de centrales de almacenamiento que permitan acumular energía en períodos de baja demanda y liberarla cuando el consumo aumenta, mientras avanzan las obras de ampliación de la red de transporte.

Según la resolución, la incorporación de estas tecnologías responde tanto al crecimiento de la demanda eléctrica como a la necesidad de brindar soluciones transitorias en zonas donde existen restricciones estructurales del sistema de transmisión.

Suele pasar, en cada verano, que ante la ola de calor y el alto consumo energéticos, existan cortes de luz que complican a familias y comercios. Por eso, también el Gobierno nacional avanza con la estrategia de almacenamiento eléctrico.

El nuevo programa se enmarca dentro de las acciones que la Provincia viene desarrollando para atender déficits de abastecimiento en determinadas regiones. En ese sentido, se prevé que los sistemas de baterías puedan reemplazar progresivamente a los equipos de generación eléctrica distribuida que funcionan con gasoil y que actualmente se utilizan para reforzar el suministro en situaciones críticas.

Financiamiento con fondos del sector eléctrico

La iniciativa será financiada con recursos provenientes del Adicional de Costo de Generación Distribuida (ACGD), un componente tarifario que integra una subcuenta específica del Fondo de Inversiones en Transporte de la Provincia de Buenos Aires (FITBA).

La normativa ya había habilitado recientemente la utilización de esos fondos para la adquisición de sistemas de almacenamiento energético, y ahora establece el marco operativo para su implementación, incluyendo los mecanismos de compra, operación, mantenimiento y reconocimiento de costos.

La resolución encomienda a la empresa estatal Buenos Aires Energía S.A. (BAESA) la realización de las gestiones necesarias para adquirir, instalar, operar y despachar los sistemas de almacenamiento, ya sea de manera directa o a través de terceros.

La localización de los equipos será definida por la Dirección Provincial de Energía, que identificará los puntos donde existan déficits en el sistema de transporte eléctrico y donde las baterías puedan aportar una mejora en las condiciones de abastecimiento.

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En el marco de la 56° Asamblea General de la Organización de los Estados Americanos (OEA) celebrada en Panamá, Jorge Brito, presidente de Genneia y Banco Macro, expuso una visión estratégica que posiciona a Argentina como un actor clave en la nueva agenda mundial de energía e inteligencia artificial.

Durante el foro “Hacia una Agenda de Prosperidad: Posicionando a las Américas para una Nueva Ola de Oportunidades”, que reunió a más de 350 líderes empresariales y gubernamentales, Brito participó en el panel “Energía y Recursos Críticos” y afirmó que “Argentina puede convertirse en un hub global de energía e inteligencia artificial”, sustentado en una combinación de recursos naturales, infraestructura en expansión y un marco normativo que brinda previsibilidad para inversiones a largo plazo.

El empresario destacó la complementariedad del país entre recursos convencionales, no convencionales y renovables, subrayando el valor estratégico de Vaca Muerta, el desarrollo del gas natural licuado (GNL), el potencial eólico de la Patagonia y la radiación solar del Noroeste Argentino. Según Brito, “La combinación de Vaca Muerta, el desarrollo del GNL, el potencial eólico de la Patagonia y la radiación solar del NOA nos coloca en una posición privilegiada para responder a la creciente demanda global de energía”.

El panel abordó también cómo la creciente demanda energética impulsada por la inteligencia artificial abre oportunidades para países con abundantes recursos energéticos competitivos. Brito enfatizó que “hoy la inteligencia artificial demanda gigavatios de energía limpia en todo el mundo. Argentina ya cuenta con más de 6.000 MW de capacidad renovable instalada y algunos de los mejores factores de carga eólicos del planeta. Eso nos convierte en un destino altamente competitivo para la radicación de centros de datos de nueva generación”.

En la misma mesa, que contó con la presencia de ministros de energía y ejecutivos de compañías globales como Exxon y AES, Brito resaltó la importancia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), describiéndolo como “la herramienta jurídica y fiscal que el sector privado necesitaba para viabilizar grandes inversiones”. Este régimen ofrece previsibilidad impositiva, aduanera y cambiaria por 30 años, facilitando proyectos de gran envergadura como plantas de licuefacción de GNL y nuevas líneas de transmisión eléctrica.

Brito también subrayó que la disponibilidad de energía renovable será un factor decisivo para la ubicación de inversiones tecnológicas a nivel global: “Los centros de datos requieren energía abundante, confiable y con baja huella de carbono. Tenemos la oportunidad de aprovechar nuestros recursos para atraer esas inversiones y desarrollar una nueva economía vinculada a la tecnología y el conocimiento”.

La participación de Genneia en este foro reafirmó su compromiso con el diálogo público-privado y con el impulso a una matriz energética eficiente, competitiva y sostenible. Brito concluyó que el desafío para Argentina es transformar su potencial energético en crecimiento económico sostenible y generación de valor agregado: “La Argentina tiene la oportunidad histórica de pasar de ser un exportador de recursos a convertirse en un productor de energía y de industrias asociadas con proyección internacional. La combinación de nuestros recursos energéticos y un entorno cada vez más favorable para la inversión nos permite pensar en un desarrollo de largo plazo con mayor valor agregado”.

El encuentro en Panamá sirvió para analizar las condiciones y perspectivas que pueden convertir a América en un polo estratégico para la inversión energética, infraestructura y tecnología, integrando las visiones de líderes empresariales, autoridades gubernamentales y organismos multilaterales en la antesala de la Asamblea General encabezada por el Secretario General Albert Ramdin.

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El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) autorizó a Energía Argentina S.A. (ENARSA), empresa estatal, a transferir la totalidad de su participación en la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica (CITELEC). La resolución 130/2026 que aprueba esta operación fue publicada el 22 de junio en el Boletín Oficial.

La transacción fue adjudicada a Edison Transmisión y Genneia, quienes adquirieron el 50% del capital social total de CITELEC por un monto de US$356.174.811,78. Esta compra implica la entrada de un nuevo actor privado al control de la red de transporte de energía en alta tensión en Argentina.

CITELEC es la sociedad que controla a Transener S.A. y a la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires (TRANSBA). El paquete accionario adquirido fue comprado a través de Transmisión Eléctrica Sociedad Anónima (TESA), una firma constituida especialmente para esta operación, en la que Edison Transmisión y Genneia participan por partes iguales.

Edison Transmisión pertenece al grupo Edison Holding, mientras que Genneia es una empresa argentina destacada en el sector de generación de energías renovables.

El ENReGE realizó un análisis para determinar si la operación vulnera las restricciones de integración vertical y horizontal establecidas en la Ley N° 24.065. Aunque los compradores poseen activos en generación y distribución, el ente regulador concluyó que no existe una infracción legal, dado que la participación del 50% no les otorga el estatus de accionistas mayoritarios ni el control unilateral, situación que comparten con Pampa Energía.

Además, el organismo enfatizó que el riesgo de abuso de poder de mercado está mitigado por tres ejes regulatorios fundamentales, reforzando el marco de control sobre la operación.

Esta venta se llevó a cabo mediante una licitación pública, en concordancia con las reformas estatales previstas en las Leyes 23.696 y 27.742. La firma de la resolución por parte del directorio del ENReGE marca el cumplimiento de una condición esencial para concretar definitivamente la transacción.

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El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa manifestó su respaldo al proyecto de ley que impulsa el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL), cuya discusión está prevista para la próxima semana en la Legislatura Provincial.

La iniciativa busca implementar una estrategia de expansión comercial en la industria de hidrocarburos a lo largo de la región, con el objetivo de potenciar la producción, abrir nuevos mercados y generar empleo de calidad.

Desde el gremio petrolero resaltaron que este proyecto representa una “oportunidad histórica” para consolidar a Vaca Muerta como un motor clave del desarrollo energético argentino. Además, destacaron el impacto positivo que ya tuvo la transformación productiva en la Cuenca Neuquina durante los últimos años.

Marcelo Rucci, secretario general del Sindicato, señaló: “Gracias a ese esfuerzo, hoy contamos con una industria capaz de competir a nivel mundial y con recursos que pueden convertirse en una herramienta decisiva para el crecimiento económico y social de nuestra provincia y del país”.

El sindicato considera fundamental que la aprobación del proyecto permita asegurar nuevas inversiones, mantener la actividad a largo plazo y aumentar las oportunidades laborales para futuras generaciones. “Nosotros lo vemos bien, porque es ahora o nunca. Será el salto que se necesita para prácticamente duplicar la producción actual, abrir nuevos mercados y generar los recursos necesarios para contribuir al desarrollo de todos los neuquinos como lo venimos haciendo los trabajadores petroleros desde siempre”, afirmó Rucci.

En el contexto del cambio global hacia energías limpias, el gremio enfatizó la importancia de aprovechar el gas natural como una energía de transición que posibilite la creación de empleo e inversiones sostenidas. “Ante el avance de las energías limpias, sacar y comercializar el gas ahora, es darle una oportunidad de trabajo a la gente, en lugar de quede en el subsuelo sin haberlo explotado”, sostuvo el dirigente.

El Sindicato de Petroleros Privados reafirmó su compromiso con todas las iniciativas que fomenten un mayor empleo, una producción creciente y el desarrollo de las comunidades, destacando que el crecimiento de la industria debe traducirse en beneficios concretos para los trabajadores y sus familias, fortaleciendo el arraigo, la capacitación y el progreso social.

“Si avanza la energía limpia, no nos podemos quedar con el gas en el subsuelo”, concluyó Rucci, subrayando la responsabilidad de impulsar cambios en la matriz energética mundial de manera responsable y sostenible.

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Las tarifas eléctricas en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) en el primer año de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) tuvieron un aumento de entre 29% y 34% nominal, aunque empeoró la calidad de una de las distribuidoras del servicio.

Las prestaciones se distribuyen entre las dos grandes distribuidoras: por un lado, la Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte (EDENOR); por el otro, la Empresa Distribuidora de Energía Sur (EDESUR). Ambas empresas registraron aumentos levemente superiores a la inflación del mismo período, ubicada en 29%.

Mientras que EDENOR cumplió con los parámetros regulatorios, en EDESUR el resultado fue distinto: a mayores tarifas, empeoró las condiciones de su servicio, con un deterioro de los indicadores de calidad respecto al semestre anterior y un incumplimiento de los senderos en 23 de 24 partidos y comunas del área de concesión. En síntesis, la segunda distribuidora aplicó una tarifa mayor con un servicio peor.

Los datos corresponden al informe del Instituto Argentino de Estudios Técnicos, Económicos y Sociales (IAETES) sobre las tarifas eléctricas del AMBA, durante el primer período del RQT 2025-2030 (abril de 2025 a mayo de 2026).

Allí, el IAETES toma el servicio técnico del Semestre 58 (marzo-agosto de 2025), el último con información disponible y el primero bajo la RQT, que fija parámetros más exigentes que los del período anterior (RTI 2017–2021), con reducciones de hasta el 50% en frecuencia y duración de cortes para 2029 en los partidos con mayor rezago histórico.

Desglose por distribuidoras 

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) utiliza dos parámetros de medición en el servicio, que son el SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) -mide la frecuencia o cantidad de cortes del servicio- y el SAIDI (System Average Interruption Duration Index) -mide la duración de cada corte.

EDENOR debe cumplir con un SAIFI 2,64 y SAIDI 5,04 horas; EDESUR debe hacer lo mismo con un SAIFI 2,07 y SAIDI 3,81 horas. Resultan más exigentes dado el mayor rezago histórico de calidad de la distribuidora del sur del AMBA.

Los datos demuestran el cumplimiento por parte de EDENOR: la distribuidora del norte operó en el Semestre 58 con un SAIFI 1,45 (45% por debajo del límite) y un SAIDI 3,52 horas (30% por debajo del límite).

El problema surge cuando se desglosan los de EDESUR. La distribuidora operó con un 243% superior de SAIFI (5,04) y 190% de SAIDI (11,06 horas).

“El contraste entre distribuidoras es estructural, no marginal. El primer semestre de la nueva RQT es peor que el último del período anterior. EDESUR no arrancó el quinquenio desde un punto de partida malo para luego mejorar: arrancó desde un punto malo, y empeoró”, señalaron desde IAETES.

Aumento en los usuarios 

El mal desempeño de EDESUR tuvo un impacto en el precio de las tarifas, lógicamente. Y la nueva designación de niveles en los usuarios implementada por la Secretaría de Energía generó mayores inconvenientes.

En mayo de este año, el precio efectivo de la energía para la persona usuaria N2 subió +80,8% (más del triple del IPC del período), el del N3 subió apenas 8,7%, por lo que “tres vecinos del mismo barrio, con el mismo consumo de 298 kWh por mes, vivieron trayectorias radicalmente distintas”.

El hecho de que el subsidio favorezca a quien más consume también presiona sobre los que menos disponen.

Mediante la nueva disposición de categorías, el subsidio equivale a un descuento del costo de la energía de $73,32 por kWh dentro del bloque de los primeros 300 kWh mensuales. Como el descuento es proporcional al consumo, el ahorro total en pesos crece con los kWh, afectando a los hogares que disponen de menos recursos.

“Si el mayor consumo está asociado, en muchos casos, a peores condiciones habitacionales -y no al derroche-, el esquema distribuye el beneficio del subsidio en sentido potencialmente inverso a la necesidad”, explicó el informe.

Las áreas más afectadas 

IAETES precisa cuáles fueron los municipios con mayor impacto durante el Semestre 58. “Se concentra en el segundo y tercer cordón del conurbano bonaerense, en partidos de mayor vulnerabilidad socioeconómica y menor densidad de personas usuarias por kilómetro de red”, detalló.

San Vicente concentra el mayor SAIFI del área de concesión: 22,67 interrupciones promedio por persona usuaria en el semestre – equivalente a un corte cada ocho días – contra un sendero de 2,8.

Por su parte, Cañuelas registra el mayor SAIDI del área: 38,57 horas semestrales (casi seis veces el parámetro regulatorio), en un partido con actividad agroindustrial y cadena de frío que amplifica el impacto económico de cada hora de interrupción.

“La concentración del incumplimiento en zonas de mayor vulnerabilidad no es azarosa. Sugiere un patrón estructural: es consistente con una hipótesis de subinversión histórica en los territorios donde la inversión por kilómetro de red tiene mayor costo relativo y menor visibilidad”, advirtió el informe.

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El Ministerio de Economía informó que mayo fue un mes récord para el sector energético logrando un superávit comercial de u$s1.543 millones, gracias al impulso del petróleo en Vaca Muerta y la fuerte caída de las importaciones de combustibles.

Por su parte, en el quinto mes del año, las exportaciones energéticas crecieron un 167,1% más que en el mismo periodo de 2025. “Más energía, más crecimiento para el país”, celebró en X la cartera que conduce Luis Caputo.

El jueves el INDEC había informado que en el quinto mes del año la balanza comercial trepó a u$s3.504 millones, el valor más alto desde que hay registros. El detalle marca que las exportaciones reunieron un total de u$s9.537 millones. Según la serie desestacionalizada del organismo, las ventas a otros países también se ubicaron en máximos históricos, con una nueva mejora del 0,6% respecto del mes previo.

En términos interanuales, los envíos experimentaron un fuerte aumento del 34,4% (+u$s2.442 millones). Este ascenso fue impulsado por un alza de 18,1% en las cantidades y de 13,9% en los precios.

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La localidad de Añelo, en la provincia del Neuquén, experimenta un crecimiento demográfico sin precedentes impulsado por la actividad petrolera de Vaca Muerta, pero la infraestructura urbana no logra acompañar esta expansión. Entre los censos de 2010 y 2022, la población se incrementó un 142%, superando los 10.000 habitantes y recibiendo cerca de 1.500 nuevos residentes por año.

El intendente Fernando Vanderette advirtió sobre las limitaciones actuales para brindar servicios esenciales y pidió que las familias no se trasladen sin contar con una oferta laboral confirmada, debido a que la capacidad instalada no alcanza para absorber la llegada constante de personas. “La infraestructura actual no alcanza para absorber la llegada constante de nuevos habitantes”, señaló el jefe comunal.

María Delia Porta, investigadora del Estudio de Desarrollo Urbano Territorial del Área de Vaca Muerta, explicó que Añelo ya existía desde fines del siglo XIX, pero que su transformación acelerada comenzó alrededor de 2012 con el auge hidrocarburífero. “Imagínense para un pueblo de unos 6.500 habitantes recibir 1.500 habitantes por año. Lo que eso implica a nivel demanda de infraestructura, demanda de servicios básicos, equipamiento comunitario, salud, educación y vivienda”, detalló.

Este crecimiento no solo impactó en la población, sino también en la extensión física de la ciudad, que se expandió de forma horizontal aumentando la presión sobre redes de gas, saneamiento, calles y equipamientos comunitarios. Según Porta, “la población creció entre censos un 142%. La mancha crece de manera exponencial. No llegamos con la infraestructura”.

Actualmente, Añelo enfrenta un déficit habitacional estimado del 60%, donde predominan los problemas relacionados con la calidad de las viviendas más que la falta de nuevas construcciones. La investigadora indicó que la ciudad aún cuenta con un 50% de parcelas sin construir, lo que representa una oportunidad para completar la trama urbana en lugar de continuar con la expansión horizontal.

Porta subrayó la importancia de desarrollar un plan de ordenamiento territorial para definir el crecimiento urbano, preservar sectores y ubicar nuevas actividades productivas y de servicios. “Empecemos por un plan que ordene el territorio y que genere los acuerdos para entender para dónde y cómo tiene que crecer la ciudad”, señaló. También destacó que este desafío requiere la cooperación de municipio, provincia, Nación y sector privado.

En cuanto a la calidad de vida, la investigadora recordó que Añelo forma parte de un sistema regional donde muchos trabajadores optan por residir en Neuquén capital por su oferta educativa, sanitaria y cultural. Además, señaló que más del 60% de los mayores de 18 años en Añelo no completó la secundaria, lo que genera un desajuste entre la demanda de mano de obra calificada y la oferta laboral disponible.

Porta indicó que gran parte de la población trabaja en sectores vinculados a la industria hidrocarburífera, como gastronomía y hotelería, y consideró razonable el pedido del intendente para que las personas no se muden sin empleo asegurado, dado que “los salarios son altos, pero también el costo de vida es muy alto”.

El futuro desarrollo de Añelo dependerá de la capacidad para ampliar la infraestructura, mejorar la calidad habitacional y planificar el crecimiento urbano con un modelo que permita sostener la expansión económica sin sacrificar la calidad de vida de sus habitantes.

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La Legislatura de Neuquén dio un paso decisivo para el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL) en la provincia al otorgar despacho favorable al proyecto que ratifica el acuerdo con YPF. La iniciativa recibió el respaldo mayoritario en un plenario de las comisiones de Hidrocarburos, Asuntos Constitucionales y Hacienda, quedando lista para su tratamiento en el recinto.

El proyecto, impulsado por el oficialismo provincial, contempla una inversión estimada en 25.000 millones de dólares, con la expectativa de impulsar la producción de gas en la región y generar un impacto positivo en el empleo y la actividad de pequeñas y medianas empresas. Según el diputado Francisco Lepore, uno de los principales defensores, el desarrollo del GNL podría aumentar la producción de gas neuquina en más de un 50% y crear miles de nuevos puestos de trabajo.

En el debate, que se extendió por varias horas, se discutieron aspectos clave como el esquema de regalías para la exportación, los beneficios fiscales otorgados a la inversión y las perspectivas de crecimiento productivo. Lepore explicó que el esquema de regalías variables se aplicará exclusivamente a la exportación de metano y estará vinculado a los precios internacionales del gas, con una expectativa de regalías del 10% para valores cercanos a los 18 dólares por millón de BTU, buscando así mejorar la competitividad global del proyecto.

Desde el oficialismo, el presidente de la comisión de Hidrocarburos, Damián Canuto, destacó que esta iniciativa debe considerarse dentro de un marco destinado a atraer inversiones y generar divisas. Por su parte, Ernesto Novoa subrayó que Neuquén ofrece condiciones de estabilidad y previsibilidad necesarias para desarrollar proyectos de gran escala. El diputado Claudio Domínguez recordó la importancia histórica de Vaca Muerta, señalando que Neuquén concentra la mayor parte de la producción de petróleo y gas del país, y consideró al GNL como una nueva fase de expansión energética.

Sin embargo, la propuesta encontró resistencia en varios sectores opositores. Darío Martínez cuestionó el esquema económico y advirtió sobre la posible reducción de regalías, exigiendo fundamentos técnicos para justificar los cambios respecto a las concesiones actuales. Además, César Gass pidió un análisis técnico más profundo y la convocatoria del presidente de YPF, Horacio Marín, para aclarar dudas. La izquierda también manifestó críticas, con Andrés Blanco rechazando la rapidez del tratamiento parlamentario y los beneficios fiscales concedidos a las empresas.

La votación en comisiones reflejó una marcada división política: los bloques Comunidad, MPN, Avanzar, PRO-NCN, Arriba Neuquén, Fuerza Libertaria, Neuquén Federal y Juntos apoyaron el despacho, mientras que Unión por la Patria, Democracia Neuquén, Juntos por el Cambio-UCR, PTS-FIT-U y FIT-U votaron en contra.

Con el despacho obtenido, el proyecto ahora espera su discusión y aprobación definitiva en el recinto legislativo, con la expectativa de consolidar una inversión millonaria que podría transformar el desarrollo energético y económico de Neuquén.

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El gobierno de Donald Trump anunció el miércoles la recompra de cuatro arrendamientos eólicos marinos en aguas estadounidenses pertenecientes a la empresa Invenergy, en una estrategia destinada a limitar el desarrollo de la energía eólica y priorizar los combustibles fósiles.

Con esta medida, el gasto total en recompras de arrendamientos eólicos marinos alcanza cerca de $2,600 millones. Invenergy, con sede en Chicago, aceptó cancelar sus cuatro arrendamientos, que se encontraban en etapas iniciales, a cambio de un reembolso de $765 millones. La compañía ya había cancelado en noviembre el proyecto Leading Light Wind, frente a la costa de Nueva Jersey, y los otros tres arrendamientos están ubicados frente a las costas de Maine y California.

En lugar de avanzar con la eólica marina, Invenergy destinará esos fondos a proyectos de gas natural y energía geotérmica que prometen una construcción más rápida. Esta decisión refleja el respaldo del gobierno republicano a los combustibles fósiles, en contraposición a la energía eólica marina, que el presidente Trump ha criticado públicamente calificando sus turbinas como “feas”.

El secretario del Interior, Doug Burgum, destacó que “bajo el presidente Trump, las empresas están reorientando la inversión hacia una infraestructura energética fiable y segura, capaz de impulsar nuestra economía y reducir los costos de los servicios públicos” y elogió a Invenergy por invertir en “soluciones energéticas que aportan beneficios reales a los consumidores estadounidenses”.

Sin embargo, desde el sector de la eólica marina, Hillary Bright, directora ejecutiva del grupo Turn Forward, advirtió que estas recompras no equivalen a un intercambio directo por otras fuentes energéticas, ya que los proyectos de gas y geotermia no cubrirán la misma demanda eléctrica en las regiones originalmente beneficiadas por la eólica marina. Según ella, esta sustitución no resolverá los problemas de asequibilidad, confiabilidad ni las posibles brechas de suministro en el Noreste y el Atlántico medio.

Esta decisión se suma a otras recompras anteriores: en marzo, la empresa TotalEnergies recibió casi $1,000 millones para cancelar dos arrendamientos frente a Carolina del Norte y Nueva York, y en abril, Golden State Wind y Bluepoint Wind acordaron terminar sus arrendamientos a cambio de reembolsos de casi $900 millones, condicionados a invertir en combustibles fósiles. En ambos casos, hay investigaciones en curso, con Nueva York liderando una demanda y California examinando el acuerdo de Golden State Wind.

Invenergy es un actor clave en el sector energético de Norteamérica, con una amplia cartera que incluye 14 instalaciones de gas natural en operación y 45 arrendamientos geotérmicos en varios estados del Oeste. La empresa planea utilizar los fondos obtenidos para desarrollar proyectos de gas natural en Indiana, Wisconsin, Iowa, Kansas y Missouri, así como iniciativas geotérmicas en Nevada, Idaho, California, Utah y Nuevo México.

Daniel Runyan, vicepresidente sénior de desarrollo en Invenergy, afirmó que la compañía se enfocará en “proyectos que puedan ejecutarse en plazos comercialmente razonables y satisfacer la demanda de los clientes”, sin descartar un posible regreso a la eólica marina en el futuro.

El proyecto Leading Light Wind, cancelado por Invenergy, estaba diseñado para generar hasta 2.4 gigavatios, suficiente para abastecer a más de un millón de hogares. La empresa justificó su cancelación por dificultades en la cadena de suministro, problemas con proveedores y cambios regulatorios.

En paralelo, el Departamento del Interior apeló una sentencia judicial que anuló varias medidas de la administración Trump destinadas a frenar el desarrollo de energías limpias, incluyendo la exigencia de que Burgum apruebe personalmente todos los proyectos solares y eólicos en tierras y aguas federales.

Además, la cancelación por parte de la administración Trump de una garantía federal de préstamo de $4,900 millones para el Grain Belt Express, una línea de transmisión destinada a transportar electricidad solar y eólica desde el Medio Oeste hacia el Este, no detuvo los planes de Invenergy para continuar con el proyecto.

La gobernadora demócrata de Maine, Janet Mills, calificó las recompras de “legalmente cuestionables” y consideró que representan un “derroche flagrante del dinero de los contribuyentes” y una “decisión miope” que afectará la capacidad del estado para reducir su dependencia de combustibles fósiles costosos.

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La Secretaría de Energía autorizó el pasado viernes el tercer cambio de titularidad del Parque Eólico Olavarría, un proyecto de generación de energía renovable con una potencia nominal de 428,4 megavatios ubicado en el partido bonaerense de Olavarría.

La transferencia fue realizada desde GEAR I S.A. hacia la Empresa Generación Eléctrica Argentina Renovable I S.A. Sucursal Dedicada PEO (GEAR PEO), una entidad que forma parte de la misma estructura societaria. Según fuentes consultadas, esta empresa es una de las proveedoras de energía de Acindar.

El parque eólico se encuentra emplazado en la Estancia La Cartila y fue autorizado inicialmente para ingresar al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en octubre de 2024 bajo la titularidad de Windergy Argentina S.A.

Posteriormente, en febrero de 2025, se concretó la primera cesión de titularidad a GEAR I S.A. Ahora, con esta segunda transferencia, el proyecto pasa a estar bajo la figura de sucursal dedicada dentro de la misma estructura, tal como lo exige el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para separar los activos del proyecto del resto de la empresa.

La Resolución 137/2026, firmada por la secretaria de Energía María Carmen Tettamanti, fue dictada luego de que CAMMESA verificara el 5 de mayo que GEAR PEO cumplió con los requisitos técnicos establecidos en el Anexo 17 de los Procedimientos del MEM.

Con sus 428,4 MW de potencia, el Parque Eólico Olavarría es uno de los proyectos de generación renovable de mayor envergadura en construcción o reciente habilitación dentro de Argentina, consolidando la apuesta por energías limpias en el país.

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Aluar Aluminio Argentino, la única empresa en el país que produce aluminio primario, comenzó la construcción de un nuevo parque solar en Abasto, provincia de Buenos Aires, como parte de su estrategia para ampliar la generación de energía renovable.

El Parque Solar Aluar contará con 44.550 paneles solares distribuidos en un terreno de 55 hectáreas, y una capacidad instalada aproximada de 30 megavatios (MW). Se espera que produzca más de 55.000 MWh anuales, lo que equivaldría al consumo energético promedio de 20.444 hogares.

Este parque estará conectado al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), aportando a la estabilidad y eficiencia del sistema eléctrico local. Además, la iniciativa generará un impacto ambiental positivo al evitar la emisión de 11.040 toneladas de dióxido de carbono por año, contribuyendo a la lucha contra el cambio climático.

El anuncio se realizó en conmemoración del Día Mundial del Medio Ambiente y fue comunicado oficialmente a la Comisión Nacional de Valores (CNV), Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA) y el Mercado Abierto Electrónico (MAE).

Desde Aluar destacaron que este proyecto representa “una nueva inversión de Aluar en la generación de energía renovable, como parte de un programa de acciones estratégicas en materia de innovación tecnológica y cuidado ambiental”.

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Con el eje puesto en la generación de empleo y la formación técnica, la empresa a cargo de la construcción del Parque Solar Fotovoltaico de General Pico, INAR SRL, realizó una charla informativa para dar inicio formal a la búsqueda de trabajadores. El encuentro tuvo como propósito detallar los aspectos técnicos que implicará la primera etapa de este proyecto de 15 MW y comenzar a conformar la bolsa de trabajo para cubrir las tareas requeridas en el terreno.

La jornada convocó a más de 150 postulantes de la comunidad y contó con la participación del equipo técnico de Pampetrol SAPEM, que presentó el proyecto y compartió los ejes fundamentales de la política pública energética impulsada por el Gobierno de La Pampa. En ese marco, esta obra representa una de las iniciativas estratégicas promovidas por la gestión del gobernador Sergio Ziliotto para fortalecer la infraestructura energética provincial, acompañar el crecimiento productivo y generar nuevas oportunidades de desarrollo para las y los pampeanos. Asimismo, referentes de la empresa epecista INAR SRL explicaron las diferentes fases de construcción, los perfiles laborales requeridos y las responsabilidades que asumirá el personal.

Este encuentro responde al fuerte anclaje territorial de la iniciativa, ya que el contrato promueve la formación y el empleo de mano de obra pampeana. Dicho lineamiento estratégico no solo propicia la creación directa de oportunidades laborales, sino que también busca dejar capacidad instalada en la Provincia, formando recursos humanos en el manejo de tecnología de punta y ampliando las posibilidades de inserción laboral futura.

La decisión de avanzar con este tipo de inversiones energéticas forma parte de una visión de largo plazo que entiende a la energía como una herramienta clave para el desarrollo económico, la radicación de empresas y la generación de trabajo genuino. En ese sentido, desde sus primeros pasos, el proyecto genera un impacto positivo en la localidad de General Pico al integrarse estratégicamente al Polo de Desarrollo Productivo y Abastecimiento Energético.

Tanto la fase actual como la segunda, también de 15 MW de potencia y ya en proceso licitatorio, constituyen hitos fundamentales en la diversificación de la matriz energética provincial y garantizarán el suministro necesario para acompañar el crecimiento industrial y la radicación de nuevas inversiones en la región.

Este nuevo Parque Fotovoltaico constituye la materialización de una asociación público-privada entre Pampetrol SAPEM y una Unión Transitoria de Empresas (UTE) que impulsa la soberanía energética y fortalece el desarrollo productivo del norte pampeano. Se trata de un paso más en la estrategia provincial orientada a ampliar la generación de energía renovable, agregar valor en el territorio y avanzar hacia la meta que La Pampa se propuso de alcanzar el 35 % de generación de energía limpia para 2030.

La concreción de este proyecto forma parte de la política energética que impulsa La Pampa para fortalecer el desarrollo productivo, generar empleo y avanzar en la transición hacia una matriz más diversificada y sustentable.

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Vaca Muerta alcanzó un nuevo hito en la producción de gas natural con el pozo RDM 553(h), ubicado en el bloque Rincón del Mangrullo, que registró un volumen diario de 1,3 millones de metros cúbicos. Este logro lo posiciona como el pozo de mayor rendimiento dentro de la ventana de gas seco de la cuenca neuquina.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó la importancia de este resultado para el desarrollo de la producción no convencional. Según sus palabras, “la marca obtenida representa un récord para el área y refleja el avance tecnológico y operativo que viene mostrando la industria en los últimos años”.

El pozo forma parte del proyecto Rincón del Mangrullo, operado por YPF en conjunto con Pampa Energía, quienes participan en partes iguales. Este bloque se ha consolidado como una de las áreas clave para el crecimiento de la producción de gas natural en la provincia de Neuquén.

El crecimiento constante de la demanda energética, sumado a los avances en proyectos de exportación, impulsa la necesidad de sumar mayores volúmenes de gas al sistema. En este contexto, el desempeño del RDM 553(h) se presenta como una señal alentadora para los planes de expansión de la industria.

Además del récord, los resultados evidencian el potencial de desarrollo que aún tiene el sector sur de la cuenca neuquina. Los niveles de productividad superan a los de otros desarrollos actuales, abriendo nuevas oportunidades para aumentar la oferta nacional de gas natural.

Una ventaja estratégica del bloque Rincón del Mangrullo es su proximidad a instalaciones ya operativas, lo que facilita la conexión al sistema de transporte y reduce los tiempos para incorporar nueva producción. Esta cercanía también ayuda a optimizar costos y mejorar la eficiencia operativa.

No obstante, la zona presenta desafíos significativos, como las condiciones climáticas adversas de la meseta patagónica, con fuertes vientos y polvo en suspensión, que demandan un gran esfuerzo logístico y operativo. A pesar de ello, las compañías continúan avanzando con la perforación de nuevos pozos para sostener el crecimiento.

La relevancia de Rincón del Mangrullo va más allá de este récord puntual. El bloque se encuentra en una de las zonas productivas más importantes de Vaca Muerta, caracterizada por recursos gasíferos que combinan gas seco, gas húmedo y pequeñas cantidades de petróleo asociado. Esto lo convierte en un área clave para asegurar el abastecimiento energético y respaldar futuros proyectos de exportación.

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Río Negro fortalece su compromiso con la diversificación de fuentes energéticas mediante el desarrollo del Parque Eólico Cerro Policía, un proyecto que alcanzará una capacidad instalada de 300 megavatios (MW).

Ubicado en la Región Sur de la provincia, este parque eólico se encuentra en la fase final de la evaluación ambiental, un paso fundamental para su concreción y puesta en marcha. Su ejecución promete modificar significativamente el panorama energético local, aportando energía limpia y sostenible.

La iniciativa propone aprovechar el recurso eólico de la zona para incorporar energía renovable al sistema eléctrico nacional. Según la información presentada en el proceso de evaluación, el parque tendría una generación estimada de 1.291.511 MWh anuales y permitiría evitar aproximadamente 739.000 toneladas de CO₂ equivalente por año frente a generación térmica convencional.

El proyecto actualizado también contempla mejoras técnicas orientadas a optimizar caminos, conexión eléctrica y disposición de aerogeneradores, además de reducir impactos asociados a ruidos y sombras, y asegurar distancias de seguridad respecto de receptores cercanos.

Con esta iniciativa, Río Negro busca consolidar su estrategia de energías renovables, contribuyendo a la reducción de emisiones y al impulso de un modelo energético más sustentable que beneficie a la comunidad y al medio ambiente.

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Los precios internacionales del petróleo profundizaron sus caídas este jueves después de que Estados Unidos e Irán firmaran un acuerdo preliminar para terminar la guerra, reabrir el estrecho de Ormuz y avanzar en el levantamiento de las sanciones estadounidenses sobre las exportaciones petroleras iraníes. El mercado leyó esas medidas como una señal de mayor oferta de crudo a nivel global y aceleró las ventas.

Hacia las 06:25 GMT, el West Texas Intermediate (WTI) retrocedía 3,4% y cotizaba a US$74,18 por barril. El Brent del Mar del Norte cedía 3,02% hasta los US$77,15. Pese al retroceso, los valores siguen por encima de los US$70 previos al conflicto y lejos de los más de US$100 que se tocaron en las semanas de máxima tensión.

El acuerdo, firmado por los presidentes de ambos países, fija un plazo de 60 días de negociación para alcanzar un pacto definitivo sobre el programa nuclear iraní. Durante ese período, el memorando prevé una reducción de las reservas de uranio altamente enriquecido de Teherán y el levantamiento de las sanciones que limitaban la comercialización del petróleo iraní. Los mercados interpretaron que millones de barriles adicionales podrían sumarse a la oferta mundial en los próximos meses.

El documento también contempla la reapertura del estrecho de Ormuz. Según lo acordado, Irán volverá a permitir el tránsito sin peajes por esa vía y el tráfico deberá recuperar su capacidad plena en un plazo de 30 días. La expectativa de normalización de los flujos desde el Golfo Pérsico redujo la prima de riesgo geopolítico que había impulsado los precios durante el conflicto.

La tendencia, sin embargo, no fue lineal. El presidente estadounidense Donald Trump afirmó el miércoles que podría retomar los bombardeos si los dirigentes iraníes “no se comportan”, un comentario que generó una recuperación temporal de las cotizaciones antes de que volvieran a bajar. El acuerdo se selló durante una cena con altos representantes de Francia en el Palacio de Versalles, en París.

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La Secretaría de Energía avanzó con el proceso de la convocatoria nacional e internacional AlmaSADI al determinar cuáles de las ofertas presentadas para instalar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica quedaron habilitadas para la siguiente etapa de evaluación.

La licitación recibió 234 propuestas por un total de 8.338 megavatios (MW), una cifra que supera ampliamente la potencia objetivo de 700 MW fijada inicialmente por el Gobierno. De ese total, 42 proyectos corresponden a la provincia de Buenos Aires.

Según los fundamentos de la resolución, los sistemas de almacenamiento permitirán cubrir requerimientos de capacidad durante períodos críticos, brindar reservas de respuesta rápida, contribuir al control de tensión de la red y reducir el riesgo de interrupciones del suministro en zonas vulnerables. Además, funcionarán como una solución transitoria hasta la concreción de nuevas obras de transporte eléctrico de alta tensión.

La convocatoria AlmaSADI fue autorizada en febrero de este año y prevé la contratación de centrales de almacenamiento nuevas, cuyos costos serán incorporados a las transacciones económicas del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) como un servicio de reserva de confiabilidad financiado por la demanda eléctrica.

Propuestas aprobadas en la provincia de Buenos Aires

Tras la apertura de los sobres con la documentación técnica y administrativa realizada el 27 de mayo, CAMMESA llevó adelante el análisis de admisibilidad de las propuestas y remitió un informe de precalificación a la Subsecretaría de Energía Eléctrica. A partir de esa evaluación, la Secretaría resolvió descalificar tres ofertas por incumplimientos considerados insalvables en relación con el pliego de bases y condiciones. Una de ellas la prevista para Pehuajó.

Las restantes propuestas fueron consideradas aptas para continuar en el proceso licitatorio y pasarán a la etapa de apertura de los sobres económicos, donde se conocerán los valores ofertados por los participantes. Entre ellas, según accedió Agencia DIB, figuran los proyectos de las localidades de 25 de Mayo, Pergamino (dos), Bragado (cuatro), Lincoln, Saladillo (tres), Monte (tres), Chascomús (siete), Junín, Salto, Dolores, Necochea, 9 de Julio, Azul y Mar de Ajó (tres).

Desde el Gobierno destacaron que el fuerte interés mostrado por empresas nacionales e internacionales refleja el atractivo del esquema de contratación y la necesidad de fortalecer la infraestructura eléctrica. La potencia ofertada equivale a casi doce veces el objetivo inicial de la licitación, lo que amplía las posibilidades de selección de proyectos para mejorar la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico argentino.

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El Gobierno de Río Negro destacó la finalización de la instalación offshore de cadenas y anclas del VMOS en Punta Colorada, un paso clave para exportar petróleo de Vaca Muerta desde la provincia.

Con el arribo del segundo cargamento y la colocación del equipamiento previsto para esta fase, el proyecto Vaca Muerta Oil Sur completó la semana pasada una nueva etapa de las obras submarinas frente a las costas rionegrinas.

La operación forma parte del sistema de fondeo que permitirá fijar en altamar las monoboyas destinadas a la futura carga de crudo para exportación. Se trata de una infraestructura estratégica que consolida a Punta Colorada como punto de salida de la producción hidrocarburífera hacia los mercados internacionales.

El avance del VMOS no es una obra aislada: forma parte de una transformación productiva que posiciona a Río Negro en un lugar central dentro del futuro energético argentino.

“El futuro ya está frente a las costas de Río Negro”, afirmó el Gobernador Alberto Weretilneck, al destacar el despliegue offshore que se desarrolla frente a Sierra Grande.

En ese sentido, remarcó que “no es una imagen más. Es una señal concreta de la transformación que está viviendo nuestra provincia”.

La fase offshore demanda tecnología de última generación, embarcaciones especializadas y equipos técnicos preparados para instalar las estructuras que permitirán operar el sistema de exportación en altamar. La campaña prevé más de 120 técnicos y especialistas y casi 250 días de trabajo.

El sistema de fondeo es una parte esencial de la futura operación offshore del VMOS. Las cadenas y anclas instaladas permitirán asegurar las estructuras en el lecho marino y garantizar condiciones operativas seguras para la carga de crudo mediante buques de gran porte.

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YPF y Prestige Auto, distribuidor oficial de autos y vans Mercedes-Benz en Argentina, firmaron un acuerdo estratégico para potenciar soluciones en movilidad y transporte que integren tecnología, innovación y experiencia.

El inicio de esta colaboración se concretó en la Refinería YPF de La Plata, donde Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, junto a Daniel Herrero, presidente y CEO de Prestige Auto, compartieron una jornada de visitas y diálogo sobre los desafíos que plantea el futuro del sector.

Este convenio busca impulsar desarrollos conjuntos que mejoren las operaciones de YPF en áreas de alta demanda, como Vaca Muerta, donde la eficiencia y confiabilidad tecnológica resultan esenciales para el desempeño.

En el marco del acuerdo, Prestige Auto incorporará lubricantes YPF Elaion Auro en sus servicios de posventa y utilizará combustibles YPF Infinia para abastecer su flota. Además, la primera carga de combustible de cada Sprinter producida en el Centro Industrial Juan Manuel Fangio se realizará con combustibles YPF.

Asimismo, ambas empresas coordinarán acciones comunicacionales, promoverán iniciativas de movilidad sustentable, aplicarán innovaciones al transporte, brindarán capacitación a estudiantes de escuelas técnicas y desarrollarán actividades vinculadas al automovilismo.

Daniel Herrero destacó que “con YPF compartimos una visión basada en la innovación, el desarrollo tecnológico y la industria nacional. Este trabajo en conjunto nos permitirá generar nuevas oportunidades y seguir acompañando la evolución de la movilidad en Argentina”.

Por su parte, Horacio Marín subrayó que “este acuerdo ratifica la calidad de los productos de YPF y refleja nuestra vocación de seguir ofreciendo soluciones de excelencia para nuestros consumidores”.

Con este nuevo vínculo, YPF y Prestige Auto avanzan en una etapa de colaboración orientada a crear valor para los usuarios y acompañar la transformación del transporte y la movilidad sostenible en el país.

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El magnate indio Gautam Adani, reconocido como el hombre más rico de Asia con una fortuna estimada en USD 89.200 millones según Forbes 2026, avanzó en su ingreso al mercado portuario argentino mediante la compra del 51% de Meridian Transportes Marítimos.

Adani Ports, empresa de origen indio, adquirió la mayoría accionaria de Meridian, compañía argentina que será clave en el primer proyecto nacional de exportación de gas natural licuado (GNL). La operación se encuentra en proceso y se espera su finalización en un plazo aproximado de cuatro meses, con un pago íntegro en efectivo realizado mediante la transferencia de 510.000 acciones ordinarias de Clase A, representando el 51% del capital social de Meridian.

Esta adquisición permitirá al conglomerado liderado por Adani participar en Southern Energy (SESA), el consorcio responsable del megaproyecto de exportación de GNL en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro. Meridian garantizará el suministro de seis embarcaciones durante una década para apoyar la operación.

Los buques, que aún deberán ser adquiridos o construidos, tendrán roles diferenciados: cuatro actuarán como soporte para guiar a los barcos que transporten GNL desde el exterior; uno se destinará al traslado de personas; y otro se enfocará en tareas logísticas.

Según el documento presentado por Adani Ports ante los reguladores bursátiles de India, la transacción no involucra partes relacionadas ni requiere aprobaciones regulatorias adicionales. Además, se informó que el acuerdo de compra se firmó el 15 de mayo de 2026 por Adani Harbour International FZCO (TAHID), una subsidiaria indirecta del grupo indio.

Desde su fundación en 2023, Meridian había estado en búsqueda de un socio internacional que aportara tanto experiencia técnica como respaldo financiero para afrontar proyectos energéticos de gran escala como SESA. La alianza con Adani cumple con esos objetivos y refuerza la capacidad operativa de la empresa.

Como parte del acuerdo, se constituirá una firma conjunta con sede en Emiratos Árabes Unidos que gestionará los servicios náuticos para Southern Energy en Argentina y será propietaria de los seis buques. TAHID venderá un 20% de esta nueva compañía a una filial de Logística y Servicios Marítimos, actuales vendedores de Meridian.

Southern Energy, el consorcio al que pertenecen Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, lidera uno de los dos proyectos de exportación de GNL en Argentina. El plan contempla la operación de dos buques licuadores en la costa de Río Negro desde donde se exportará gas natural licuado a nivel internacional.

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Estados Unidos podría reimponer pronto sanciones al envío de petróleo de Rusia, advirtió este martes el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, en la cumbre del Grupo de los Siete (G7) en Francia, donde los esfuerzos para poner fin al conflicto en Ucrania ocupan un lugar destacado en la agenda.

Al hablar con los reporteros en Évian, una ciudad a orillas del lago de Ginebra, en el este de Francia, Trump subrayó que las restricciones al envío de petróleo de Rusia pueden regresar después de que la apertura del estrecho de Ormuz permita más tránsito de petróleo.

“Estamos en condiciones de hacer eso pronto”, expresó en referencia al acuerdo de paz alcanzado con Irán durante el fin de semana.

En marzo, el Tesoro de Estados Unidos emitió una exención de 30 días que permitía a los países comprar petróleo crudo y productos petroleros rusos que ya estaban cargados en embarcaciones y varados en el mar.

La exención fue extendida más tarde a medida que el conflicto que involucraba a Irán y las interrupciones alrededor del estrecho de Ormuz continuaron presionando los mercados petroleros.

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La llegada de una nueva ola frío volvió a traer problemas para los usuarios de GNC en varias ciudades de la provincia de Buenos Aires. La restricción en la venta de este combustible que se aplica para priorizar el abastecimiento residencial genera largas filas en las pocas estaciones que continúan despachando combustible.

En La Plata, Berisso, Ensenada, Mar del Plata y la región, a raíz de una decisión de Camuzzi se cortó la venta de GNC, algo que busca garantizar el abastecimiento de gas en hogares e industrias durante los días más fríos.

En las últimas horas, se vio principalmente a taxistas y remiseros en largas colas esperando poder cargar en las pocas estaciones que aún tienen combustible en la región capital. Esa postal se repitió en Mar del Plata y Magdalena, por ejemplo, durante todo el fin de semana.

Según informaron desde Camuzzi, la empresa proveedora del recurso, las estaciones de servicio con “contratos interrumpibles” recibieron notificaciones para que suspendan el suministro. Por eso, sólo quedaron una decena de sitios para cargar en La Plata, lo que provocó colas interminables de autos.

Este tipo de determinaciones se han vuelto frecuentes en esta época del año y tienen como principal finalidad asegurar el suficiente volumen de presión para abastecer la red domiciliaria, desde donde por estos días y horas se recurre y mucho a todo el equipamiento de calefacción, que en su mayoría tiene funcionamiento a gas.

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En un movimiento estratégico clave para el sector energético nacional, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, visitó la Gigafactory de Tesla en Texas, Estados Unidos.

El encuentro brindó una oportunidad única para obtener perspectivas de primera mano sobre innovación, infraestructura energética y las principales tendencias globales que están transformando el panorama de la energía y la movilidad.

La visita permitió explorar posibles instancias de colaboración en áreas estratégicas como la infraestructura energética, la movilidad eléctrica y la innovación tecnológica. Tras concluir el recorrido, Marín se mostró sumamente optimista respecto al potencial de esta alianza.

“Hoy dimos un nuevo paso hacia el futuro. Firmamos un primer acuerdo marco con Tesla para explorar distintas unidades de negocios entre ambas compañías. Recorrí la Gigafactory en Texas junto a Michael Snyder, vicepresidente de energía de Tesla y, sinceramente, salí impresionado. Tecnología, innovación y ejecución conviven en una escala difícil de imaginar hasta que uno la ve de cerca”, señaló Marín en las redes sociales.

Los ejes del acuerdo YPF – Tesla: carga rápida y almacenamiento

Como parte fundamental de la visita, YPF y Tesla firmaron una carta de intención con el objetivo de evaluar oportunidades conjuntas. La iniciativa busca combinar la experiencia global de la firma de Elon Musk en soluciones de carga para vehículos eléctricos con la capilaridad y la amplia presencia de la petrolera estatal a nivel nacional.

Los puntos centrales contemplados en la alianza incluyen:

• Red de carga rápida: Desarrollo e instalación de infraestructura de carga de alta velocidad para vehículos eléctricos en puntos estratégicos.
• Almacenamiento de energía: Proyectos vinculados a soluciones de almacenamiento a gran escala y abastecimiento eléctrico.
• Innovación tecnológica: Intercambio de perspectivas e iniciativas de vanguardia aplicadas de manera directa al sector energético.

“En YPF creemos que el futuro de la energía requiere un enfoque integrado que combine infraestructura, tecnología e innovación. Esta visita nos permitió conocer de primera mano el trabajo de vanguardia que realiza Tesla y explorar posibles vías de colaboración con una de las compañías líderes a nivel global en estos campos”, detalló el ejecutivo de la firma argentina.

Con este histórico acercamiento, YPF refuerza su compromiso de impulsar proyectos que contribuyan a modernizar la infraestructura energética del país, acompañando la evolución de las nuevas tecnologías y preparándose para los desafíos que planteará la movilidad en los próximos años.

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La agencia calificadora S&P Global Ratings anunció la mejora en la calificación de la deuda de YPF y otras siete empresas argentinas, en línea con la reciente actualización positiva para la deuda soberana del país.

El pasado viernes 12 de junio, S&P elevó la nota en moneda local y extranjera de las compañías YPF, YPF Luz (su división de energías renovables), Aeropuertos Argentina 2000, EDEMSA, Genneia, Pampa Energía, Telecom y Transportadora de Gas del Sur, pasando de “B-” a “B”. En todos los casos, la perspectiva futura fue calificada como estable.

En su informe, la calificadora destacó que “las perspectivas sobre estas entidades son estables, al igual que la del soberano y reflejan nuestra expectativa de que el Gobierno continuará con su programa de austeridad fiscal mientras el banco central aumenta sus reservas, lo que permitirá mantener el crecimiento económico y reducir la inflación”. Además, señaló que se incorporan “mejores condiciones de transferencia y convertibilidad” para estas empresas.

A pesar de esta mejora, S&P advirtió que “Argentina enfrenta desequilibrios económicos persistentes, y la liquidez externa sigue siendo frágil y vulnerable a shocks adversos”.

Sobre la reciente subida de la calificación soberana, la entidad explicó que esta refleja “la disminución de las vulnerabilidades económicas y la mejora gradual de la liquidez externa, lo que sienta las bases para una recuperación económica continua”. La agencia valoró la austeridad fiscal y otras medidas que han facilitado el acceso del Gobierno a financiamiento voluntario en mercados de capitales y de prestamistas oficiales, imprescindibles para afrontar el servicio de la deuda comercial en moneda extranjera durante 2026 y 2027.

Finalmente, S&P indicó que, aunque prevé posibles tensiones económicas en los próximos 12 a 18 meses, la combinación de superávits fiscales sostenidos y la acumulación de reservas por parte del Banco Central fortalecen el perfil de liquidez del Gobierno.

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Plaza Logística, compañía líder en desarrollo y administración de parques logísticos multi-cliente de calidad Triple A en Argentina, compensó sus emisiones generadas durante 2025, con el respaldo de Genneia, principal referente en generación de energías renovables en el país. A través de esta iniciativa, se ha concretado, por tercer año consecutivo, la compensación del total de las emisiones de Alcance 1 y 2 derivadas de sus operaciones.

Plaza Logística impulsa una estrategia integral de sustentabilidad que combina la adopción de estándares ambientales desde la etapa de diseño de sus naves logísticas, la gestión de riesgos ambientales y la medición y compensación de emisiones. Este enfoque tiene como objetivo central consolidar la capacidad de adaptación frente a los desafíos del cambio climático.

En este marco, Plaza Logística implementó, con el acompañamiento de Genneia, un esquema de compensación de emisiones de Alcance 1 y 2. En total, la compañía compensó 568 toneladas de CO2 equivalente con un esquema combinado de Créditos de Carbono, certificados bajo el estándar VCS de Verra, para las emisiones de Alcance 1, y Certificados Internacionales de Energía Renovable (I-RECs) para las emisiones de Alcance 2, destinados a cubrir el 100% de la demanda eléctrica de sus operaciones en áreas comunes y oficina central.

Los I-RECs permiten acreditar, de manera trazable y verificable, la generación de energía a partir de fuentes renovables en una cantidad equivalente a la demanda eléctrica de las operaciones, contribuyendo así a reducir las emisiones asociadas al uso de energía.

“La compensación del 100% de nuestras emisiones de Alcance 1 y 2, junto con las iniciativas que impulsamos en materia de acción climática, representa un avance en nuestra estrategia de sustentabilidad. En un contexto de crecimiento de la compañía continuamos integrando prácticas que contribuyan a una operación más eficiente y sostenible”, expresa María Jimena Zibana, Gerente de Sustentabilidad de Plaza Logística.

Por su parte, Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos de Genneia, afirma: “Cada vez más compañías incorporan energías renovables como parte de sus estrategias ambientales y operativas. En Genneia tenemos como objetivo fortalecer una matriz energética más eficiente, que acompañe la evolución hacia modelos productivos competitivos”.

Actualmente, Genneia brinda soluciones sostenibles a más de 100 empresas de diversas industrias, facilitando mecanismos de abastecimiento que reducen el impacto ambiental y promueven un desarrollo industrial responsable.

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Halliburton suscribió un contrato plurianual con Pampa Energía para acompañar la transformación digital de sus operaciones no convencionales en la cuenca de Vaca Muerta. El acuerdo, gestionado por Landmark —la división de software y datos de Halliburton—, está diseñado para respaldar el plan de producción de Pampa hasta 2027, mediante un servicio integral de gestión de datos a nivel empresarial.

Este programa combina varias tecnologías, como la orquestación digital, modelización de yacimientos con alta resolución, optimización logística y gestión de la eficiencia energética. Además, incorpora gobierno de datos, automatización y modelos científicos para acelerar la toma de decisiones y mejorar la coordinación entre los equipos de subsuelo y operaciones.

Tony Antoun, vicepresidente sénior de Landmark, explicó que la colaboración tiene como objetivo “transformar la toma de decisiones y la ejecución, utilizando conexión de datos, ciencia probada e inteligencia artificial para que Pampa avance en su estrategia de crecimiento en la cuenca”. Sin embargo, no se revelaron detalles sobre el monto ni la duración del contrato.

Este acuerdo representa el segundo movimiento de Halliburton en Vaca Muerta en menos de dos meses, tras el contrato exclusivo de completaciones firmado con YPF en abril, que incluyó el despliegue internacional de su flota de fractura eléctrica ZEUS y la plataforma OCTIV Auto Frac.

La cuenca neuquina se mantiene cerca de sus máximos históricos de actividad, con 2.484 etapas de fractura completadas en mayo, un aumento del 6,4% respecto a abril y el segundo mejor registro del año. En los primeros cinco meses de 2026 se acumularon 12.198 punciones, con un 96% en la ventana de petróleo. Halliburton ejecutó 1.303 etapas en mayo, representando el 52,5% de la actividad total, y desde 2016 acumula el 43% de todas las fracturas en la cuenca.

El centro de esta alianza es el bloque Rincón de Aranda, el activo más destacado de shale oil de Pampa en la ventana petrolera, donde se busca alcanzar una producción de 45.000 barriles diarios para 2027. Como etapa intermedia, se proyecta llegar a 28.000 barriles diarios a mediados de 2026, apoyado en la ampliación de la planta de procesamiento temprana. Este bloque promedió 18.200 barriles diarios en el primer trimestre, con 43 pozos en producción, tras iniciar el año anterior con cerca de 900; las últimas declaraciones lo sitúan alrededor de los 27.000 barriles.

La magnitud del plan implica una fuerte apuesta de capital. En marzo, Pampa solicitó adherirse al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) para un desembolso superior a 4.500 millones de dólares, la mayor inversión en un único activo en sus veinte años de historia. Durante 2025, las reservas probadas del bloque crecieron un 352%, y el shale oil pasó a representar el 69% de sus reservas totales.

En un desarrollo de esta escala, el control del costo por pozo y la eficiencia operativa son clave para la rentabilidad, por lo que la plataforma digital se convierte en una herramienta fundamental para sostener la meseta productiva sin aumentar la inversión.

La evacuación del crudo sigue dependiendo de la infraestructura principal de exportación: el Oleoducto Vaca Muerta Sur y el Gasoducto Perito Moreno, que conectan el bloque con los puntos de salida. Con los plazos establecidos —28.000 barriles a mitad de 2026 y 45.000 en 2027—, el contrato con Landmark se presenta como el componente tecnológico esencial dentro del plan que Pampa ya tiene formalizado ante el régimen de incentivos.

En paralelo, la actividad en la región continúa con noticias como la incorporación de un equipo perforador y dos de pulling por parte de CGC en Santa Cruz, tras un encuentro entre el Sindicato Petrolero local y el presidente de la empresa Hugo Eurnekian. Además, una firma de Madryn, Madrynet S.R.L., anunció un cambio de nombre para expandir sus servicios en Vaca Muerta, con planes de abrir sucursales y franquicias en todo el país.

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YPF anunció que a partir del 1° de agosto cualquier persona podrá adquirir acciones de la petrolera directamente desde su aplicación móvil, sin necesidad de contar con una cuenta comitente tradicional. Horacio Marin, presidente de la compañía, explicó que el proceso será sencillo y automático, ya que la cuenta comitente se generará de forma inmediata tras una verificación facial.

El objetivo principal de esta iniciativa es facilitar el acceso al mercado bursátil para el público general, especialmente para quienes no tienen experiencia previa en finanzas. Marin destacó además que esta medida busca reducir las estafas vinculadas a falsas inversiones, brindando mayor seguridad a los usuarios.

Para hacer más accesible la compra de acciones, YPF realizó un split que redujo el valor de la acción de aproximadamente $83,000 a $8,300. Según Marin, esta reducción coloca el precio de la acción en un rango similar al de otras empresas argentinas, facilitando la participación de más personas en el mercado.

La incorporación de esta alternativa digital forma parte de un proceso de transformación tecnológica integral en YPF. Marin resaltó el papel del responsable del desarrollo digital, quien comenzó trabajando en una estación de servicio y hoy lidera YPF Digital, ayudando a cumplir los plazos y a modernizar la empresa.

El presidente detalló que la modernización abarca desde la infraestructura corporativa hasta las estaciones de servicio, con un enfoque en la nueva forma de trabajar tecnológicamente. Destacó los cambios en los pisos del edificio central y en la planta de La Plata, definiendo esta etapa como “una revolución tecnológica” que impulsa a YPF a posicionarse aún más alto.

Además de la digitalización, la empresa ha segmentado sus servicios para adaptarse a distintos perfiles de usuarios. El lanzamiento de las modalidades Refill Plus y Black en estaciones de servicio busca ampliar la oferta y mejorar la experiencia, combinando calidad y eficiencia según explicó Marin.

Por último, el presidente mencionó la colaboración con la Fundación YPF y organismos internacionales para capacitar municipios en proyectos energéticos, como el desarrollo de gas natural licuado en Río Negro. Este conjunto de avances refleja la velocidad y profundidad con que YPF está implementando su transformación tecnológica.

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La petrolera YPF inauguró en Salta su primera estación de servicio bajo el formato low cost, denominada Refiplus, que apuesta a la eficiencia mediante un sistema mixto de autodespacho y atención asistida para optimizar los tiempos de carga. Este nuevo concepto está pensado para facilitar un abastecimiento rápido, simple y eficiente, priorizando la agilidad sin comprometer la calidad del combustible ni el soporte técnico.

Ubicada en la Avenida Hipólito Yrigoyen de la capital salteña, la apertura contó con la presencia del gobernador Gustavo Sáenz y del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín. El modelo Refiplus implementa un esquema operativo flexible que combina islas de atención tradicional con sectores de autodespacho, favoreciendo una circulación continua de vehículos y reduciendo esperas.

En cuanto a la oferta comercial, las tiendas de conveniencia mantienen una propuesta simplificada, ofreciendo solo servicios esenciales y sin espacios gastronómicos para estadías prolongadas. La tecnología juega un papel fundamental, integrándose completamente con la App YPF para facilitar el pago electrónico y la gestión de programas de fidelización, permitiendo a los usuarios “llegar, cargar y continuar el viaje” con mayor rapidez.

Este lanzamiento forma parte de una estrategia global de YPF para modernizar su red comercial, adaptando formatos según el perfil de los consumidores. El plan incluye la reconversión de estaciones existentes hacia el modelo Refiplus, con el objetivo de ampliar la presencia de la marca y garantizar el suministro de combustibles y lubricantes en mercados estratégicos de Argentina.

El origen de esta iniciativa se encuentra en la adquisición y transformación de la red Refinor en el norte del país. Ante el cierre de la refinería regional y el alto riesgo financiero que representaba, YPF tomó el control total de la empresa para preservar el servicio en esas provincias y comenzó un proceso de optimización para mantener la provisión de combustibles.

La llegada de Refiplus se enmarca en una reorganización del área de retail de YPF, que ahora divide su red en tres grandes categorías para atender distintos hábitos y contextos geográficos. En el extremo opuesto del formato rápido se encuentra YPF Black, orientado al segmento premium con una experiencia integral que incluye atención personalizada, espacios de recreación y gastronomía de alta calidad.

El primer establecimiento YPF Black abrió en Nordelta, partido de Tigre, Buenos Aires, y ofrece un diseño exclusivo con áreas de descanso, un menú gourmet desarrollado por el chef Mauro Colagreco y servicios como el YPF Pit Stop para revisiones rápidas. Este formato también incorpora tecnología avanzada y una estrategia de fidelización mediante la app institucional.

Finalmente, el formato YPF Núcleo constituye la base operativa estándar de la compañía, destinada a cubrir la demanda diaria en grandes ciudades, rutas principales y corredores viales, manteniendo la atención tradicional y las tiendas Full con una oferta consolidada.

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Con el financiamiento del Consejo Federal de Inversiones (CFI), Tierra del Fuego participó del Global Energy Show 2026 en Calgary, Canadá, uno de los encuentros de energía más importantes del mundo. En este marco, la empresa provincial Terra Ignis expuso las oportunidades de inversión y el modelo de articulación público-privada que impulsa la provincia para el desarrollo de sus recursos.

La delegación fueguina estuvo integrada por la ministra de Energía, Gabriela Castillo; la secretaria de Hidrocarburos, Julieta Balderramas; el presidente de Terra Ignis Energía, Maximiliano D’Alessio; la gerente Legal e Institucional de la compañía, Verónica Tito; y Facundo Araoz, presidente de Velitec.

Como parte de la agenda oficial, Terra Ignis fue convocada para disertar en el seminario «From Vaca Muerta to Conventional Basins: Unlocking Argentina’s Full Energy Potential» de la Cámara de Comercio Argentino Canadiense. Ante inversores y referentes internacionales, la empresa provincial presentó el modelo de gestión fueguino como un ejemplo de articulación con su socio operador y el sector privado para el desarrollo de la actividad energética.

Al respecto, D’Alessio repasó el proceso por el cual la empresa asumió las concesiones de las áreas Lago Fuego, Los Chorrillos y Tierra del Fuego junto a Velitec, y ratificó el rol de Terra Ignis como articulador de inversiones.

«Presentamos un modelo en el que el Estado y el sector privado trabajan de manera coordinada para transformar los recursos energéticos en desarrollo, empleo e inversión para Tierra del Fuego», destacó.

Los directivos expusieron además las ventajas competitivas de la provincia, destacando los beneficios de la Ley 19.640, los incentivos para nuevos proyectos hidrocarburíferos y el potencial de futuras campañas exploratorias y de desarrollo en la Cuenca Austral.

En el marco de la misión, la delegación desarrolla una intensa agenda que ya sumó más de 15 reuniones bilaterales con empresas internacionales de ingeniería, operación y servicios. Los encuentros buscan presentar las oportunidades de inversión en la provincia, explorar cooperaciones y promover la transferencia tecnológica.

«Tierra del Fuego cuenta con herramientas diferenciales para el desarrollo de nuevos proyectos energéticos y observamos un marcado interés por parte de empresas internacionales en conocer las oportunidades que ofrece la provincia», señaló Verónica Tito.

Entre las compañías interesadas se destacan Thermo Design Engineering (TDE), ALCO Energy Solutions y Chinook, con las que se analizan potenciales oportunidades para futuros desarrollos energéticos locales.

La participación de Terra Ignis forma parte de una misión impulsada por el CFI para promover nuevas inversiones, fortalecer vínculos internacionales y posicionar el potencial energético de Tierra del Fuego ante los principales actores de la industria global.

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El precio del petróleo perfora los US$90 este viernes 12 de junio luego de que el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, anunciará un acuerdo con Irán para poner fin a la guerra en Medio Oriente. El barril de Brent opera este viernes a US$87,78, lo que implica un descenso de 2,5%.

Si bien se entiende que el fin de la guerra permitirá restablecer el paso por el estrecho de Ormuz y de esta manera normalizar el flujo del petróleo, las idas y vueltas constantes sobre eventuales acuerdos frena las expectativas de los inversores.

Para Argentina, un descenso en el precio permitirá mantener el precio de los combustibles sin cambios, pero por otro lado reducirá el ingreso de dólares del lado de la balanza energética.

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La Central de Energía Nuclear de Zaporiyia (ZNPP, siglas en inglés) perdió su suministro de energía externo y sufrió un apagón total debido a un ataque contra una subestación, informó hoy el servicio de prensa de la central.

“La línea de transmisión de alto voltaje de 330 kilovoltios Ferrosplavnaya-1, que suministra energía para las necesidades operativas de la central, se activó automáticamente el miércoles por la noche. Con el corte del suministro eléctrico externo, las unidades del reactor de la ZNPP cambiaron a funcionar con generadores diésel de respaldo. Los equipos operaron dentro de las especificaciones de diseño y no se registraron anomalías en el sistema de seguridad”, indicó un comunicado.

El personal en el lugar está supervisando que todo el equipo opere en los parámetros y ejecutaron todas las medidas de seguridad necesarias para mantener las unidades del reactor en condiciones estables y seguras, indicó.

“Las lecturas de radiación en la ZNPP y su zona de vigilancia se mantienen dentro de los niveles base naturales y no se han infringido los límites reglamentarios oficiales”, añadió.

El Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) fue notificado que esta es la decimonovena ocasión que la ZNPP pierde todo el suministro de energía de la red externa desde que estalló el conflicto entre Rusia y Ucrania. 

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Terra Ignis S.A., y Velitec S.A., su socio operador, avanzan con la campaña integral de deschatarrización y saneamiento ambiental en las áreas Fracción A, Fracción B y San Sebastián en la provincia de Tierra del Fuego AIAS.

En este marco, en los últimos días finalizó la carga y despacho del primer lote de residuos ferrosos, trasladado en 35 camiones. Esta acción marca el avance de la primera etapa de la campaña de remediación, que permitió retirar 800 toneladas de residuos y pasivos ferrosos del área de concesión, los cuales fueron previamente sometidos a una descontaminación in situ.

La actividad hidrocarburífera desarrollada durante décadas en la Cuenca Austral generó materiales remanentes que, una vez cumplida su vida útil, requieren procesos específicos de retiro, clasificación y disposición final, contribuyendo al ordenamiento ambiental de las áreas operativas. Se trata de cañerías, válvulas, motores, componentes de bombas y otras estructuras metálicas fuera de servicio y en desuso.

Velitec junto a Terra Ignis S.A implementaron una campaña integral de saneamiento, descontaminación, clasificación y transporte a destino final con el objetivo de mitigar riesgos ambientales y de seguridad, dando pleno cumplimiento a la legislación ambiental provincial.

La iniciativa contribuye a prevenir la contaminación, recuperar el paisaje, reducir el impacto visual y proteger la biodiversidad en zonas de pastoreo de ganadería ovina y hábitat natural de especies autóctonas como el guanaco.

Las tareas se enmarcan en las exigencias de la Ley Provincial N.° 55 de Medio Ambiente, el Decreto Reglamentario N.° 1333/93 de Residuos Peligrosos y las directrices de la Secretaría de Ambiente de la Provincia de Tierra del Fuego.

Desde Velitec S.A. se señaló que esta campaña refleja el compromiso concreto con la responsabilidad ambiental y el desarrollo sostenible de la actividad hidrocarburífera en Tierra del Fuego.

Asimismo estas acciones forman parte de la nueva etapa de gestión energética impulsada por Terra Ignis Energía S.A., orientada a combinar continuidad operativa, cuidado ambiental y desarrollo estratégico de los recursos hidrocarburíferos de la provincia.

Terra Ignis viene promoviendo tareas de saneamiento, remediación y ordenamiento ambiental en las áreas revertidas, con el objetivo de avanzar hacia una actividad hidrocarburífera con mayores estándares ambientales y una gestión sustentable de largo plazo.

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El gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, recorrió los avances de la obra de la nueva usina termoeléctrica que se construye en Ushuaia y destacó que se trata de una planta estratégica que fortalecerá la capacidad de generación eléctrica de la ciudad durante las próximas décadas.

La nueva central se desarrolla a partir de un convenio entre Terra Ignis S.A. y la empresa de capitales chinos Austral Petróleo, Gas y Electricidad S.A., que lleva adelante una inversión cercana a los 80 millones de dólares. De la recorrida participaron representantes de la firma y autoridades de la Aduana de Ushuaia, quienes trabajan en la planificación del operativo para el arribo y traslado de los equipos principales.

Durante la visita, Melella valoró el impacto que esta infraestructura tendrá para el desarrollo de la capital fueguina y afirmó que “esta obra va a dejar a Ushuaia proyectada por los próximos 35 años con una tranquilidad en la generación de energía muy importante”.

Asimismo, señaló que los equipos que demandarán una logística especial para su traslado desde China hasta la provincia. “Son equipos de gran porte que requieren un operativo logístico muy importante. Se estima que estarán llegando a Ushuaia hacia fines de julio para luego comenzar con la etapa de montaje”, indicó.

El mandatario destacó además que la nueva infraestructura permitirá ampliar significativamente la capacidad de generación eléctrica de la ciudad. La central inyectará inicialmente 40 megavatios (MW) al sistema, con una proyección de sumar 20 MW adicionales. “Va a producir más energía de la que hoy necesita Ushuaia, por eso decimos que es una planta para la Ushuaia que viene, teniendo la energía que necesita para seguir desarrollándose”, sostuvo.

Finalmente, el Gobernador valoró la inversión destinada al proyecto y aseguró que “son 80 millones de dólares de inversión concreta en nuestra provincia. También es una forma de mostrarle al mundo que en Tierra del Fuego hay oportunidades para invertir y que contamos con la seguridad jurídica necesaria para llevar adelante proyectos de largo plazo”, concluyó.

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Este miércoles se llevó adelante un encuentro entre la Provincia del Neuquén y el Ejecutivo nacional, con representantes de la Región del Biobío y el gobierno chileno, donde se concretó la firma de dos declaraciones conjuntas para fortalecer la agenda binacional, con foco en la integración comercial, energética y turística. Durante el encuentro, las autoridades priorizaron el desarrollo del Paso Internacional Pichachén como un nodo fundamental para la conectividad y la logística bioceánica, advirtieron que “Neuquén y Biobío tienen hoy la oportunidad de convertir una frontera común en una plataforma integral de desarrollo económico y social”.

Durante el encuentro también destacaron el potencial productivo de Vaca Muerta y la posibilidad de aportar seguridad energética al vecino país, como también la vinculación con los complejos portuarios de la región chilena.

El encuentro se llevó adelante en el Espacio Duam de Neuquén capital, donde participaron por parte de Argentina el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, la ministra de Infraestructura, Tanya Bertoldi, y el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, entre otros funcionarios; por el lado chileno, estuvieron presentes el gobernador de la Región del Biobío, Sergio Giacaman García, el canciller, Francisco Pérez Mackenna, la ministra de Energía, Ximena Rincón González, el subsecretario de Obras Públicas, Nicolás Balmaceda, y el embajador, Gonzalo Uriarte.

Las autoridades priorizaron el desarrollo del Paso Internacional Pichachén como eje fundamental para la conectividad y la logística. “Creo que el tema más importante que nos ha convocado, y por eso es la presencia de tantos intendentes que durante años han trabajado por esto, es poder tener la vinculación en un corredor bioceánico que nosotros pretendemos”, señaló Figueroa y agregó que “desde este último tramo, hemos reforzado el trabajo para poder generar un corredor binacional entre el Atlántico y el Pacífico por el Alto Neuquén y por la región del Biobío, por el paso internacional Pichachén”.

También sostuvo que “es muy importante este paso que estamos dando también para que la Aduana pueda ser utilizada por ambos países. Creo yo que queremos contemplar un crecimiento articulado con todo Chile”.

Por su parte el gobernador de la Región del Biobío, Sergio Giacamán, señaló que el encuentro fue “una instancia que refleja la convicción compartida de que la cooperación transfronteriza y la integración son obviamente fundamentales para promover el desarrollo, fortalecer la conectividad y avanzar también hacia una mayor seguridad y certidumbre en el suministro energético de nuestros países particulares”.

El acuerdo establece que para garantizar la transitabilidad ininterrumpida y el movimiento de bienes, el gobierno de la provincia del Neuquén gestionará el financiamiento para pavimentar los tramos que conectan el paso internacional con El Cholar, Los Guañacos, Los Miches y Andacollo, además de avanzar con el corredor de la Ruta Provincial N° 21 uniendo Loncopué, El Huecú y El Cholar. También se impulsará la pavimentación de la Ruta Provincial N° 6 hacia Rincón de los Sauces y Octavio Pico, y de la Ruta Provincial N° 7 desde Añelo. En paralelo, se coordinará con la vecina provincia de Río Negro el asfalto de un tramo de la Ruta Provincial N° 57 para conectar con la Ruta Nacional N° 151, abriendo una vía directa hacia los puertos sobre el Océano Atlántico.

Por su parte, el gobierno regional del Biobío impulsará la pavimentación de 58 kilómetros de la Ruta Q-45 hasta el límite internacional y asegurará el financiamiento de maquinaria especializada para el despeje de nieve, garantizando así la operatividad del cruce durante la temporada invernal. A la par, ambos gobiernos ratificaron su apoyo para establecer un Sistema de Controles Integrados focalizado en el nuevo complejo aduanero y migratorio ubicado en el lado chileno.

En el plano energético, se llevó adelante la firma de la segunda declaración donde se puso en valor la capacidad hidrocarburífera de Neuquén y la moderna infraestructura logística del Biobío, cuyos puertos ofrecen una salida directa al Pacífico para las exportaciones argentinas.

Para potenciar esta asociación estratégica, las administraciones conformarán la Mesa Neuquén–Biobío de Cooperación e Integración Energética, un espacio de articulación permanente que buscará promover proyectos para el transporte de hidrocarburos, generar oportunidades de complementación en gas natural y energía eléctrica, y fomentar el intercambio de experiencias en transición energética. En ese contexto, durante la mañana, la delegación argentino-chilena recorrió las instalaciones de YPF en Loma Campana donde fueron recibidos por el presidente de la empresa, Horacio Marín.

En este contexto, Figueroa explicó que “estamos dando pasos fundamentales para poder reconstruir una confianza rota hace muchos años en donde se incumplió un contrato”. Advirtió que “eso lo estamos dando vuelta, estamos generando la confianza a partir de distintas reuniones que hemos tenido, a partir del recorrido por Vaca Muerta, donde ustedes puedan entender que ahora la realidad o el paradigma ha cambiado rotundamente, en donde la Argentina está generando desarrollo y mucho de ese desarrollo se debe a la energía. Creo que es muy importante poder avanzar en esta en este en esta integración”.

Giacamán, en tanto, manifestó que los convoca “un objetivo claro, abrir una nueva etapa de integración energética entre nuestras naciones”.

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La provincia de Neuquén dispuso un incremento progresivo del canon que deberán abonar las empresas por el uso de agua en las perforaciones no convencionales de exploración y explotación hidrocarburífera.

Se busca así incentivar la reutilización y recirculación del agua en la actividad de Vaca Muerta, en un contexto de emergencia hídrica presente en todo el territorio provincial.  

La decisión quedó formalizada mediante la Disposición 260/26 de la subsecretaría de Recursos Hídricos, publicada este martes en el Boletín Oficial, y fue ratificada por el Decreto Provincial 792.

La normativa establece que, desde el 1 de julio de 2026, el canon por cada metro cúbico de agua utilizada en perforaciones no convencionales será equivalente al valor de 2,5 litros de combustible Oil Grado 3 de YPF, mientras que a partir del 1 de enero de 2027 ascenderá al equivalente de 3 litros por metro cúbico.  

Según los fundamentos, el agua es considerada un recurso estratégico para el desarrollo económico, social y ambiental de Neuquén, cuya disponibilidad se encuentra sometida a una creciente presión debido a la sequía y al aumento de la demanda.

Se consideró que los valores vigentes del canon ya no resultaban suficientes para generar incentivos económicos que promuevan un uso más eficiente y sustentable del recurso.  

La normativa apunta específicamente a las actividades de perforación de exploración no convencional y perforación de explotación no convencional, que concentran el consumo industrial del agua.  La norma recuerda que existen tecnologías capaces de recuperar, tratar y reutilizar fluidos de perforación. 

Además, la nueva regulación establece que el canon se aplicará según el destino final del agua, incluso cuando el abastecimiento sea realizado por terceros o prestadores de servicios. Para ello, las empresas deberán acreditar mediante documentación y declaraciones juradas el uso efectivo del recurso. 

También instruyó a los organismos provinciales a desarrollar mecanismos de incentivo para aquellos proyectos que incorporen esquemas de aprovechamiento complementario del agua captada, destinándola además a iniciativas productivas, agropecuarias, forestales, industriales o ambientales.  

La medida responde a la emergencia hídrica declarada en Neuquén desde octubre de 2025 y responde a la estrategia de preservar las reservas de agua frente al crecimiento de la actividad hidrocarburífera.

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Un petrolero fue inmovilizado por Estados Unidos en el Golfo de Omán tras ignorar el bloqueo, según informó el Comando Central estadounidense (CENTCOM).

Según el CENTCOM, la aviación estadounidense abrió fuego contra un petrolero en el Golfo de Omán la madrugada del miércoles, después de que supuestamente ignorara los llamamientos para que cumpliera con el bloqueo estadounidense a los puertos iraníes.

El buque M/T Settebello, con bandera de Palaos, transportaba petróleo procedente de Irán. Estados Unidos ha bloqueado la entrada y salida de todos los buques de los puertos iraníes.

Anteriormente, el Ministerio de Asuntos Exteriores de la India informó que tres tripulantes del Settebello estaban desaparecidos tras un ataque. Veintiún tripulantes fueron rescatados del barco, según la embajada. No se atribuyó la responsabilidad del ataque.

El CENTCOM compartió en redes sociales un vídeo del ataque, en el que se ve cómo los aviones impactan contra el motor del barco y, a continuación, cómo la embarcación queda a la deriva en el golfo, inutilizada, con una gran columna de humo.

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Un petrolero fue inmovilizado por Estados Unidos en el Golfo de Omán tras ignorar el bloqueo, según informó el Comando Central estadounidense (CENTCOM).

Según el CENTCOM, la aviación estadounidense abrió fuego contra un petrolero en el Golfo de Omán la madrugada del miércoles, después de que supuestamente ignorara los llamamientos para que cumpliera con el bloqueo estadounidense a los puertos iraníes.

El buque M/T Settebello, con bandera de Palaos, transportaba petróleo procedente de Irán. Estados Unidos ha bloqueado la entrada y salida de todos los buques de los puertos iraníes.

Anteriormente, el Ministerio de Asuntos Exteriores de la India informó que tres tripulantes del Settebello estaban desaparecidos tras un ataque. Veintiún tripulantes fueron rescatados del barco, según la embajada. No se atribuyó la responsabilidad del ataque.

El CENTCOM compartió en redes sociales un vídeo del ataque, en el que se ve cómo los aviones impactan contra el motor del barco y, a continuación, cómo la embarcación queda a la deriva en el golfo, inutilizada, con una gran columna de humo.

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La discusión por la eliminación del régimen de zona fría y la consecuente suba de las tarifas de gas sumó un nuevo capítulo en el Congreso de la Nación. Intendentes bonaerenses mantuvieron una reunión con senadores y diputados nacionales de Fuerza Patria para expresar su rechazo a un proyecto que, según advierten, podría traducirse en fuertes aumentos para millones de usuarios en distintas regiones del país.

El encuentro se realizó en la previa del tratamiento de la iniciativa en el Senado y tuvo como eje la defensa de los descuentos que actualmente reciben hogares ubicados en zonas de bajas temperaturas. Como parte de la actividad, los jefes comunales entregaron un petitorio respaldado por miles de firmas recolectadas en sus distritos durante las últimas semanas.

Entre los legisladores que participaron de la reunión estuvieron los senadores nacionales Eduardo “Wado” de Pedro y Juliana Di Tullio, además de las diputadas y diputados Cecilia Moreau, Victoria Tolosa Paz, Agustina Propato, Jimena López, Facundo Moyano, Marina Salzmann y Sabrina Selva.

La convocatoria reunió a intendentes de distintos puntos de la provincia de Buenos Aires, entre ellos Gustavo Barrera (Villa Gesell), Sebastián Ianantuoni (General Alvarado), Maximiliano Wesner (Olavarría), Nelson Sombra (Azul), Cecilio Salazar (San Pedro), Iván Villagrán (Carmen de Areco) y Pablo Garate (Tres Arroyos). También participaron el presidente de la Cámara de Diputados bonaerense, Alejandro Dichiara, y el diputado provincial Mariano Cascallares.

Los intendentes sostienen que la modificación del esquema vigente impactaría sobre 94 municipios bonaerenses y provocaría incrementos significativos en las facturas de gas en plena temporada invernal. En ese sentido, advirtieron que la medida podría profundizar las dificultades económicas que atraviesan numerosos hogares, comercios y pequeñas empresas.

La campaña para sostener el beneficio comenzó a tomar forma a fines de mayo durante un encuentro de dirigentes de la quinta sección electoral bonaerense. Desde entonces, la iniciativa sumó adhesiones en distintos distritos de la provincia, donde se desarrollaron actividades de difusión, recolección de firmas y presentaciones en concejos deliberantes con el objetivo de visibilizar el impacto que tendría una eventual modificación del régimen.

La entrada “El gas no puede costar una jubilación”: intendentes intensifican su reclamo en el Congreso se publicó primero en Energía Online.

La discusión por la eliminación del régimen de zona fría y la consecuente suba de las tarifas de gas sumó un nuevo capítulo en el Congreso de la Nación. Intendentes bonaerenses mantuvieron una reunión con senadores y diputados nacionales de Fuerza Patria para expresar su rechazo a un proyecto que, según advierten, podría traducirse en fuertes aumentos para millones de usuarios en distintas regiones del país.

El encuentro se realizó en la previa del tratamiento de la iniciativa en el Senado y tuvo como eje la defensa de los descuentos que actualmente reciben hogares ubicados en zonas de bajas temperaturas. Como parte de la actividad, los jefes comunales entregaron un petitorio respaldado por miles de firmas recolectadas en sus distritos durante las últimas semanas.

Entre los legisladores que participaron de la reunión estuvieron los senadores nacionales Eduardo “Wado” de Pedro y Juliana Di Tullio, además de las diputadas y diputados Cecilia Moreau, Victoria Tolosa Paz, Agustina Propato, Jimena López, Facundo Moyano, Marina Salzmann y Sabrina Selva.

La convocatoria reunió a intendentes de distintos puntos de la provincia de Buenos Aires, entre ellos Gustavo Barrera (Villa Gesell), Sebastián Ianantuoni (General Alvarado), Maximiliano Wesner (Olavarría), Nelson Sombra (Azul), Cecilio Salazar (San Pedro), Iván Villagrán (Carmen de Areco) y Pablo Garate (Tres Arroyos). También participaron el presidente de la Cámara de Diputados bonaerense, Alejandro Dichiara, y el diputado provincial Mariano Cascallares.

Los intendentes sostienen que la modificación del esquema vigente impactaría sobre 94 municipios bonaerenses y provocaría incrementos significativos en las facturas de gas en plena temporada invernal. En ese sentido, advirtieron que la medida podría profundizar las dificultades económicas que atraviesan numerosos hogares, comercios y pequeñas empresas.

La campaña para sostener el beneficio comenzó a tomar forma a fines de mayo durante un encuentro de dirigentes de la quinta sección electoral bonaerense. Desde entonces, la iniciativa sumó adhesiones en distintos distritos de la provincia, donde se desarrollaron actividades de difusión, recolección de firmas y presentaciones en concejos deliberantes con el objetivo de visibilizar el impacto que tendría una eventual modificación del régimen.

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La secretaría de Energía, María Tettamanti, destacó que el Gobierno nacional busca que las facturas de gas tengan cierta previsibilidad para los usuarios residenciales evitando movimientos estacionales bruscos.

“Para dar más previsibilidad y estabilidad al consumidor, tratamos de que la factura sea lo más plana posible, haciendo que las diferencias se reflejen con mayor periodicidad y menos estacionalidad”, señaló la funcionaria que habló este miércoles en el Midstream & Gas Day que se realizó en la Ciudad de Buenos Aires.

Acerca del abastecimiento señaló que “desde el punto de vista físico, no hay grandes diferencias respecto del año pasado” porque “tenemos la misma capacidad de transporte, la misma capacidad de gas y la misma cantidad de barcos de GNL para regasificar”.

“Lo que cambió es cómo se gestiona esa comercialización y creemos que es posible una comercialización privada”, subrayó Tettamanti. 

“Necesitamos un sector de energía que sea eficiente y eso se logra cuando los precios reflejan los costos y, en base a eso, el sector privado toma las decisiones de cuánto comprar y cuánto consumir”, indicó.

Asimismo, sostuvo que “en materia de energía no se puede gestionar en corto plazo. Las reglas para el año que viene ya están claras, ya sabemos cuáles son, y las empresas tienen que salir a jugar”.

Con relación al GNL afirmó que “la importación y regasificación del GNL alguien la paga y cuando el Estado subsidia no está claro quién lo hace y no se dan las señales adecuadas”.

A su vez remarcó que “el sector privado tiene que ver esas señales y tomar la mejor decisión de acuerdo a su situación particular” y advirtió: “las licenciatarias de transporte y distribuciones tienen claro sus derechos y obligaciones y tienen la obligación de hacer cumplir el corte a las industrias cuando viene la orden.

En referencia al precio del gas sostuvo que “todos los sectores, distribución, transporte e industria, tienen que planificar la compra y contractualuizar, se tienen que adelantar para conseguir los mejores precios”.

Con relación al GNC recordó que estos contratos “siempre fueron interrumpibles”. “Es el primero que se interrumpe, lo importante con esto es que todos ahora pueden pensar y planificar. Si las GNC o las industrias no quieren interrupciones que empiezan a gestionar con las transportistas y con las distribuidoras para empezar a ver cómo tienen más firme en los inviernos que viene”, recalcó la funcionaria.

La entrada El Gobierno busca tarifas de gas más “previsibles” se publicó primero en Energía Online.

La secretaría de Energía, María Tettamanti, destacó que el Gobierno nacional busca que las facturas de gas tengan cierta previsibilidad para los usuarios residenciales evitando movimientos estacionales bruscos.

“Para dar más previsibilidad y estabilidad al consumidor, tratamos de que la factura sea lo más plana posible, haciendo que las diferencias se reflejen con mayor periodicidad y menos estacionalidad”, señaló la funcionaria que habló este miércoles en el Midstream & Gas Day que se realizó en la Ciudad de Buenos Aires.

Acerca del abastecimiento señaló que “desde el punto de vista físico, no hay grandes diferencias respecto del año pasado” porque “tenemos la misma capacidad de transporte, la misma capacidad de gas y la misma cantidad de barcos de GNL para regasificar”.

“Lo que cambió es cómo se gestiona esa comercialización y creemos que es posible una comercialización privada”, subrayó Tettamanti. 

“Necesitamos un sector de energía que sea eficiente y eso se logra cuando los precios reflejan los costos y, en base a eso, el sector privado toma las decisiones de cuánto comprar y cuánto consumir”, indicó.

Asimismo, sostuvo que “en materia de energía no se puede gestionar en corto plazo. Las reglas para el año que viene ya están claras, ya sabemos cuáles son, y las empresas tienen que salir a jugar”.

Con relación al GNL afirmó que “la importación y regasificación del GNL alguien la paga y cuando el Estado subsidia no está claro quién lo hace y no se dan las señales adecuadas”.

A su vez remarcó que “el sector privado tiene que ver esas señales y tomar la mejor decisión de acuerdo a su situación particular” y advirtió: “las licenciatarias de transporte y distribuciones tienen claro sus derechos y obligaciones y tienen la obligación de hacer cumplir el corte a las industrias cuando viene la orden.

En referencia al precio del gas sostuvo que “todos los sectores, distribución, transporte e industria, tienen que planificar la compra y contractualuizar, se tienen que adelantar para conseguir los mejores precios”.

Con relación al GNC recordó que estos contratos “siempre fueron interrumpibles”. “Es el primero que se interrumpe, lo importante con esto es que todos ahora pueden pensar y planificar. Si las GNC o las industrias no quieren interrupciones que empiezan a gestionar con las transportistas y con las distribuidoras para empezar a ver cómo tienen más firme en los inviernos que viene”, recalcó la funcionaria.

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El presidente y CEO de la empresa petrolera de bandera YPF, Horacio Marín, dijo cuál es la estrategia de la compañía para los años venideros, enmarcada en el proyecto del Gas Natural Licuado (GNL), siendo eje y objetivo claro las exportaciones energéticas por millones de dólares. “YPF ya es la mitad de Ford y para 2030 va a ser una de las 20 petroleras más grandes del mundo”, vaticinó.

En el marco de un panel en el IAE Summit 2026, evento organizado por IAE Business School, Marín dijo que “hoy podemos decir que YPF es más grande que Halliburton y la mitad de Ford”. Y sumó: “A fin de año podemos tener una sorpresa” al referirse a las metas de la empresa con el proyecto del GNL como eje central y con Vaca Muerta como plataforma de ascenso.

Al respecto, Marín sostuvo que la Argentina prevé exportar más de USD 30.000 millones en energía para 2031. Sobre esto dijo que es una meta clara a alcanzar y que, para ello, “lo más importante fue haber puesto un objetivo país. Ahí rompimos esa posible grieta que había en la Argentina porque todos estamos empujando para el mismo lado”.

Y para lograr alcanzarla, explicó que el plan de YPF es cuadruplicar su valor en cuatro años, motivado en el desarrollo de cuatro hubs de producción en Vaca Muerta.

El desafío de Marín con YPF

“Es el proyecto más difícil que me va a tocar trabajar en mi vida. Armarlo y ejecutarlo es muy complejo desde todo punto de vista: desde lo técnico, lo comercial, lo financiero y lo jurídico”, subrayó el CEO de YPF. Sobre el proyecto, la empresa realiza el trabajo en 14 documentos de 300 páginas en total. Para el mismo se prevé iniciar el project finance, el cual será gestionado por el banco americano JP Morgan desde julio de este año con el claro objetivo de tener el esquema financiero definido antes de finales de 2026.

La cifra, en dólares, ronda el orden de los USD 24.000 millones de inversión en infraestructura. La misma abarcará la construcción de una planta de alrededor de 200 hectáreas. “Vamos a hacer una planta que es el 70% de la refinería de La Plata en cuatro años”, dijo Marín comparando la obra con la refinería de La Plata y aseguró que será “el project finance más grande de Latinoamérica en la historia”.

Si bien es complejo, también es ambicioso; Marín se mostró confiado y dijo que la solidez del RIGI, el deseo del mercado financiero internacional y el perfil de los socios de YPF en el proyecto son factores favorables para la realización.

Asimismo, sumó que el conflicto en Medio Oriente favoreció al país: “Estamos en una zona lejos de guerra. Desde 1800 hasta la fecha nunca hubo un conflicto que nos complique, entonces es un país seguro para proveer energía al mundo”.

Bahía Blanca, en la mira

En este punto, Marín contó qué planes tiene para incluir a la ciudad bonaerense en el negocio gasífero, la cual se consolidará en el marco de polo petroquímico y agroindustrial, bajo el proyecto de TGS de NGL y la posible expansión de la planta de Compañía Mega, siendo ambos pilares del abastecimiento del mercado local y sobre lo cual dijo que “con los dos proyectos en funcionamiento, vamos a estar en el orden de los 85 millones de metros cúbicos de capacidad de procesamiento”.

Además, Punta Colorada ingresa como polo exportador. En el lugar, YPF piensa construir una planta de 200 hectáreas invirtiendo USD 7.000 millones con el objetivo de procesar y exportar gas con valor agregado. En este sentido, Marín dijo que “todos los productos que nosotros generemos en Punta Colorada son productos de exportación”.

En este contexto, sumó que lo que se prevé comercializar con YPF, la empresa podría convertirse en el quinto exportador mundial de gas licuado de petróleo (GLP).

Por otro lado, sobre cuál fue el cambio más significativo de la compañía desde su llegada a la presidencia dijo que “lo más difícil era cambiar la cultura de YPF. Ese era el riesgo mayor. Una cosa es diagnosticar y otra es ejecutar”, dijo respecto, y añadió que “decimos que hay una sola palabra, que es superación. Es la única que vale”, advirtiendo que los términos éxito y fracaso se suprimieron del diccionario interno de la empresa.

Por último, Marín afirmó ante los mercados internacionales que “hace solamente 15 meses no teníamos nada de GNL. ¿Qué hicimos? Abrimos mercados” y cerró diciendo: “Antes no estábamos preparados, pasó Ucrania y no lo tomamos; hoy estamos preparados y estoy seguro de que el GNL va a ser una realidad y va a ayudar a cambiar a la Argentina”.

La entrada Marín aseguró que YPF “será una de las 20 petroleras más grandes del mundo” se publicó primero en Energía Online.

El presidente y CEO de la empresa petrolera de bandera YPF, Horacio Marín, dijo cuál es la estrategia de la compañía para los años venideros, enmarcada en el proyecto del Gas Natural Licuado (GNL), siendo eje y objetivo claro las exportaciones energéticas por millones de dólares. “YPF ya es la mitad de Ford y para 2030 va a ser una de las 20 petroleras más grandes del mundo”, vaticinó.

En el marco de un panel en el IAE Summit 2026, evento organizado por IAE Business School, Marín dijo que “hoy podemos decir que YPF es más grande que Halliburton y la mitad de Ford”. Y sumó: “A fin de año podemos tener una sorpresa” al referirse a las metas de la empresa con el proyecto del GNL como eje central y con Vaca Muerta como plataforma de ascenso.

Al respecto, Marín sostuvo que la Argentina prevé exportar más de USD 30.000 millones en energía para 2031. Sobre esto dijo que es una meta clara a alcanzar y que, para ello, “lo más importante fue haber puesto un objetivo país. Ahí rompimos esa posible grieta que había en la Argentina porque todos estamos empujando para el mismo lado”.

Y para lograr alcanzarla, explicó que el plan de YPF es cuadruplicar su valor en cuatro años, motivado en el desarrollo de cuatro hubs de producción en Vaca Muerta.

El desafío de Marín con YPF

“Es el proyecto más difícil que me va a tocar trabajar en mi vida. Armarlo y ejecutarlo es muy complejo desde todo punto de vista: desde lo técnico, lo comercial, lo financiero y lo jurídico”, subrayó el CEO de YPF. Sobre el proyecto, la empresa realiza el trabajo en 14 documentos de 300 páginas en total. Para el mismo se prevé iniciar el project finance, el cual será gestionado por el banco americano JP Morgan desde julio de este año con el claro objetivo de tener el esquema financiero definido antes de finales de 2026.

La cifra, en dólares, ronda el orden de los USD 24.000 millones de inversión en infraestructura. La misma abarcará la construcción de una planta de alrededor de 200 hectáreas. “Vamos a hacer una planta que es el 70% de la refinería de La Plata en cuatro años”, dijo Marín comparando la obra con la refinería de La Plata y aseguró que será “el project finance más grande de Latinoamérica en la historia”.

Si bien es complejo, también es ambicioso; Marín se mostró confiado y dijo que la solidez del RIGI, el deseo del mercado financiero internacional y el perfil de los socios de YPF en el proyecto son factores favorables para la realización.

Asimismo, sumó que el conflicto en Medio Oriente favoreció al país: “Estamos en una zona lejos de guerra. Desde 1800 hasta la fecha nunca hubo un conflicto que nos complique, entonces es un país seguro para proveer energía al mundo”.

Bahía Blanca, en la mira

En este punto, Marín contó qué planes tiene para incluir a la ciudad bonaerense en el negocio gasífero, la cual se consolidará en el marco de polo petroquímico y agroindustrial, bajo el proyecto de TGS de NGL y la posible expansión de la planta de Compañía Mega, siendo ambos pilares del abastecimiento del mercado local y sobre lo cual dijo que “con los dos proyectos en funcionamiento, vamos a estar en el orden de los 85 millones de metros cúbicos de capacidad de procesamiento”.

Además, Punta Colorada ingresa como polo exportador. En el lugar, YPF piensa construir una planta de 200 hectáreas invirtiendo USD 7.000 millones con el objetivo de procesar y exportar gas con valor agregado. En este sentido, Marín dijo que “todos los productos que nosotros generemos en Punta Colorada son productos de exportación”.

En este contexto, sumó que lo que se prevé comercializar con YPF, la empresa podría convertirse en el quinto exportador mundial de gas licuado de petróleo (GLP).

Por otro lado, sobre cuál fue el cambio más significativo de la compañía desde su llegada a la presidencia dijo que “lo más difícil era cambiar la cultura de YPF. Ese era el riesgo mayor. Una cosa es diagnosticar y otra es ejecutar”, dijo respecto, y añadió que “decimos que hay una sola palabra, que es superación. Es la única que vale”, advirtiendo que los términos éxito y fracaso se suprimieron del diccionario interno de la empresa.

Por último, Marín afirmó ante los mercados internacionales que “hace solamente 15 meses no teníamos nada de GNL. ¿Qué hicimos? Abrimos mercados” y cerró diciendo: “Antes no estábamos preparados, pasó Ucrania y no lo tomamos; hoy estamos preparados y estoy seguro de que el GNL va a ser una realidad y va a ayudar a cambiar a la Argentina”.

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El Consorcio de Gestión del Puerto Dock Sud fue el epicentro de una operación logística de gran envergadura vinculada al proyecto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), el cual es impulsado por la petrolera de bandera YPF con el objetivo de ampliar la capacidad de transporte como exportación de los hidrocarburos provenientes de Vaca Muerta.

La tarea tuvo lugar en el muelle público del Puerto Dock Sud, donde se realizó la carga de 721 tubos de acero del buque MV Athanasia; del total, 658 contaban con revestimiento de hormigón. Dichos materiales forman parte de la infraestructura offshore que se instalará en Punta Colorada, provincia de Río Negro.

Al respecto, la presidenta del Consorcio, Mónica Litza, contó que “esta operación demuestra el valor estratégico de Dock Sud dentro de la cadena logística que acompaña el desarrollo energético argentino” y sumó que el puerto “aporta infraestructura, conectividad y capacidad operativa para proyectos que son fundamentales para el crecimiento del país”.

La operación que involucró a más de 10.100 toneladas de materiales provistos por SIAT/Tenaris, primeramente, llegó a Dock Sud, donde fueron almacenados en la zona fiscalizada de Loginter.

Posteriormente, parte de los tubos fue trasladada a la planta de Socotherm, ubicada en la localidad de Escobar, al norte del Conurbano bonaerense, donde se les realizó un revestimiento especial a base de hormigón antes de regresarlos a Dock Sud para su embarque final.

El trabajo conjunto fue realizado por distintos actores industriales, logísticos y energéticos como: SIAT/Tenaris en la provisión de los materiales; Tenaris/Loginter a cargo del acopio y estiba; Socotherm en el proceso industrial especializado; y Arendal en la coordinación logística y el transporte marítimo.

Luego, los materiales serán trasladados hasta San Antonio Este, ciudad desde la cual serán instalados mediante una embarcación especializada como parte de la infraestructura submarina del proyecto VMOS.

“El desarrollo necesita infraestructura, inversión y articulación entre el sector público y el sector privado. Esta operación refleja precisamente esa capacidad de trabajo conjunto”, añadió Litza.

A través de este tipo de trabajos, Dock Sud avanza en su consolidación como un nodo logístico estratégico a fin de acompañar proyectos productivos y energéticos de escala nacional y cada una de estas operaciones de esta magnitud confirma el rol del puerto de Avellaneda para vincular producción, industria, logística y desarrollo.

La entrada El puerto de Dock Sud recibió 10 mil toneladas materiales que suman infraestructura para Vaca Muerta se publicó primero en Energía Online.

El Consorcio de Gestión del Puerto Dock Sud fue el epicentro de una operación logística de gran envergadura vinculada al proyecto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), el cual es impulsado por la petrolera de bandera YPF con el objetivo de ampliar la capacidad de transporte como exportación de los hidrocarburos provenientes de Vaca Muerta.

La tarea tuvo lugar en el muelle público del Puerto Dock Sud, donde se realizó la carga de 721 tubos de acero del buque MV Athanasia; del total, 658 contaban con revestimiento de hormigón. Dichos materiales forman parte de la infraestructura offshore que se instalará en Punta Colorada, provincia de Río Negro.

Al respecto, la presidenta del Consorcio, Mónica Litza, contó que “esta operación demuestra el valor estratégico de Dock Sud dentro de la cadena logística que acompaña el desarrollo energético argentino” y sumó que el puerto “aporta infraestructura, conectividad y capacidad operativa para proyectos que son fundamentales para el crecimiento del país”.

La operación que involucró a más de 10.100 toneladas de materiales provistos por SIAT/Tenaris, primeramente, llegó a Dock Sud, donde fueron almacenados en la zona fiscalizada de Loginter.

Posteriormente, parte de los tubos fue trasladada a la planta de Socotherm, ubicada en la localidad de Escobar, al norte del Conurbano bonaerense, donde se les realizó un revestimiento especial a base de hormigón antes de regresarlos a Dock Sud para su embarque final.

El trabajo conjunto fue realizado por distintos actores industriales, logísticos y energéticos como: SIAT/Tenaris en la provisión de los materiales; Tenaris/Loginter a cargo del acopio y estiba; Socotherm en el proceso industrial especializado; y Arendal en la coordinación logística y el transporte marítimo.

Luego, los materiales serán trasladados hasta San Antonio Este, ciudad desde la cual serán instalados mediante una embarcación especializada como parte de la infraestructura submarina del proyecto VMOS.

“El desarrollo necesita infraestructura, inversión y articulación entre el sector público y el sector privado. Esta operación refleja precisamente esa capacidad de trabajo conjunto”, añadió Litza.

A través de este tipo de trabajos, Dock Sud avanza en su consolidación como un nodo logístico estratégico a fin de acompañar proyectos productivos y energéticos de escala nacional y cada una de estas operaciones de esta magnitud confirma el rol del puerto de Avellaneda para vincular producción, industria, logística y desarrollo.

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El Ejecutivo provincial envió en la Legislatura el acta acuerdo que se firmó el 4 de junio pasado entre la provincia del Neuquén y la empresa YPF S.A. para impulsar el desarrollo del Proyecto GNL, una iniciativa estratégica vinculada a la producción de gas de Vaca Muerta.

El acuerdo incluye garantía fiscal por un plazo de 30 años para las actividades vinculadas al proyecto en las concesiones no convencionales Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte, Las Tacanas I y II, condicionada a la permanencia dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).  

Forma parte de la estrategia provincial para acelerar el desarrollo gasífero asociado a la exportación de Gas Natural Licuado (GNL), una iniciativa que YPF impulsa junto a socios internacionales y que contempla mayores niveles de inversión, incremento de la producción, infraestructura dedicada y nuevas capacidades de transporte para abastecer mercados externos.  

Entre los aspectos centrales del convenio se encuentra la definición de un régimen especial de regalías para el gas destinado a licuefacción.  El esquema prevé alícuotas variables de entre el 7,5% y el 12%, según la evolución de los precios internacionales del GNL medidos a través del índice JKM (Japan Korea Marker), utilizado como referencia para el mercado asiático.  

Además, se establece la exención del impuesto sobre los Ingresos Brutos para determinadas operaciones realizadas entre Vehículos de Proyecto Único (VPU) adheridos al RIGI cuando el destino final de la producción sea la exportación.

Otro de los puntos destacados es el compromiso asumido por YPF de ejecutar obras de infraestructura o realizar aportes equivalentes por hasta 175 millones de dólares.

El gobernador Rolando Figueroa destacó que el desarrollo del gas natural licuado representa una oportunidad histórica para ampliar las exportaciones, atraer inversiones de largo plazo y posicionar a la provincia como un actor relevante en el mercado energético global. Permitirá monetizar a gran escala los recursos gasíferos que hoy salen de  Vaca Muerta.

La iniciativa permitirá incrementar la actividad económica, generar empleo, ampliar la infraestructura energética y fortalecer la competitividad de Neuquén en un contexto internacional cada vez más exigente para los grandes proyectos de exportación de hidrocarburos.

El acuerdo

El proyecto GNL incluye un esquema de aceleración del desarrollo a mayor escala, intensidad de inversión y horizonte productivo de las concesiones no convencionales, con capacidad de generar un incremento sustancial del nivel de actividad y explotación de los recursos hidrocarburíferos provinciales, mayores volúmenes de producción, expansión de infraestructura, gasoducto de transporte y un impacto económico positivo en el mediano y largo plazo.

También reconoce que el contexto de alta competencia internacional y de desventajas logísticas de la Argentina, se hace necesario establecer condiciones especiales que otorguen previsibilidad y competitividad al proyecto.

El convenio alcanzó a las concesiones Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y el lote Las Tacanas, sobre las cuales YPF solicitó la conformación de cinco nuevas concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH): Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, y Aguada Villanueva Norte. 

La Provincia evaluó técnicamente los proyectos y consideró que resultan adecuados para maximizar la renta hidrocarburífera y promover el desarrollo económico provincial.

YPF deberá notificar en un plazo máximo de 24 meses la decisión final de inversión y la obtención del financiamiento internacional necesario para el proyecto.

En el acuerdo, YPF asumió un compromiso de inversión en infraestructura por 175 millones de dólares, monto que podrá ejecutarse mediante obras o aportes económicos destinados a proyectos definidos con el gobierno provincial. 

El acuerdo señala que esas inversiones deberán traducirse en mejoras concretas para las comunidades vinculadas al desarrollo hidrocarburífero, fortaleciendo infraestructura, servicios y condiciones de vida.

El proyecto de GNL tendrá capacidad para generar un incremento sustancial de la actividad económica, mayores volúmenes de producción de gas, expansión de infraestructura dedicada y la construcción de un gasoducto específico para abastecer el complejo exportador.

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Compañía Mega inauguró un nuevo tren de fraccionamiento en Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires, tras una inversión de 260 millones de dólares. Este proyecto forma parte de un plan mayor que totaliza 650 millones y apunta a incrementar hasta un 50% la producción de líquidos del gas natural (NGL), un insumo clave para la industria energética argentina.

Los accionistas de Mega son YPF, con un 38%; Petrobras, con un 34%; y Dow, con un 28%. La obra busca fortalecer la capacidad de la empresa para acompañar la expansión de la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta y contribuir al desarrollo del sistema energético nacional.

El acto oficial contó con la presencia de Horacio Marín, presidente y CEO de YPF; Federico Susbielles, intendente de Bahía Blanca; y Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, además de autoridades locales, representantes de las empresas accionistas, clientes y referentes del sector energético.

Horacio Marín destacó que “Mega es una empresa que cumple 25 años, genera cultura en sus trabajadores, especialmente en los que están desde el inicio. Con la segunda etapa de ampliación de Mega, un proyecto presentado en el RIGI (Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones), vamos a poder procesar entre 40 y 42 millones de metros cúbicos de gas de Vaca Muerta. Ampliar Mega es darle valor agregado al gas natural”.

Por su parte, Tomás Córdoba afirmó que “esta ampliación representa uno de los hitos más importantes de nuestra historia como una empresa clave para habilitar el procesamiento y acondicionamiento del gas y petróleo proveniente de Vaca Muerta”. Añadió que el proyecto refleja la confianza de los accionistas en las oportunidades energéticas de Argentina y permitirá estructurar el próximo ciclo de crecimiento, con más capacidad y eficiencia para sostener la producción y exportación.

El intendente Federico Susbielles resaltó que “esta inversión consolida a Bahía Blanca como uno de los principales polos energéticos e industriales del país. El desarrollo de infraestructura como el Nuevo Tren de Fraccionamiento no solo potencia el crecimiento de Vaca Muerta, sino que también genera empleo, dinamiza la economía regional y posiciona a la ciudad como un nodo clave para la exportación de energía argentina”.

La instalación fue construida bajo la modalidad llave en mano (EPC) por AESA y permitirá absorber el crecimiento sostenido de la producción de gas natural, así como la mayor disponibilidad de líquidos asociados provenientes de Vaca Muerta. Esto incrementará la capacidad de procesamiento y fortalecerá la generación de valor para la compañía.

Desde sus comienzos en 2001, Mega es un actor fundamental en el segmento midstream nacional, procesando cerca del 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina. Opera una infraestructura integrada que conecta Vaca Muerta con el puerto de Bahía Blanca mediante un poliducto de 600 kilómetros, posicionándose como el principal exportador argentino de GLP y gasolina natural, además de ser el mayor proveedor de etano para la petroquímica local.

En paralelo, la empresa avanza con la siguiente fase de inversiones, que contempla 650 millones de dólares entre 2023 y 2028. En abril presentó un proyecto de 360 millones bajo el RIGI para ampliar la capacidad de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural, con obras en Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires. Estas mejoras permitirán aumentar la producción total en un 27% e incorporar más de 500.000 toneladas anuales adicionales de NGL.

Se estima que aproximadamente el 80% del volumen incremental será destinado a mercados de exportación, principalmente en forma de propano, butano y gasolina natural, mientras que el 20% restante abastecerá el mercado interno, especialmente con etano para la industria petroquímica.

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Uruguay atraviesa un nuevo capítulo de tensión interna tras decidir relocalizar en Paysandú la megaplanta de hidrógeno verde proyectada por la multinacional Hif Global, luego de zanjar una polémica con Argentina. El intendente de Paysandú, Nicolás Olivera, del Partido Nacional, criticó la demora del Ministerio de Industria, encabezado por el presidente Yamandú Orsi, en avanzar con la inversión.

Olivera expresó su preocupación: “Cada minuto cuenta. No me explico qué cosa tienen más importante que hacer en el Ministerio de Industria”. El intendente espera que antes de fin de junio se firme el contrato que otorgue certezas a la empresa, advirtiendo que la millonaria inversión de USD 5.300 millones, la mayor en la historia de Uruguay, podría perderse si otro país ofrece condiciones más favorables.

El principal escollo para concretar el proyecto radica en el precio al que Uruguay venderá la energía generada. Hif Global propone un valor de USD 40 por megavatio hora, cifra que no convence al Ministerio de Industria y Energía, que aún evalúa las condiciones definitivas del contrato.

La ministra de Industria, Fernanda Cardona, señaló que aún falta definir la ubicación exacta del proyecto y el precio de la energía, aunque aseguró que están “muy cerca” de un acuerdo. Además, indicó que los plazos establecidos se mantienen y que Hif Global tiene hasta fin de año para decidir si realiza la inversión.

Cardona remarcó la importancia de avanzar con cautela: “Es un proyecto que se anunció en 2022. Por supuesto que cada día cuenta, pero trabajemos para que sea una realidad”. También destacó que la multinacional está analizando las vías para financiar el emprendimiento.

La ministra recordó los avances logrados en poco tiempo, incluyendo el memorándum de entendimiento y la participación de entidades nacionales como Ancap, Alur y UTE. Además, mencionó que se solicitó a la empresa que mantenga un laboratorio para que las universidades Udelar y UTEC puedan generar conocimiento sobre hidrógeno en Uruguay, un aporte que no estaba previsto inicialmente.

El plan de Hif Global contempla construir una megaplanta dedicada a la producción de combustibles sintéticos con una capacidad de 880 mil toneladas de eCombustibles. Se proyecta que las primeras exportaciones comiencen en 2029, con Asia y Europa como principales mercados.

El gobierno uruguayo evalúa proponer que la planta se instale en un terreno de 48 hectáreas ubicado en Nuevo Paysandú, propiedad de la petrolera estatal Ancap, como parte de las negociaciones para facilitar el proyecto.

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Fomento Minero de Santa Cruz Sociedad del Estado (Fomicruz S.E.), en su carácter de propietaria de la estación de servicio EPA ubicada en el paraje La Esperanza, asumió el pasado viernes de manera directa la operación del expendio de combustibles, ante la finalización del contrato de concesión vigente.

Al respecto, se precisa que el vínculo contractual con la firma privada que operaba dicha boca de expendio concluyó en el mes de noviembre de 2025, habiéndose extendido hasta la fecha mediante sucesivas prórrogas. En consonancia con la decisión política de que la administración de este activo estratégico permanezca bajo la órbita del Estado Santacruceño, Fomicruz S.E. tomó el control operativo con el objetivo primordial de garantizar la continuidad y el normal abastecimiento de combustible en un nodo vial clave como lo es la Ruta Provincial N°5.

Paralelamente, durante la misma jornada, se constituyó una mesa de diálogo y negociación con el exconcesionario a fin de dar inicio a una transición ordenada. En este sentido, la premisa fundamental del Gobierno Provincial es salvaguardar los puestos de trabajo y garantizar la estabilidad laboral de todo el personal que se desempeña en el establecimiento.

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La Secretaría de Energía de la Nación prorrogó el plazo de operación de la Central Hidroeléctrica Futaleufú por parte de su actual concesionaria hasta diciembre de 2026 para preservar el suministro.

El complejo hidroeléctrico, cuya concesión original de 30 años venció el 15 de junio de 2025, se encuentra actualmente en un periodo de transición. Esta planta tiene como uno de los principales clientes el complejo industrial de la firma Aluar ubicado en la provincia de Chubut

De acuerdo con la Resolución 130/2026 del Ministerio de Economía, publicada en el Boletín Oficial de la República Argentina, la empresa debe presentar una carta de adhesión en un plazo de siete días para formalizar la extensión.

La normativa indica que la firma “continuará operando como fecha máxima hasta el 15 de diciembre de 2026 inclusive, o bien hasta el perfeccionamiento de la Licitación Pública Nacional e Internacional”.

Para cumplir con la prórroga, la concesionaria deberá actualizar la garantía de cumplimiento de contrato por un monto no inferior a US$1.500.000.

Además, la resolución especifica que la empresa tendrá que “cumplir con la totalidad de las obligaciones de su respectivo Contrato de Concesión” iniciado en 1995, lo que incluye el pago de regalías a la provincia y la presentación de inventarios trimestrales.

El Estado Nacional ratificó su intención de convocar a un proceso competitivo para otorgar una nueva concesión.

Mientras tanto, se mantendrá un veedor oficial para supervisar la operación y se invitó a la provincia de Chubut a designar un representante para colaborar en la transición.

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La Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente autorizó la cesión del 100% de la participación de YPF en las concesiones de explotación de hidrocarburos de las áreas Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande, a favor de Venoi.

La medida se enmarca en el proceso de reestructuración de activos convencionales iniciado por YPF a través del denominado Plan Andes, mediante el cual la compañía busca focalizar su estrategia en activos no convencionales, mientras transfiere áreas convencionales a operadores con mayor especialización en este tipo de yacimientos.

“Esta cesión es parte del dinamismo y atomización de los actores del sector, de una reconfiguración del mapa de operadores en Mendoza”, destacó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, y agregó que “tenemos la obligación y la responsabilidad de trabajarlo como una oportunidad de mejorar en eficiencia para crecer en producción”.

Por su parte, el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, aseguró que “este proceso permite sostener la actividad en áreas convencionales, promover nuevas inversiones y garantizar la continuidad productiva bajo un esquema de control técnico, económico, legal y ambiental por parte de la Provincia.

Continuidad operativa y seguridad jurídica

Las áreas convencionales continúan cumpliendo un rol clave para Mendoza. No solo por su aporte productivo, sino también por la infraestructura existente, el empleo local, la cadena de proveedores, el conocimiento técnico acumulado y la recaudación provincial asociada a la actividad.

Las áreas Cerro Fortunoso y Valle del Río Grande fueron otorgadas originalmente a YPF y se encuentran dentro del conjunto de activos convencionales de la provincia. La resolución autoriza la transferencia a Venoil S.A. luego de la intervención de las áreas técnicas, económicas y legales correspondientes, que evaluaron la capacidad legal, técnica y económico-financiera de la cesionaria.

La autorización otorgada tendrá una vigencia de cuatro meses desde la notificación de la resolución. Dentro de ese plazo, YPF S.A. y Venoil S.A. deberán formalizar la escritura pública definitiva de cesión y presentarla ante la Dirección de Hidrocarburos para su toma de razón y efectiva vigencia.

Además, la resolución deja establecido que el pedido de prórroga de las concesiones por 10 años, solicitado por las partes, será analizado en una instancia posterior, una vez perfeccionada la cesión.

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El Gobernador Alberto Weretilneck destacó la aprobación del RIGI para el Gasoducto Dedicado San Matías, una obra de U$S 1.300 millones que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina y generará nuevas oportunidades de empleo, inversión y desarrollo para Río Negro.

La decisión del Comité Evaluador del RIGI marca un nuevo paso dentro del proyecto de GNL que Southern Energy (Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG) desarrollará en el Golfo San Matías.

“Cada avance confirma que nuestra provincia se consolida como un destino confiable para las inversiones, con reglas claras y una visión de desarrollo de largo plazo”, sostuvo Weretilneck.

El Gasoducto Dedicado San Matías permitirá transportar gas natural desde la cuenca neuquina hasta la costa rionegrina, donde será abastecido el sistema de unidades flotantes de licuefacción que exportará GNL argentino al mundo.

“Sabemos que falta y que queda mucho por hacer. Pero también sabemos que las grandes transformaciones empiezan así: con decisiones, inversiones y obras concretas que generan trabajo, desarrollo y oportunidades para los rionegrinos”, afirmó el Gobernador.

Se trata de una infraestructura central para completar la cadena de exportación de gas desde Vaca Muerta hacia los mercados internacionales, con Río Negro como punto estratégico de salida. La obra tendrá 471 kilómetros de extensión y capacidad para transportar 27 millones de metros cúbicos diarios.

Con este nuevo paso, Río Negro consolida su rol en el mapa energético nacional e internacional, como puerta de salida de la energía argentina al mundo y como protagonista de una etapa histórica que proyecta desarrollo para las próximas décadas.

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La provincia del Neuquén y la empresa YPF firmaron un acuerdo estratégico destinado a mejorar la competitividad del proyecto de gas natural licuado (GNL), en una apuesta de largo plazo para posicionar a la Argentina como exportador global de energía a partir del aporte fundamental de Vaca Muerta.

El convenio fue rubricado por el gobernador Rolando Figueroa y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín. Establece un régimen especial de incentivos para viabilizar el desarrollo del proyecto de GNL asociado a áreas no convencionales de Vaca Muerta.

“Avanzamos muchísimo. Los equipos técnicos vienen trabajando desde hace ocho meses y vamos a enviar el acuerdo a la Legislatura para su aprobación”, destacó el gobernador.

Figueroa consideró que es necesario que el GNL argentino sea competitivo en el mundo. “Si no logramos precios competitivos, no habrá inversiones ni mercado para exportar”, aseguró.

Dijo que por ese motivo se trabajó sobre un esquema que permita competitividad para las empresas y garantías para la provincia, “estableciendo pisos y techos vinculados al precio sobre el que se pagan las regalías”.

“Todo está condicionado a la firma definitiva del proyecto de inversión entre YPF y los socios internacionales. Una vez firmado, se activarán las condiciones del acuerdo”, explicó el mandatario neuquino y remarcó que “es un paso histórico para Neuquén, porque garantiza inversiones y consolida una nueva etapa de desarrollo vinculada al GNL”.

El acuerdo 

En los fundamentos del acuerdo, se destaca que YPF trabaja en un proyecto GNL de clase mundial, que incluye un esquema de aceleración del desarrollo a mayor escala, intensidad de inversión y horizonte productivo de las concesiones no convencionales, con capacidad de generar un incremento sustancial del nivel de actividad y explotación de los recursos hidrocarburíferos provinciales, mayores volúmenes de producción, expansión de infraestructura, gasoducto de transporte y un impacto económico positivo en el mediano y largo plazo.

También se indica que el contexto de alta competencia internacional y las desventajas logísticas de la Argentina hacen necesario establecer condiciones especiales que otorguen previsibilidad y competitividad al proyecto. Se remarca que la magnitud de las inversiones requiere garantías de estabilidad y mecanismos compatibles con estándares internacionales de financiamiento. 

El convenio alcanza a las concesiones Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y el lote Las Tacanas, sobre las cuales YPF solicitó la conformación de cinco nuevas concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH): Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, y Aguada Villanueva Norte. Según el texto del acuerdo, la Provincia ya evaluó técnicamente los proyectos y consideró que resultan adecuados para maximizar la renta hidrocarburífera y promover el desarrollo económico provincial.

La iniciativa contempla un esquema de aceleración de inversiones y producción vinculado directamente al futuro desarrollo exportador de GNL. En ese marco, YPF deberá notificar en un plazo máximo de 24 meses la decisión final de inversión y la obtención del financiamiento internacional necesario para el proyecto.

En el acuerdo, YPF asumió un compromiso de inversión en infraestructura por 175 millones de dólares, monto que podrá ejecutarse mediante obras o aportes económicos destinados a proyectos definidos con el gobierno provincial. El acuerdo señala que esas inversiones deberán traducirse en mejoras concretas para las comunidades vinculadas al desarrollo hidrocarburífero, fortaleciendo infraestructura, servicios y condiciones de vida.

Además, la Provincia acordó otorgar estabilidad fiscal por un plazo de hasta 30 años posteriores a la puesta en marcha de cada etapa del proyecto, siempre que mantenga su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

El proyecto de GNL tendrá capacidad para generar un incremento sustancial de la actividad económica, mayores volúmenes de producción de gas, expansión de infraestructura dedicada y la construcción de un gasoducto específico para abastecer el complejo exportador.

La entrada en vigencia del acuerdo dependerá ahora de la aprobación de los decretos provinciales correspondientes, la ratificación de la Legislatura neuquina y la confirmación formal de la inversión y financiamiento del proyecto GNL.

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El gobernador Rogelio Frigerio inauguró en Arroyo Barú el Parque Solar Fotovoltaico, una obra que demandó una inversión de 600 millones de pesos y que permitirá fortalecer la matriz energética local tanto para el desarrollo de la industria, como para los pobladores.

Tras inaugurar las nuevas instalaciones, el mandatario subrayó que este parque solar “es una respuesta al sector privado, que necesita energía para seguir creciendo, para tomar más empleados”; pero además “es para la gente, y el Estado responde a esa demanda con estas obras, con estas inversiones”.

Para dimensionar la magnitud de la obra, hizo notar que “en este momento la demanda de energía del pueblo es un poco más de lo que se genera con esta energía solar. Por supuesto en el verano la demanda es mayor y esto funciona como un estabilizador, pero es muy importante”.

“Creo que es un momento bisagra para la comuna, para la región y quería estar acá compartiendo este momento”, enfatizó luego y destacó que a este parque solar se sumará en los primeros meses del año próximo la subestación transformadora de 33 a 13.3 kv, que permitirá alimentar tanto a la localidad como a la zona productiva. “Esto va a permitir la radicación de más industrias y beneficiar a las existentes que reclaman hoy mayor potencia”, dijo finalmente.

Por su parte, el presidente comunal de Arroyo Barú, Javier Soto, indicó que a partir de la puesta en marcha de esta obra, se está inyectando energía limpia y renovable a la red. “Es un punto de inflexión para nuestra comunidad porque esto trae aparejado crecimiento, desarrollo e inversión; y que el gobernador esté presente acá hoy, manifiesta su visión de apostar a que la provincia crezca y se desarrolle”, concluyó.

Sobre el parque solar, el presidente de Enersa, Uriel Brupbacher, precisó que “son 483 kw los que se generarán y una inversión de 600 millones de pesos”; y destacó que con esta obra “estamos mejorando la calidad del servicio y contribuyendo a las inversiones que se están planteando en la zona, al abastecer y liberar parte de la línea que se ocupaba para otros servicios”.

Adelantó luego que se trabaja en “la subestación, que permitirá mejorar muchísimo más la calidad de servicio, tanto en el tipo de incidencia en la energía, como en el abastecimiento a industrias e inversiones agrícolas que se están desarrollando en la zona”.

Estuvo presente además en la inauguración de la obra, el secretario de Energía de la provincia, Jorge Tarchini.

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Mendoza dio un nuevo paso en la consolidación de su matriz energética renovable con la entrada en operación comercial plena del Parque Solar San Rafael, desarrollado por la empresa Genneia en el distrito de 25 de Mayo.

Con una potencia instalada de 180 MW, el proyecto eleva la capacidad solar de la provincia a cerca de 800 MW en operación. «La entrada en operación plena de un nuevo parque solar en Mendoza refleja la transición energética que efectivamente está abordando la provincia de Mendoza, con planificación que surge de la sinergia entre la visión del regulador, junto a la inversión y eficiencia del sector privado», afirmó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.

La ministra agregó que este nuevo hito «reafirma el posicionamiento de Mendoza como una provincia modelo en energías renovables» y destacó que el crecimiento de la infraestructura energética provincial constituye una herramienta fundamental para acompañar el desarrollo industrial y minero con energía limpia, competitiva y sostenible.

Por su parte, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, destacó que «la habilitación comercial de San Rafael ratifica nuestra capacidad de ejecución a gran escala. Este activo suministrará energía eficiente a la industria argentina, con especial foco en el sector minero de la región, que demanda soluciones de descarbonización robustas para viabilizar sus operaciones en los mercados globales”.

La obra demandó una inversión de USD 180 millones y forma parte de un conjunto de proyectos que posicionan a Mendoza entre las jurisdicciones con mayor crecimiento en generación solar del país.

El parque se emplaza sobre un predio de 500 hectáreas y cuenta con 400.000 paneles solares bifaciales de alta eficiencia. Su producción anual superará los 500.000 MWh, volumen equivalente al consumo eléctrico de aproximadamente 135.000 hogares. Además, contribuirá a evitar la emisión de cerca de 230.000 toneladas de dióxido de carbono por año, reforzando el aporte de la provincia a la transición energética y a la reducción de emisiones.

Con la puesta en marcha del Parque Solar San Rafael, Genneia supera los USD 430 millones invertidos en Mendoza. La compañía cuenta actualmente con tres activos solares operativos en la provincia que suman 450 MW de capacidad instalada, consolidando al territorio mendocino como uno de los principales polos de generación solar de Argentina.

Esta capacidad resulta estratégica para abastecer a grandes usuarios industriales a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), fortaleciendo la oferta de energía limpia para sectores productivos con creciente demanda energética, entre ellos la minería, la industria y otras actividades vinculadas al desarrollo económico provincial.

Energía renovable para impulsar el crecimiento productivo y el empleo

Durante la etapa de construcción, la obra movilizó a más de 300 trabajadores en su pico de actividad, generando empleo y movimiento económico en la región.

La incorporación de nueva generación renovable adquiere especial relevancia en el contexto del crecimiento de sectores estratégicos como la minería, que requiere cada vez más disponibilidad de energía competitiva para abastecer proyectos de exploración, construcción y producción.

El acceso a energía limpia constituye además un factor determinante para el cumplimiento de estándares ambientales, sociales y de gobernanza (ESG), cada vez más exigidos por los mercados internacionales y por los organismos de financiamiento que acompañan el desarrollo de grandes proyectos productivos.

En este escenario, Mendoza avanza en la construcción de una oferta energética capaz de acompañar el crecimiento de la actividad minera y de otros sectores industriales, fortaleciendo su competitividad y generando nuevas oportunidades de inversión.

Una estrategia integral para fortalecer la matriz energética mendocina

La puesta en funcionamiento de San Rafael se suma a otros proyectos estratégicos incorporados recientemente al sistema eléctrico provincial, entre ellos El Quemado, inaugurado recientemente en el departamento de Las Heras, y el Parque Solar Anchoris, en Luján de Cuyo, con 180 MW.

Actualmente Mendoza suma 774,4 MW de capacidad instalada con los distintos parques solares que tiene en funcionamiento en el territorio provincial. En línea con este crecimiento en energías limpias, se proyecta superar los 1000 MW al 2030 con proyectos en carpeta como el Parque Solar Mendoza Sur, también de Genneia.

El crecimiento de la generación eléctrica se complementa con uno de los programas de infraestructura energética más importantes de los últimos años. Entre las obras actualmente en marcha se destacan la Estación Transformadora Valle de Uco, la Estación Transformadora Mendoza Norte y la obra Marcado-La Dormida, además del reciente inicio del proceso licitatorio para una nueva línea de alta tensión de 132 kV que conectará San Rafael con General Alvear.

Estas inversiones permitirán ampliar la capacidad de transporte eléctrico, mejorar la confiabilidad del sistema y generar las condiciones necesarias para incorporar nuevos proyectos de generación renovable en todo el territorio provincial.

De esta manera, Mendoza continúa consolidando una política energética basada en la expansión de la generación limpia, la modernización de la infraestructura eléctrica y la articulación entre los sectores público y privado.

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La Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP) ubicada en Arroyito, Neuquén, podría reactivarse tras una década sin producción gracias a una propuesta de modernización presentada por las empresas Saesa y Spark. El proyecto, que contempla una inversión superior a 120 millones de dólares, busca poner en funcionamiento al menos una de las líneas productivas en un plazo de tres años.

El 19 de mayo, ambas compañías llevaron su iniciativa al Ministerio de Economía, que junto con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), propietaria de las instalaciones, comenzó a analizar la propuesta. Juan Bosch, CEO de Saesa, señaló que el agua pesada tiene una demanda significativa no solo en la energía nuclear, sino también en sectores como la medicina y la industria farmacéutica.

El plan se apoya en el desarrollo actual de Vaca Muerta, usando el gas extraído de esta formación no convencional para abastecer la planta. Bosch confirmó que ya se firmaron preacuerdos con algunas operadoras de la cuenca y que las conversaciones continúan avanzando. Además, estimó que la reactivación podría generar cerca de 200 empleos directos.

Desde 2017, cuando la planta dejó de operar durante el gobierno de Mauricio Macri, la PIAP ha sido objeto de varios intentos de reactivación sin resultados concretos. Incluso se propusieron alternativas para reconvertir el complejo, como la producción de fertilizantes. El gobierno neuquino también realizó una ronda de consultas con potenciales inversores internacionales a mediados de 2025 para impulsar el interés privado.

Saesa busca producir agua pesada y ha recibido buena recepción en mercados internacionales, especialmente en Europa, donde cuenta con una oficina comercial. Tras la presentación formal, el Ejecutivo nacional podría declarar de interés público el proyecto y convocar a una licitación pública para concesionar la planta, proceso en el que la propuesta de Saesa y Spark competirá en igualdad de condiciones.

En relación con los plazos, Bosch explicó que no existe un límite temporal impuesto por la normativa nacional, por lo que el avance dependerá del aval gubernamental y la demanda del mercado. “Nuestro planteo es que pertenezca al Estado, pero con una concesión para que se pueda modernizar y luego aprovechar en términos de producción”, afirmó.

La planta, inaugurada en 1993 durante la presidencia de Carlos Menem, alcanzó su pico de producción en 1998 y luego comenzó un declive que culminó con su paralización dos décadas después. Durante los últimos nueve años, solo se realizaron trabajos de mantenimiento con presupuestos limitados.

Bosch remarcó la oportunidad que representa la reactivación para Vaca Muerta, ya que la planta podría procesar hasta 600.000 metros cúbicos de gas por día, transformando este recurso en un producto de exportación con alto valor agregado. Esto permitiría integrar a Argentina en las principales cadenas productivas globales de energía nuclear, salud, biotecnología y farmacéutica.

El próximo paso sería realizar un estudio técnico para evaluar el estado actual de la PIAP, que desde su cierre solo ha contado con mantenimiento básico. Saesa y Spark confían en que esta iniciativa podrá dinamizar la economía regional y fortalecer la industria energética nacional a través de esta planta emblemática.

La entrada Presentan un plan para reactivar la PIAP con gas de Vaca Muerta: generará 200 empleos se publicó primero en Energía Online.

La Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP) ubicada en Arroyito, Neuquén, podría reactivarse tras una década sin producción gracias a una propuesta de modernización presentada por las empresas Saesa y Spark. El proyecto, que contempla una inversión superior a 120 millones de dólares, busca poner en funcionamiento al menos una de las líneas productivas en un plazo de tres años.

El 19 de mayo, ambas compañías llevaron su iniciativa al Ministerio de Economía, que junto con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), propietaria de las instalaciones, comenzó a analizar la propuesta. Juan Bosch, CEO de Saesa, señaló que el agua pesada tiene una demanda significativa no solo en la energía nuclear, sino también en sectores como la medicina y la industria farmacéutica.

El plan se apoya en el desarrollo actual de Vaca Muerta, usando el gas extraído de esta formación no convencional para abastecer la planta. Bosch confirmó que ya se firmaron preacuerdos con algunas operadoras de la cuenca y que las conversaciones continúan avanzando. Además, estimó que la reactivación podría generar cerca de 200 empleos directos.

Desde 2017, cuando la planta dejó de operar durante el gobierno de Mauricio Macri, la PIAP ha sido objeto de varios intentos de reactivación sin resultados concretos. Incluso se propusieron alternativas para reconvertir el complejo, como la producción de fertilizantes. El gobierno neuquino también realizó una ronda de consultas con potenciales inversores internacionales a mediados de 2025 para impulsar el interés privado.

Saesa busca producir agua pesada y ha recibido buena recepción en mercados internacionales, especialmente en Europa, donde cuenta con una oficina comercial. Tras la presentación formal, el Ejecutivo nacional podría declarar de interés público el proyecto y convocar a una licitación pública para concesionar la planta, proceso en el que la propuesta de Saesa y Spark competirá en igualdad de condiciones.

En relación con los plazos, Bosch explicó que no existe un límite temporal impuesto por la normativa nacional, por lo que el avance dependerá del aval gubernamental y la demanda del mercado. “Nuestro planteo es que pertenezca al Estado, pero con una concesión para que se pueda modernizar y luego aprovechar en términos de producción”, afirmó.

La planta, inaugurada en 1993 durante la presidencia de Carlos Menem, alcanzó su pico de producción en 1998 y luego comenzó un declive que culminó con su paralización dos décadas después. Durante los últimos nueve años, solo se realizaron trabajos de mantenimiento con presupuestos limitados.

Bosch remarcó la oportunidad que representa la reactivación para Vaca Muerta, ya que la planta podría procesar hasta 600.000 metros cúbicos de gas por día, transformando este recurso en un producto de exportación con alto valor agregado. Esto permitiría integrar a Argentina en las principales cadenas productivas globales de energía nuclear, salud, biotecnología y farmacéutica.

El próximo paso sería realizar un estudio técnico para evaluar el estado actual de la PIAP, que desde su cierre solo ha contado con mantenimiento básico. Saesa y Spark confían en que esta iniciativa podrá dinamizar la economía regional y fortalecer la industria energética nacional a través de esta planta emblemática.

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Pluspetrol anunció la apertura de inscripciones para Young Trails 2026, su programa destinado a jóvenes profesionales que buscan integrarse a equipos de Exploración & Producción. La convocatoria comenzó el 4 de junio y está dirigida a graduados o próximos a graduarse que deseen colaborar en el desarrollo de Vaca Muerta, el principal proyecto de hidrocarburos no convencionales en Argentina.

Los interesados podrán postularse a través de la página web oficial de la empresa, apuntando a perfiles orientados a la exploración y producción de hidrocarburos. La iniciativa ofrece la oportunidad de formar parte de proyectos vinculados a Vaca Muerta, que concentra una gran parte de la actividad y las inversiones del sector energético en el país.

En la presentación oficial, Pluspetrol definió a Young Trails como “su programa de jóvenes profesionales” y destacó que busca incorporar talentos que acompañen la operación de la compañía en este segmento. Además, señaló que el programa está pensado para quienes tengan “ganas de impulsar el futuro energético del país”.

Con más de una década de trayectoria, Young Trails se consolida como un esquema que impulsa el desarrollo profesional de nuevas generaciones, ofreciendo acompañamiento y oportunidades de crecimiento dentro de la organización.

La empresa también informó que, además del portal de inscripción, se podrá acceder a más información sobre el programa a través de sus redes sociales corporativas.

Pluspetrol es una empresa privada, internacional e independiente que se enfoca en la exploración y producción de hidrocarburos. Fundada hace más de 45 años en Neuquén, Argentina, la compañía ocupa actualmente el cuarto lugar en producción de petróleo y el sexto en gas en el país. Asimismo, tiene operaciones en Perú, donde es el principal productor de gas y petróleo, y presencia en Brasil, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos y Uruguay.

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Pluspetrol anunció la apertura de inscripciones para Young Trails 2026, su programa destinado a jóvenes profesionales que buscan integrarse a equipos de Exploración & Producción. La convocatoria comenzó el 4 de junio y está dirigida a graduados o próximos a graduarse que deseen colaborar en el desarrollo de Vaca Muerta, el principal proyecto de hidrocarburos no convencionales en Argentina.

Los interesados podrán postularse a través de la página web oficial de la empresa, apuntando a perfiles orientados a la exploración y producción de hidrocarburos. La iniciativa ofrece la oportunidad de formar parte de proyectos vinculados a Vaca Muerta, que concentra una gran parte de la actividad y las inversiones del sector energético en el país.

En la presentación oficial, Pluspetrol definió a Young Trails como “su programa de jóvenes profesionales” y destacó que busca incorporar talentos que acompañen la operación de la compañía en este segmento. Además, señaló que el programa está pensado para quienes tengan “ganas de impulsar el futuro energético del país”.

Con más de una década de trayectoria, Young Trails se consolida como un esquema que impulsa el desarrollo profesional de nuevas generaciones, ofreciendo acompañamiento y oportunidades de crecimiento dentro de la organización.

La empresa también informó que, además del portal de inscripción, se podrá acceder a más información sobre el programa a través de sus redes sociales corporativas.

Pluspetrol es una empresa privada, internacional e independiente que se enfoca en la exploración y producción de hidrocarburos. Fundada hace más de 45 años en Neuquén, Argentina, la compañía ocupa actualmente el cuarto lugar en producción de petróleo y el sexto en gas en el país. Asimismo, tiene operaciones en Perú, donde es el principal productor de gas y petróleo, y presencia en Brasil, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos y Uruguay.

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Durante mayo de 2026, la actividad de completación en Vaca Muerta registró un repunte significativo al alcanzar 2.484 etapas de fractura, lo que representa un aumento del 6,4% respecto a las 2.335 operaciones realizadas en abril. Este desempeño convierte a mayo en el segundo mejor mes del año, solo superado por marzo, que tuvo 2.616 punciones.

El informe mensual elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, destaca que en los primeros cinco meses del año ya se acumularon 12.198 etapas de fractura, manteniendo a Vaca Muerta en niveles históricamente elevados pese a algunas fluctuaciones mensuales. La secuencia de actividad mensual muestra un ritmo intenso: enero cerró con 2.392 fracturas, febrero con 2.371, marzo alcanzó el máximo anual, abril descendió y mayo volvió a crecer.

El petróleo sigue siendo el motor principal del desarrollo no convencional en la región. De las fracturas realizadas en mayo, el 96,2% correspondieron a proyectos petroleros, totalizando 2.390 operaciones, mientras que solo 94 etapas correspondieron a la ventana de gas, concentradas principalmente en desarrollos de Tecpetrol en Fortín de Piedra.

Desde el inicio del desarrollo masivo en Vaca Muerta, se han acumulado 110.619 etapas de fractura. El crecimiento en la última década fue exponencial, pasando de 1.716 punciones anuales en 2016 a un récord de 23.894 fracturas en 2025, lo que implica un incremento superior al 1.290% en menos de diez años.

En cuanto a las empresas operadoras, YPF mantiene un liderazgo sólido, concentrando el 50% de la actividad mensual con 1.242 etapas de fractura en mayo. Le siguen Vista Energy con 405 operaciones (16,3%) y Chevron con 188 fracturas (7,6%). Chevron además presentó un megaproyecto de u$s13.800 millones para desarrollar el área El Trapial en Neuquén, reforzando su compromiso con la región.

En el ranking histórico, YPF acumula 53.906 etapas de fractura, casi la mitad de todas las realizadas desde 2016. Vista Energy, Tecpetrol, Pan American Energy, Shell y Pluspetrol completan la lista de las operadoras más activas. Destaca la evolución de Vista Energy, que pasó de 286 fracturas en 2019 a más de 2.600 en 2025, consolidándose como un actor clave.

Por áreas, Loma Campana, operada por YPF, se posicionó nuevamente como el bloque con mayor actividad en mayo con 689 etapas de fractura. Le siguen La Amarga Chica y Bajada del Palo Oeste, con 323 y 260 fracturas respectivamente, ambos proyectos de alta productividad.

En el sector de servicios, Halliburton se afirma como líder indiscutido, ejecutando 1.303 etapas de fractura en mayo, equivalentes al 52,5% de toda la actividad mensual. La empresa trabajó principalmente para YPF, Chevron y Shell. SLB se posicionó en segundo lugar con 651 fracturas (26%), seguida por Calfrac, Tenaris y SPI.

El informe refleja que Vaca Muerta podría superar el récord anual de fracturas alcanzado en 2025 si mantiene el ritmo actual. Con 12.198 etapas acumuladas en cinco meses, la formación está en camino de alcanzar cerca de 29.000 fracturas en 2026, consolidándose como uno de los principales polos de shale a nivel global a pesar de la volatilidad internacional y los desafíos logísticos.

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Una empresa suiza adquirió los activos de la Raizen Argentina, dueña de 894 estaciones de servicio Shell y la refinería de Dock Sud por U$S1.420 millones.

Se trata de Mercuria Energy Group que en la Argentina es socia del empresario José Luis Manzano. La firma adquiriente aseguró que mantendrá la continuidad de los empleados y los proveedores con los que hasta la fecha operaba Raizen.

“Esta adquisición refleja el compromiso de largo plazo de Mercuria con la inversión estratégica en los mercados energéticos globales y refuerza la presencia ya establecida de la compañía en América Latina”, señaló la firma en un comunicado.

La venta incluye la opción de seguir utilizando la marca y la imagen de Shell con lo cual para los consumidores no habrá ningún cambio.

La empresa dijo: “Considera que Argentina representa un mercado energético importante, con sólidos fundamentos de largo plazo y oportunidades significativas de crecimiento operativo e inversión“.

“Mercuria cuenta con la solidez financiera, la capacidad operativa y la visión de largo plazo necesarias para respaldar y hacer crecer este negocio”, dijo Brian Falik, director global de Inversiones de Mercuria.

La operación fue anunciada de manera simultánea por Raízen ante la Bolsa de San Pablo y por Mercuria desde su sede en Ginebra. La brasileña necesitaba liquidez para reestructurar una deuda de US$13.240 millones —solo superada en el historial reciente de Brasil por la de la antigua Odebrecht— y tiene urgencia: sus acciones en San Pablo se derrumbaron 70% en 2025. El año pasado ya había vendido sus activos en Paraguay; esta vez el movimiento es de otra escala.

En la Argentina, Mercuria tiene historia. Ingresó al país en 2009 bajo el nombre El Trébol y luego se fusionó con Andes Energía —el vehículo del empresario José Luis Manzano— para dar origen a Phoenix Global Resources, la petrolera que fue la primera en producir petróleo no convencional en Río Negro. Sus actividades en América Latina abarcan desde México y Panamá hasta la Argentina, donde ya opera activos logísticos además de su participación en Phoenix.

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El Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa activó el estado de alerta y movilización en Vaca Muerta debido a la falta de respuestas concretas en las negociaciones con las empresas petroleras de la región.

Tras casi dos meses de conversaciones sin resultados definitivos, la organización gremial informó a la Subsecretaría de Trabajo de Neuquén sobre la medida adoptada. El sindicato, liderado por Marcelo Rucci, cuestionó la dilación en las negociaciones y responsabilizó a las operadoras por la falta de definiciones en el último mes en relación a los reclamos de los trabajadores que desempeñan funciones en el sector de torre.

El conflicto colectivo fue formalmente comunicado el 15 de abril, junto con la notificación del inicio de medidas de acción directa. Sin embargo, esas medidas se suspendieron tras acordar la apertura de una mesa de diálogo para intentar resolver la situación. El 21 de abril, el sindicato anunció la suspensión de las acciones gremiales previstas, en base a compromisos adquiridos por las cámaras empresariales, con el fin de preservar el proceso negociador.

No obstante, el gremio señaló que varios de esos compromisos no se tradujeron en avances concretos, lo que generó un creciente malestar interno y llevó a endurecer la postura sindical. El reclamo se centra en las condiciones laborales del personal de torre, con puntos pendientes que aún no cuentan con respuestas satisfactorias por parte de las empresas.

Según el sindicato, la falta de definiciones genera incertidumbre entre los trabajadores y dificulta la construcción de consensos. Por ello, insistieron en la necesidad de retomar las negociaciones con propuestas que permitan acercar posiciones entre las partes involucradas.

La entidad gremial mantendrá el estado de alerta y movilización mientras continúen las negociaciones. Además, realizará reuniones internas para monitorear la situación en los distintos yacimientos de la región y evaluar el cumplimiento de los compromisos reclamados.

En caso de que no se registren avances en los próximos días, el sindicato no descartó la posibilidad de implementar nuevas medidas de fuerza. Advirtieron que el cumplimiento de los acuerdos asumidos es una “condición necesaria para encauzar el diálogo y evitar una escalada del conflicto”.

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El Gobierno de Río Negro recibió la declaración de comercialidad presentada por la empresa Phoenix Global Resources para las áreas Confluencia Norte y Confluencia Sur, vinculadas a la actividad no convencional en la formación Vaca Muerta. A partir de esta presentación, la Provincia avanzará en la evaluación del pedido de concesión correspondiente, en el marco del seguimiento de las inversiones y el desarrollo productivo de estas áreas.

La presentación se realizó luego del cierre de la etapa exploratoria, en la que la empresa obtuvo resultados positivos y propuso su unificación conforme a lo previsto en el pliego de licitación.

“Si bien aún resta la aprobación técnica formal, este es un paso muy importante para la Provincia. La declaración de comercialidad en áreas vinculadas a Vaca Muerta muestra que Río Negro tiene potencial, planificación y condiciones para seguir ampliando su desarrollo energético”, sostuvo la Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.

Resultados positivos en la etapa exploratoria

Durante la reunión de comisión de enlace técnico, la empresa repasó algunas inversiones, como la perforación de 2 pads, con un total de 7 pozos horizontales, lo que permitió adquirir, registrar e interpretar información clave del subsuelo.

A partir de la performance de producción del bloque, se determinó un fluido del orden de los 27 grados API, con volúmenes destacados dentro de los pads del no convencional shale.

Otro dato relevante es que durante la fase exploratoria se utilizó un 75% de arena rionegrina y la gestión de residuos se realizó dentro de la provincia, fortaleciendo el impacto local de la actividad.

“Para nosotros es central que cada proyecto energético se traduzca en más actividad para Río Negro, más participación de proveedores locales y más oportunidades para los rionegrinos. La energía tiene que ser una palanca de desarrollo provincial”, afirmó Moya.

Además, en el marco de los contratos vigentes, durante la última semana se realizaron reuniones de comisión de enlace técnico con Quintana E&P Argentina SRL, Tango Energy Argentina SA y Tecpetrol SA. Allí participaron equipos técnicos de la Secretaría de Hidrocarburos, la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y el Departamento Provincial de Aguas (DPA).

El objetivo fue evaluar la actividad realizada, verificar el cumplimiento de compromisos contractuales y analizar las proyecciones de trabajo en cada área.

Quintana: sobrecumplimiento en Estación Fernández Oro

En el área Estación Fernández Oro, operada por Quintana E&P Argentina SRL, la empresa expuso los montos de inversión ejecutados hasta la fecha, que reflejan un sobrecumplimiento de los compromisos asumidos durante el proceso de extensión del plazo de concesión.

Durante 2025 y 2026 se realizaron 4 workover, 4 reactivaciones y mejoras productivas mediante optimizaciones.

También se destacaron los avances del proyecto piloto de reinyección de gas para movilizar líquidos. A la fecha, se reinyectaron 54 millones de metros cúbicos mediante compresores propios y rentados.

La empresa prevé poner próximamente en producción los pozos vinculados al proyecto para evaluar su viabilidad.

Tango: nuevas inversiones y actividad en áreas prorrogadas

En el caso de las áreas Entre Lomas, 25 de Mayo–Medanito SE y Jagüel de los Machos, actualmente bajo titularidad de Tango Energy, la comisión se centró en la continuidad de los compromisos asumidos y su adecuación a la visión de la nueva empresa.

En esas áreas se realizaron 16 workover y se continuó con el proyecto piloto de recuperación secundaria con agua de formación. Y para lo que resta del año, la empresa tiene prevista la perforación de un pozo, 12 workover y 130 reactivaciones.

Además, se destacó una inversión en facilities superior a los 15 millones de dólares, que incluye la construcción de un nuevo oleoducto de 12 pulgadas y una traza de 30 kilómetros para tratar la producción de Entre Lomas en la planta de 25 de Mayo–Medanito.

Tecpetrol: seguimiento del área Agua Salada

En el área Agua Salada, operada por Tecpetrol SA, durante 2025 y 2026 se realizaron 2 workover, la fractura del pozo BLC.x-1 y 15 intervenciones con equipos de pulling para sostener los niveles de producción.

Para este año, la empresa tiene prevista la puesta en producción del pozo BLC.x-1 y la realización de un nuevo workover.

Energía con control, planificación y rumbo provincial

Desde la Secretaría de Hidrocarburos se continuará con nuevas reuniones de comisión de enlace, como parte del esquema de seguimiento que la Provincia sostiene sobre la actividad hidrocarburífera.

El Gobierno Provincial ratifica así una política de control técnico, diálogo permanente con las empresas y defensa de los recursos rionegrinos, en una etapa en la que el desarrollo energético ocupa un lugar estratégico para el futuro de Río Negro.

“Río Negro está en marcha porque hay planificación, control y una decisión clara de defender nuestros recursos. El crecimiento energético tiene sentido si genera desarrollo, empleo y oportunidades concretas para nuestra gente”, concluyó Moya.

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Para acompañar el desarrollo de las actividades productivas bajo criterios de sostenibilidad y control permanente, la secretaría de Ambiente y Recursos Naturales de la Provincia, a través de la dirección provincial de Fiscalización y Control de Procesos, intensificó durante abril las tareas de control y monitoreo ambiental en todo el territorio neuquino.

Se alcanzó un total de 511 inspecciones realizadas en actividades vinculadas al sector hidrocarburífero, residuos especiales, minería y desarrollo sostenible.

Los datos reflejan un importante crecimiento de la actividad fiscalizadora respecto de abril de 2025, cuando se habían efectuado 91 inspecciones. De esta manera, la cantidad de controles realizados aumentó un 462 por ciento en términos interanuales, consolidando la política de fortalecimiento de la presencia territorial y el seguimiento de las actividades productivas.

Durante abril de 2026 se recibieron 607 solicitudes de inspección, de las cuales 542 estuvieron relacionadas con fiscalización de Oil & Gas, residuos especiales y minería, mientras que las restantes 65 correspondieron a fiscalización ambiental y desarrollo sostenible en el ámbito pecuario.

Del total de inspecciones efectivamente realizadas, 478 estuvieron vinculadas a actividades de Oil & Gas, residuos especiales y minería, mientras que 33 correspondieron a controles ambientales y de desarrollo sostenible. Esto representa una cobertura del 84 por ciento de las inspecciones solicitadas para el período.

En el sector hidrocarburífero, los controles incluyeron el seguimiento de incidentes ambientales, la fiscalización de equipos de torre, relevamientos de instalaciones, canteras y programas de monitoreo ambiental. En este sentido, se realizaron 52 inspecciones asociadas al seguimiento de incidentes, 90 vinculadas a equipos de torre y 336 correspondientes a otras acciones de control y monitoreo.

Desde la dirección provincial de Fiscalización y Control de Procesos destacaron que en este último grupo se logró una cobertura superior a la planificada gracias al relevamiento y control integral de instalaciones en el yacimiento Aguada San Roque, operado por TotalEnergies.

La comparación con abril de 2025 evidencia además un crecimiento significativo en todos los segmentos de fiscalización. Las inspecciones en actividades de Oil & Gas, residuos especiales y minería pasaron de 76 a 478 controles, mientras que las vinculadas a fiscalización ambiental y desarrollo sostenible aumentaron de 15 a 33 inspecciones.

Asimismo, los controles asociados al seguimiento de incidentes, canteras y programas de monitoreo crecieron de 60 a 388 intervenciones, y las inspecciones sobre equipos de torre pasaron de 16 a 90 durante el mismo período.

Los resultados obtenidos reflejan el fortalecimiento de las capacidades de fiscalización ambiental de la provincia, orientadas a garantizar el cumplimiento de la normativa vigente, prevenir impactos ambientales y acompañar el desarrollo de las actividades productivas bajo criterios de sostenibilidad y control permanente.

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La Federación de Trabajadores de la Industria del Gas Natural de la República Argentina (FETIGNRA) declaró el estado de alerta nacional y expresó su contundente rechazo a los despidos y a los procesos de tercerización que se vienen registrando en empresas distribuidoras y transportadoras de gas en todo el país.

En un comunicado, la organización gremial sostuvo que las desvinculaciones se producen a pesar de que el sector atravesó uno de los mejores momentos económicos de los últimos años, con balances favorables, aumentos tarifarios autorizados y una mejora de sus indicadores financieros.

La federación calificó la reducción de personal propio como una medida que no responde a necesidades operativas ni económicas reales, sino a una estrategia empresarial destinada a reducir costos laborales mediante la sustitución de trabajadores en relación de dependencia por empresas contratistas y tercerizadas.

Según el documento, esta práctica implica una clara precarización de las condiciones laborales y afecta a trabajadores con experiencia, conocimiento técnico y años de servicio en la actividad.

Además, la organización advirtió que numerosas tareas que históricamente eran realizadas por personal especializado están siendo transferidas a empresas tercerizadas que, según FETIGNRA, emplean trabajadores con menores niveles de protección laboral y, en algunos casos, sin la capacitación técnica adecuada para funciones vinculadas a un servicio público esencial.

La federación también manifestó su preocupación por el impacto que la reducción sistemática de personal propio podría tener sobre la calidad del servicio y la seguridad de las instalaciones relacionadas con la distribución y el transporte de gas natural.

En ese sentido, cuestionó la “pasividad” de los organismos de control y sostuvo que la defensa de la seguridad operacional, la calidad del servicio y la protección de los trabajadores debería ser una prioridad para las autoridades regulatorias.

Por último, FETIGNRA exigió el cese inmediato de los despidos que considera injustificados, la preservación de los puestos de trabajo, el respeto de los derechos laborales adquiridos y la implementación de políticas orientadas a la capacitación, la estabilidad y el desarrollo profesional de los trabajadores del sector.

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Luego de que la Secretaría de Energía informara este martes un nuevo ajuste en el régimen de precios del gas propano con que se abastecen diversas localidades del país, el Gobierno aprobó los nuevos cuadros tarifarios para las empresas distribuidoras, que deberán incluir las bonificaciones establecidas en el marco del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

La medida se implementó a través de varias resoluciones del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE), publicadas este jueves en el Boletín Oficial con la firma de su directorio: Héctor Falzone, Griselda Lambertini, Marcelo Alejandro Nachón y Vicente Serra.

Se trata de un aumento en el precio del servicio provisto en zonas donde no hay red de gas natural y el suministro en hogares y comercios es mediante redes de tuberías subterráneas.

Mediante la resolución 126/2026 publicada este martes en Boletín Oficial se estableció que el valor del gas propano que las empresas distribuidoras deberán incluir en los cuadros tarifarios pasará a representar el sesenta por ciento (60%) del Precio de Paridad de Exportación (PPE) calculado según la metodología vigente. Desde junio de 2025 era del 40%, y en marzo de 2024 había subido al 25%.

En esa línea, se aprobaron nuevos cuadros tarifarios para las empresas Camuzzi Gas Pampeana S.A., Camuzzi Gas del Sur S.A., Gas Nea S.A., Naturgy Ban S.A., Litoral Gas S.A. y la Distribuidora de Gas Cuyana S.A., que distribuyen en varias zonas del país.

El gas propano por redes se utiliza principalmente en localidades que no están conectadas a los grandes gasoductos de gas natural. En Argentina tiene una fuerte presencia en regiones patagónicas, cordilleranas y zonas aisladas del interior del país.

Entre las provincias donde existen localidades abastecidas con propano por redes se encuentran Tierra del Fuego, Santa Cruz, Chubut, Río Negro, Neuquén, La Pampa, Mendoza, Jujuy, Salta, Catamarca y La Rioja.

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Los gobernadores de nueve provincias del Norte Grande se reunirán en la sede del Consejo Federal de Inversiones (CFI) en San Telmo, Ciudad de Buenos Aires, con el propósito de definir una postura conjunta sobre la reforma del régimen de Zona Fría que impulsa el gobierno nacional de Javier Milei.

El encuentro busca superar las diferencias políticas que existen entre los mandatarios, quienes representan a diversos partidos y mantienen diferentes niveles de diálogo con la Casa Rosada. La cuestión energética, en particular la reforma del subsidio al gas natural, es uno de los temas que más consenso genera entre ellos.

Entre los participantes confirmados están los gobernadores: Osvaldo Jaldo (Tucumán), Raúl Jalil (Catamarca), Carlos Sadir (Jujuy), Gustavo Sáenz (Salta), Elías Suárez (Santiago del Estero), Gildo Insfrán (Formosa), Ricardo Quintela (La Rioja), Hugo Passalacqua (Misiones) y Juan Pablo Valdés (Corrientes). La presencia de Leandro Zdero (Chaco) era incierta hasta última hora.

La reforma en discusión busca modificar el régimen de subsidios al gas natural, que otorga descuentos del 30% al 50% en las facturas de gas para regiones con bajas temperaturas, originalmente concentrado en la Patagonia y zonas cordilleranas. En 2021, durante la gestión de Alberto Fernández, el régimen se amplió para incluir más de 4 millones de hogares en distintas provincias, entre ellas varias del norte argentino.

El gobierno de Milei cuestiona esta ampliación, argumentando que el régimen dejó de cumplir su función original y se convirtió en un subsidio generalizado que afecta a todos los usuarios. La reforma propuesta busca excluir a muchas de las zonas incorporadas en 2021, generando un ahorro fiscal estimado entre 200.000 y 460.000 millones de pesos anuales, según la evolución de tarifas y consumo.

Ante esta situación, los gobernadores del Norte Grande han comenzado a analizar un mecanismo de compensación para las provincias que enfrentan temperaturas extremas durante el verano, idea informalmente llamada “Zona Caliente”. Estas provincias suelen registrar temperaturas superiores a los 40 °C, lo que incrementa el consumo eléctrico por el uso intensivo de sistemas de refrigeración, tanto en hogares como en actividades comerciales y productivas.

El debate del martes buscará medir el consenso interno para avanzar con esta propuesta y definir los instrumentos más adecuados para negociar con el gobierno nacional. Aunque la reunión fue convocada oficialmente para revisar avances en la “Hoja de Ruta hacia un Futuro Federal”, que incluye temas de logística, recursos hídricos, educación, trabajo e industrias culturales, la cuestión energética dominará gran parte del diálogo.

Más allá de la discusión técnica, este encuentro representa una oportunidad para que gobernadores con posturas políticas diversas actúen de manera colectiva frente a la Casa Rosada, buscando recuperar capacidad de negociación en un contexto de concentración de decisiones fiscales y presupuestarias a nivel nacional.

De alcanzar un acuerdo, la negociación sobre la reforma de Zona Fría y la eventual creación de una “Zona Caliente” se convertirá en uno de los próximos capítulos clave en la compleja relación entre las provincias del Norte Grande y la administración del presidente Javier Milei.

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La Secretaría de Energía dispuso este miércoles un nuevo incremento en el porcentaje del precio del gas propano por redes que se incorpora a los cuadros tarifarios, al elevarlo del 40% al 60% del denominado Precio de Paridad de Exportación (PPE).

La medida fue oficializada mediante una resolución publicada en el Boletín Oficial y alcanza a las localidades abastecidas con gas propano indiluido por redes, un sistema utilizado principalmente en zonas que no cuentan con acceso a la red de gas natural. En provincia de Buenos Aires, de hecho, impactará principalmente en usuarios de pequeños pueblos del interior que son abastecidas con gas propano por redes.

Según los fundamentos de la norma, el objetivo es continuar con la “readecuación progresiva” de los precios para acercarlos a los costos reales de abastecimiento del servicio.

La Secretaría de Energía sostuvo que el valor actualmente reconocido en las tarifas se mantiene significativamente por debajo del precio de referencia del mercado, lo que genera distorsiones económicas y un elevado costo fiscal para el Estado nacional.

Por ese motivo, instruyó al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) a incorporar en los cuadros tarifarios un valor equivalente al 60% del precio calculado según el mecanismo establecido por la Resolución 36/2015.

Un aumento gradual del gas

La actualización forma parte de un esquema de incrementos progresivos definido por el Gobierno. En marzo de 2024, la Secretaría de Energía había establecido que el precio del propano por redes representara el 25% del valor de referencia. Posteriormente, en junio de 2025, ese porcentaje fue elevado al 40%.

Con la resolución publicada ahora, el porcentaje asciende al 60%, profundizando el proceso de reducción de subsidios y acercamiento de las tarifas a los costos de abastecimiento.

La nueva disposición entró en vigencia con su publicación en el Boletín Oficial y deberá ser aplicada por el Enargas en los cuadros tarifarios correspondientes a las localidades abastecidas con propano por redes.

Si bien la medida implica una presión alcista sobre las tarifas de los usuarios, el impacto final dependerá de cómo quede conformado cada cuadro tarifario.

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Chevron, la empresa petrolera estadounidense, presentó un megaproyecto para invertir USD 13.800 millones en el desarrollo del bloque El Trapial, ubicado en la formación de Vaca Muerta. Esta iniciativa fue formalizada bajo el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) y representa una ampliación significativa de la presencia de la compañía en la cuenca neuquina.

En un comunicado oficial, Chevron destacó el avance del gobierno argentino en materia de regulación energética, señalando que “Chevron reconoce los esfuerzos del gobierno argentino por los importantes avances logrados para el desarrollo de los recursos energéticos de Argentina. Marcos como el RIGI, que contribuyen a la previsibilidad regulatoria e incentivan las decisiones de inversión a largo plazo, son pasos clave para la industria energética de Argentina”.

La petrolera ya tiene operaciones en el bloque El Trapial y posee el 50% no operativo de las concesiones Loma Campana y Narambuena, que desarrolla junto con YPF, la principal productora de hidrocarburos del país. Desde 2013, Chevron fue pionera en invertir en Vaca Muerta, junto con YPF, en el bloque de shale oil Loma Campana.

Además, Chevron es una de las pocas multinacionales que permanecieron en la formación tras el éxodo de empresas extranjeras iniciado en 2024, junto a TotalEnergies y Shell. Esta continuidad refleja la confianza de la compañía en el potencial de Vaca Muerta y en las recientes mejoras en el entorno de negocios argentino.

En marzo de 2026, durante el evento CERAWeek by S&P Global en Houston, el CEO global de Chevron, Mike Wirth, reconoció que, pese a persistentes desafíos impositivos, laborales y comerciales en Argentina, se están observando avances concretos en el clima de inversión. “La geología es excelente”, afirmó, y agregó: “El desafío en la Argentina siempre estuvo más bien arriba del suelo”.

Wirth explicó que los obstáculos relacionados con leyes laborales, restricciones para importar equipos y limitaciones para exportar producción están siendo abordados sistemáticamente. “Nuestra satisfacción con la geología es grande y yo esperaría que, con el tiempo, observemos avances sostenidos en el entorno local”, sostuvo, y elogió al presidente Javier Milei por “mejorar la capacidad de inversión” en el país.

Durante esa misma presentación, Wirth ubicó a Argentina junto a Bolivia, la cuenca Permian y Bakken dentro de una cartera global unificada de yacimientos no convencionales. Este esquema busca acelerar la transferencia de tecnología y mejores prácticas entre países, posicionando a Argentina como un activo clave para la compañía.

El anuncio del megaproyecto para El Trapial se da tras conversaciones entre directivos de Chevron y el gobierno argentino a principios de mayo, durante la visita presidencial de Javier Milei a Los Ángeles junto al ministro de Economía Luis Caputo. En ese encuentro, la empresa adelantó su intención de expandir su estrategia en el país, reforzando su compromiso con el desarrollo energético local.

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La petrolera YPF dijo que el proyecto que impulsa en Argentina para producir y exportar gas natural licuado (GNL) demandará una inversión total de 50.000 millones de dólares.

“Este es un proyecto de 30.000 millones de dólares (de inversión) en los primeros cuatro años y de 50.000 millones de dólares en total”, señaló el presidente y director ejecutivo de YPF, Horacio Marín.

Al participar en la octava conferencia de la Asociación de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel) inaugurada en Buenos Aires, Marín sostuvo que espera que el denominado proyecto Argentina LNG comience a desarrollarse en 2027.

El proyecto prevé llevar gas natural de la formación de hidrocarburos no convencionales Vaca Muerta (Neuquén) a un puerto sobre el Atlántico en la provincia de Río Negro y allí convertirlo en GNL en barcos de licuefacción, para su posterior exportación, en principio, a Europa.

YPF, controlada por el Estado, impulsa este proyecto junto con la italiana Eni y XRG, una subsidiaria de Abu Dhabi National Oil Company. Marín dijo que espera que el documento de decisión final de inversión del proyecto sea firmado con sus socios este año.

“Vamos a duplicar el tamaño de YPF con este proyecto. Es muy grande lo que estamos haciendo”, aseguró Marín, que preside la mayor productora de hidrocarburos de Argentina.

La iniciativa prevé, en principio, la producción de 12 millones de toneladas de GNL por año para 2030, con una proyección de exportaciones de GNL y líquidos asociados que podría alcanzar los 14.000 millones de dólares al año.

La producción se hará en dos unidades flotantes de licuefacción, cada una con una capacidad de 6 millones de toneladas anuales.

El proyecto contempla en su totalidad la posibilidad de expandir la producción de GNL a 18 millones de toneladas anuales, lo que podría generar exportaciones de GNL y líquidos de gas natural por hasta 20.000 millones de dólares anuales, según cálculos de YPF en base a los precios de mercado esperados.

Marín resaltó que el proyecto posicionará a Argentina como uno de los principales exportadores mundiales de GNL.

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Los hogares argentinos con auto gastaron casi $39.000 extra por mes en nafta desde el inicio de la guerra en Medio Oriente entre Irán y Estados Unidos e Israel, según reveló un informe del Instituto Argentina Grande (IAG).

El impacto del conflicto bélico se siente en el bolsillo de los argentinos que cuentan con un vehículo, debido a la suba de los combustibles, propiciada por el bloqueo del estrecho de Ormuz, por donde transita el 20% del petróleo global.

En el reporte, la entidad precisó que el impacto del aumento de precios en los surtidores afecta al 46,5% de los hogares argentinos, que son los que cuentan con automóvil, y calculó que “estos mensualmente consumen en promedio 75 litros de nafta súper y 26,2 litros de nafta premium”.

En este sentido, puntualizó que “desde el comienzo del conflicto en Irán, la media de aumento a nivel país del litro de nafta súper fue de $388 y la premium $372”, al subir un 24% y 19,7%, respectivamente, por lo que estimó que “representa un gasto mensual extra de $38.874 para los hogares con automóvil”.

De esta manera, teniendo en cuenta que la guerra comenzó a fines de febrero pasado y hasta ahora han transcurrido tres meses, la suma del costo adicional que tuvieron que afrontar los argentinos con auto asciende a $116.600.

En relación al efecto del encarecimiento del combustible sobre el salario, el informe expuso que la cantidad de horas de trabajo necesarias para cubrir el gasto mensual en nafta pasó de 17,6 en febrero a 20,8 en abril, por lo que señaló que “cubrir el gasto mensual en nafta implica 3 horas más de trabajo”. 

Asimismo, planteó cuál sería el impacto anual del aumento de la nafta sin nuevas actualizaciones al precisar que “de sostenerse estos precios los hogares argentinos con automóvil gastarán $466.497 extra al año en combustible”. 

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En un encuentro realizado en la Residencia Oficial Argentina en Londres, el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, expuso ante destacados gestores de activos e inversores institucionales con presencia en mercados emergentes. Durante la presentación, destacó las oportunidades de inversión que ofrece Mendoza, así como los avances en previsibilidad, turismo, infraestructura, seguridad jurídica y desarrollo productivo.

El evento contó con la participación de la embajadora argentina en el Reino Unido, Mariana Plaza; el presidente de la British Argentine Chamber of Commerce (BACC), Javier Álvarez; representantes de Balanz y directivos de fondos de inversión y servicios financieros. También asistieron referentes de entidades como RBC BlueBay, Rokos Capital, Pictet, HSBC Asset Management, Andromeda Capital, Amundi, UBP Emerging Markets Fixed Income, Finisterre Capital y Plenisfer Investments (Generali Group).

En su intervención, Cornejo resaltó que Mendoza ha mantenido en las últimas cuatro décadas una trayectoria de estabilidad financiera, asegurando que “la Provincia nunca entró en default en los últimos 40 años”. Subrayó además que, pese a las fluctuaciones económicas nacionales, en la última década la provincia no solo evitó déficits sino que generó superávit, buscando siempre su autonomía frente a la macroeconomía nacional.

El gobernador explicó que Mendoza está en condiciones de aprovechar tanto las oportunidades locales como la coyuntura internacional favorable, impulsada por la demanda global de energía, alimentos y minerales críticos. Para ello, la provincia trabaja en fortalecer su matriz productiva e incorporar nuevas actividades económicas.

El presidente de la British Argentine Chamber of Commerce valoró la reunión como una oportunidad para intercambiar perspectivas sobre la economía argentina y las posibilidades de crecimiento próximas, señalando que “las consultas formuladas por los inversores evidenciaron un interés muy concreto en seguir analizando y aumentar posiciones en el país”.

Por su parte, la embajadora Mariana Plaza destacó la agenda del gobernador en Londres, que incluyó una visita a la London Stock Exchange y encuentros con referentes del sector financiero internacional. Comentó que en la Bolsa de Valores se dialogó sobre mecanismos de cooperación y cómo las empresas mineras de Mendoza podrían acceder a financiamiento a través de los inversores presentes en la bolsa.

Plaza resaltó la presentación de Cornejo, que abarcó el perfil de Mendoza y proyectos de inversión en minería, energía, turismo y vitivinicultura, y mencionó que el gobernador respondió consultas de alrededor de 30 invitados, entre inversores británicos y representantes de bancos internacionales.

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El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI, por sus siglas en inglés) se disparó este lunes un 5,49 %, hasta los 92,16 dólares el barril, tras conocerse que Irán frenó las negociaciones de paz con los Estados Unidos, aunque el presidente Donald Trump dijo que dichas conversaciones continúan “a un ritmo acelerado”.

Los contratos de futuros del WTI para el mes de julio, el crudo de referencia en los Estados Unidos, sumaron 4,8 dólares respecto al cierre anterior.

En los últimos tres meses, a partir del inicio de las hostilidades en Oriente Medio entre los Estados Unidos e Israel contra Irán, el precio del petróleo se incrementó en un 40% -con picos cercanos a 120 dólares el barril.

Irán acusa a EE.UU. de violar el alto el fuego

La agencia Tasnim, vinculada a la Guardia Revolucionaria iraní, divulgó que el equipo negociador de Irán ha suspendido las conversaciones y el intercambio de mensajes con los Estados Unidos. por los nuevos ataques de Israel contra el Líbano, y además cerrará por completo el estrecho de Ormuz, según el medio económico CNBC.

Teherán “bloqueará completamente el estrecho de Ormuz y abrirá otros frentes, incluyendo el estrecho Bab el-Mandeb”, que conecta el Mar Rojo con el Golfo de Aden, recoge CNBC citando a Tasnim.

Sin embargo, Trump dijo momentos después en Truth Social que el diálogo de paz con Irán continúa a “un ritmo acelerado”.

Además, en declaraciones previas a CNBC, el líder republicano restó importancia a un eventual fin de las negociaciones: “Realmente no me importa. Me da completamente igual”, afirmó.

Según el medio, esto sembró el temor entre los inversores a que Irán y los Estados Unidos no alcancen un acuerdo para reabrir el estratégico estrecho de Ormuz, una ruta clave para el tránsito de hidrocarburos.

A esto se suma que el Gobierno de los Estados Unidos divulgó esta mañana que interceptó y destruyó dos misiles lanzados por Irán contra sus tropas en Kuwait, mientras que la Guardia Revolucionaria iraní denunció una ofensiva estadounidense contra una torre de telecomunicaciones en el sur del país.

A finales de la semana pasada, se informó de que Teherán y Washington habían alcanzado un preacuerdo que estaba pendiente de la aprobación de Trump, pero medios estadounidenses afirmaron más tarde que el mandatario pidió enmendar algunas disposiciones del borrador.

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La provincia de Neuquén otorgó cinco concesiones hidrocarburíferas no convencionales a la empresa YPF. Se trata de las áreas Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, Aguada Villanueva Norte, y cedidas por Pluspetrol a comienzos de abril.

Se trata de un paso fundamental en el proyecto de gas natural licuado (GNL) que impulsan el gobernador Rolando Figueroa y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín y por el cual se reunieron la semana pasada.

Alcanza un total de 56 proyectos de explotación no convencional de shale y tight, que abarcan una superficie de 11.331,18 kilómetros cuadrados. Representa un 38 por ciento sobre la superficie total de Vaca Muerta en la provincia del Neuquén.

La etapa piloto de las concesiones vigentes implica inversiones totales de 9.980 millones de dólares y la perforación de 695 pozos. Para la fase de desarrollo continuo, en tanto, se proyectan inversiones por 232,7 mil millones de dólares y la perforación de más de 15.900 pozos.

Además contemplan un bono de infraestructura por USD 158,22 millones. 

El gobernador consideró que es necesario que el GNL argentino sea competitivo en el mundo. “Si no logramos precios competitivos, no habrá inversiones ni mercados para explotar”, aseguró. Recordó que junto a YPF vienen trabajando para potenciar el proyecto del GNL que permitirá mejorar la competitividad, a través de un régimen de incentivos.

La definición de las obras, su alcance, el cronograma y los mecanismos de control se establecerán mediante un Acta Acuerdo, cuya ejecución será supervisada y certificada por el ministerio de Infraestructura de la Provincia.

Aguada Villanueva Norte

En el área Aguada Villanueva Norte, con una superficie de 47,8 km², se ejecutará un plan piloto que contempla la perforación, terminación y puesta en producción de 2 (dos) pozos horizontales.

El proyecto prevé una inversión de USD 29,04 millones en un plazo de cinco años, con ramas laterales de 2.000 metros y 33 etapas de fractura.

Asimismo, se incorporan dos pozos horizontales ya en producción como inversión preexistente vinculada a la actividad exploratoria. 
La inversión en Responsabilidad Social Empresaria (RSE) asciende a USD 1,75 millones.

Meseta Buena Esperanza I y II

Las áreas Meseta Buena Esperanza I (205,95 km²) y II (97,76 km²) concentran una de las mayores inversiones. 

El plan piloto de Meseta Buena Esperanza I contempla la perforación de 12 pozos horizontales, con una inversión de USD 160,93 millones, mientras que Meseta Buena Esperanza II prevé 6 (seis) pozos con una inversión de USD 87,60 millones.  

La inversión en RSE asociada asciende a USD 7,63 millones.

Las Tacanas I y II

En las áreas Las Tacanas I (86 km²) y II (236 km²), los planes piloto prevén la perforación de 18 pozos horizontales:

En las Las Tacanas I: 8 pozos con una inversión de USD 110,35 millones.

Las Tacanas II: 10 pozos con una inversión de USD 137,47 millones.

La inversión en RSE asciende a USD 7,38 millones, en línea con el 2,5% de la inversión total asociada a los proyectos.

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La Empresa Provincial de Energía Chubut (EPECH) llevó adelante la apertura de sobres correspondiente a la Licitación Privada N° 01/26 para la ejecución de la obra denominada “Construcción Microred Parque Solar Fotovoltaico Paso de Indios 2,8 MWp y Obras Complementarias”, un proyecto estratégico para el fortalecimiento del sistema energético de la Meseta Central provincial.

El acto se realizó en la sede de EPECH, con la participación de autoridades de la empresa, representantes técnicos y empresas oferentes interesadas en el desarrollo de la obra.

Desde EPECH se destacó el importante interés generado por la convocatoria, ya que un total de siete empresas adquirieron los pliegos licitatorios y finalmente se recepcionaron cinco ofertas formales, las cuales serán evaluadas en las próximas etapas administrativas y técnicas previstas en el proceso licitatorio.

Las empresas oferentes que participaron del acto de apertura fueron Itasol S.A. que ofertó 5.478.082 dólares; Grupo Zenit con una cotización de 7.467.938 dólares; Aldar S.A. con una oferta de 7.018.754,40 dólares; Sudelco S.A. que presentó una cotización de 7.177.503,64 dólares y Electroluz que planteó un presupuesto de 5.554.808,26 dólares.

Energía sustentable para el interior

La concreción de esta obra es posible gracias al convenio oportunamente celebrado entre el Gobierno de la Provincia del Chubut y EPECH, firmado por el gobernador Ignacio “Nacho” Torres, mediante el cual se impulsa el desarrollo de infraestructura energética sustentable para localidades del interior provincial, avanzando en un esquema de transición energética y reducción de la generación aislada a base de combustibles fósiles.

La iniciativa contempla la construcción de una microred inteligente con generación solar fotovoltaica y obras complementarias asociadas, permitiendo avanzar hacia un sistema energético más eficiente, sustentable y confiable para la localidad de Paso de Indios.

El proyecto prevé una capacidad instalada de 2,8 MWp y forma parte del plan de infraestructura energética impulsado por EPECH junto al Gobierno del Chubut, con el objetivo de fortalecer el abastecimiento eléctrico en localidades del interior provincial, reducir la dependencia de combustibles fósiles y avanzar en la incorporación de energías renovables.

Asimismo, la obra permitirá disminuir costos operativos asociados a la generación aislada, mejorar la calidad del servicio eléctrico y generar un impacto ambiental positivo mediante la reducción de emisiones vinculadas al consumo de combustibles tradicionales.

Finalizada la apertura de ofertas, la comisión evaluadora avanzará ahora con el análisis técnico y económico de las propuestas presentadas, conforme a las condiciones establecidas en los pliegos licitatorios.

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Néstor Marcelo Lamboglia renunció este lunes a la presidencia del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE) a semanas de haber asumido en el cargo y de haber sido designado por cinco años y los motivos de la decisión estarían ligados a la fuerte interna que existe en el organismo. En este contexto, el hasta ahora vicepresidente, Vicente Serra, quedó a cargo de la institución.

En concreto, de acuerdo a fuentes del organismo, el fin de ciclo de Lamblogia se dio por una disputa puertas adentro con Marcelo Nachón, vocal del ente y ex interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas). y producto de estas divergencias de criterios, el flamante exfuncionario decidió dar un paso al costado.

“La salida de Néstor Marcelo Lamboglia no afecta la continuidad institucional del ENRGE, ya que el directorio mantiene su funcionamiento con total normalidad. Tras la dimisión, el vicepresidente Vicente Serra asumió de inmediato las funciones de la presidencia, garantizando que no exista vacancia ni interrupción en la gestión del organismo”, comentaron fuentes oficiales.

Para las fuentes oficiales, la dimisión fue por “motivos personales”. A su vez, desmintieron internas y recalcaron que su paso por el ente es valorado positivamente dentro de la estructura del organismo”.

El cargo en manos de Serra tendrá una corta duración ya que está previsto que se inicie un nuevo concurso para la selección del próximo presidente del organismo, a fin de asegurar un proceso ordenado en la designación de autoridades.

El ENRGE se creó en julio de 2025 como parte de un proceso de simplificación administrativa impulsado por la Ley de Bases. El organismo busca unificar las funciones de los antiguos entes reguladores del gas (Enargas) y la electricidad (ENRE), con el objetivo de mejorar la coordinación y el control de ambos sectores.

De esta forma, el ENRGE depende de la Secretaría de Energía y busca optimizar la fiscalización de los servicios públicos, alineándose con estándares internacionales como los propuestos por la OCDE.

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La Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) resolvió otorgar a Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NA-SA) la renovación de la licencia de operación de la Central Nuclear Atucha II hasta el 26 de mayo de 2036, luego de completar las evaluaciones regulatorias correspondientes.

La medida fue formalizada mediante la Resolución 135/2026, publicada en el Boletín Oficial, y alcanza a la Central Nuclear “Presidente Dr. Néstor Carlos Kirchner” – Central Nuclear Atucha II (CNA UII), cuya licencia anterior vencía el 26 de mayo de 2026.

Según los considerandos de la resolución, NA-SA presentó el pedido de renovación el 3 de marzo de 2026 y la Gerencia de Licenciamiento y Control de Reactores Nucleares verificó el cumplimiento de los requisitos regulatorios vinculados con seguridad radiológica y nuclear, protección física, salvaguardias, protección radiológica, transporte y emergencias radiológicas y nucleares.

La ARN indicó que los resultados de las evaluaciones e inspecciones fueron documentados en un informe técnico que recomendó conceder la renovación de la licencia por un período de diez años.

La licencia de operación otorgada establece una vigencia hasta el 26 de mayo de 2036 para la instalación ubicada en Lima, partido de Zárate, provincia de Buenos Aires.

De acuerdo con la resolución, las distintas áreas técnicas, administrativas y jurídicas del organismo regulador intervinieron en el expediente antes de la aprobación por parte del Directorio de la ARN.

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Las facturas de gas aumentarán 2,81% en el mes de junio y las de electricidad 1,5%, de acuerdo a los nuevos cuadros tarifarios que realizaron los entes reguladores.

De esta forma la factura media de la red de gas tendrá un alza por encima de la inflación de mayo (se estima menor a 2,6%). En cambio, la de electricidad se ajustará por debajo de esa misma referencia, pero el alza depende en gran medida de los entes reguladores provinciales.

En ese contexto, el ente regulador aplicó un alza de más del 4,5% sobre los precios que aplicarán las distribuidoras de energía eléctrica, Edenor y Edesur, y del 4,4% en los consumos de gas natural, Metrogas y Naturgy en el AMBA.

La decisión quedó plasmada este viernes mediante una docena de resoluciones publicadas en el Boletín Oficial. El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE) aprobó los nuevos cuadros tarifarios que deben aplicar las distribuidoras de todo el país desde este lunes 1° de junio.

El Gobierno decidió desacelerar el ritmo de quita de subsidios en mantener en ambos servicios para amortiguar los efectos de la inflación. Un reciente informe de la Oficina de Presupuesto del Congreso (OPC) señaló que los subsidios en el primer trimestre se ubicaron en 0,16% del PIB.

Del total de las transferencias realizadas por el Estado Nacional, el 75% se destinó al sector eléctrico, mientras que el 22% correspondió al rubro del gas natural.

Tarifas de gas: cuánto pagarán los usuarios del AMBA, según la categoría de consumo en junio

Los nuevos valores que regirán desde junio se inscriben en la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT), que contempla 31 aumentos mensuales consecutivos entre 2025 y 2030.

Según la resolución 39, para el caso de Metrogas, que distribuye en la Ciudad de Buenos Aires y once partidos del conurbano bonaerense, los montos para usuarios residenciales sin subsidios serán:

• Categoría R1 (la más baja): $4151,79 en CABA y $4794,64 en el conurbano, lo que implica un alza de 4,4% respecto de mayo.
• Categoría R4 (consumo más alto): hasta $99.190,28 en CABA y $53.903,91 en el Gran Buenos Aires.

Para los usuarios de Naturgy Ban, que distribuye en 30 municipios del norte y el oeste del conurbano, la resolución 38 del ENRGE estableció que los montos para usuarios residenciales sin subsidios serán:

• Categoría R1 (la más baja): $3401,41.
• Categoría R4 (consumo más alto): $36.423,39.

Aumento de tarifas de luz: cómo quedan los precios en junio

El Gobierno fijó los nuevos valores de distribución de energía eléctrica que se trasladarán a la factura final.

A continuación, a modo de ejemplo, los nuevos valores para los usuarios residenciales de Edenor:

Para los usuarios residenciales de Edenor, la categoría R1 —correspondiente a consumos de hasta 150 kWh mensuales— tendrá un cargo fijo de $1661,69 y un cargo variable de $71,518 por kWh. Mientras para los de Edesur, será de $1629 y $70,513, respectivamente.

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El Gobierno bonaerense aprobó nuevos cuadros tarifarios para las distribuidoras eléctricas de la provincia de Buenos Aires, incorporando los precios mayoristas definidos por la Secretaría de Energía de la Nación y una actualización transitoria del Valor Agregado de Distribución (VAD), que comenzará a regir desde el 1° de junio de 2026.

La medida alcanza a EDELAP, EDEA, EDEN y EDES, e impactará en las 200 cooperativas eléctricas del interior bonaerense. La resolución fue publicada este viernes en el Boletín Oficial y se apoya en el recálculo realizado por el Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA).

Según replicó la agencia DIB, el cargo fijo aumentará en dos tramos entre un 6% y 7%, de acuerdo al consumo. Mientras que el cargo variable trepará en torno al 8%, siempre para aquellos usuarios residenciales sin subsidio. En cambio, aquellos que están beneficiados por el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) tendrán un salto en la tarifa mayor: el cargo fijo trepará en loas dos etapas un 7,5% mientras que el cargo variable de la factura un 11%.

Los nuevos cuadros incorporan los precios estacionales de energía y potencia mayorista establecidos por la Resolución 109/2026 de la Secretaría de Energía nacional para el período mayo-julio de 2026, además de los costos de transporte y del Fondo Nacional de la Energía Eléctrica (FNEE).

Tarifas de luz con subsidios

La resolución también mantiene el esquema de subsidios energéticos focalizados dispuesto por el Decreto nacional 943/2025. De esta manera, seguirán vigentes las bonificaciones para usuarios residenciales beneficiarios del SEF, tarifa social, clubes de barrio y entidades de bien público.

En el caso de los usuarios residenciales subsidiados, el tope de consumo bonificado continuará siendo de 300 kWh mensuales durante mayo, junio y julio. El excedente por encima de ese límite se abonará sin subsidio. En este caso puntual, la Resolución 109 fijó esa bonificación adicional en un 10,67% sobre el consumo base para esos tres meses. Pero el beneficio “se va reduciendo mes a mes” con el objetivo de avanzar en la reestructuración del esquema de subsidios energéticos y dar previsibilidad a las facturas.

Además, el Gobierno provincial autorizó desde junio una actualización transitoria del VAD, del Sobrecosto por Generación Local (SGL), del Agregado Tarifario y del Cargo Transición Tarifaria (CTT), en el marco de la etapa de transición tarifaria vigente hasta la implementación de una nueva revisión tarifaria integral.

La norma también actualiza las compensaciones destinadas a distribuidoras receptoras del Fondo Provincial de Compensaciones Tarifarias y ratifica beneficios específicos para clubes de barrio, entidades sin fines de lucro y usuarios alcanzados por tarifa social.

Aumentos del gas

Por otra parte, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad aprobó nuevos cuadros tarifarios para Metrogas que comenzarán a regir desde el 1° de junio de 2026, en el marco de la actualización mensual de tarifas y de la revisión quinquenal del servicio. También el ajuste impacta en Camuzzi, empresa que brinda servicio en gran parte de la provincia de Buenos Aires.

La medida fue oficializada mediante una resolución publicada este viernes y forma parte del esquema de recomposición tarifaria impulsado por el Gobierno nacional tras la declaración de emergencia energética. Según el texto oficial, el incremento contempla tres componentes: la actualización del precio del gas definida por la Secretaría de Energía, un nuevo escalón de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) y el mecanismo de ajuste mensual previsto en las reglas de la licencia.

Para los usuarios del interior bonaerense, la suba será de un 5% en el cargo fijo y de casi 2 puntos en el cargo variable (que depende del consumo). La suba se da en medio del debate sobre el futuro de la zona fría.

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Rusia consideró “ilegal” la detención del petrolero Tagor por parte de Francia, según declaró el portavoz del Kremlin, Dmitry Peskov.

Las autoridades francesas informaron que sus fuerzas armadas detuvieron el petrolero Tagor en el océano Atlántico el lunes, alegando que el buque navegaba desde Murmansk, Rusia, bajo bandera falsa.

La embajada de Rusia en París indicó que había solicitado formalmente información a las autoridades francesas sobre la posible presencia de ciudadanos rusos a bordo del petrolero detenido, pero aún no había recibido respuesta del Ministerio de Relaciones Exteriores de Francia.

Según información preliminar, el capitán del petrolero incautado por la Armada francesa es ciudadano ruso, según informaciones de Xinhua.

“Consideramos tales acciones ilegales; rozan la piratería internacional. Rechazamos categóricamente la afirmación de que se están llevando a cabo en pleno cumplimiento del derecho internacional”, afirmó Peskov.

El presidente de Francia, Emmanuel Macron, informó que la Armada de su país abordó el domingo un petrolero procedente de Rusia en el océano Atlántico.

A través de un mensaje publicado este lunes en X, el mandatario francés señaló que la Armada francesa subió al Tagor, un petrolero vinculado a Rusia “sujeto a sanciones internacionales”.

De acuerdo con Macron, la operación se llevó a cabo en el Atlántico, en alta mar, con el apoyo de varios socios, entre ellos el Reino Unido, y “en pleno cumplimiento del derecho marítimo internacional”.

Macron consideró “inaceptable que los buques eludieran las sanciones internacionales, violaran el derecho del mar y ayudaran a financiar la guerra de Rusia contra Ucrania, que se prolonga durante más de cuatro años”.

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El Gobierno aplazó los aumentos que iba a aplicar en junio sobre los impuestos a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono, cuya implementación fue pospuesta para el 1° de julio.

La medida se implementó a través del Decreto 405/2026, publicado este lunes en el Boletín Oficial con la firma del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el ministro de Economía, Luis Caputo.

Según se expresa en los considerandos de la norma, “con el propósito de continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible, resulta necesario, para los productos en cuestión, diferir los incrementos remanentes originados en las referidas actualizaciones”.

Así, la decisión evita que desde junio se traslade a los surtidores una carga tributaria más elevada. Si bien el decreto no elimina esos ajustes, sí vuelve a diferir su aplicación, una herramienta que el Poder Ejecutivo viene utilizando desde hace varios meses para moderar el efecto que tendrían sobre los valores al público.

Según la consultora Politikón Chaco, durante abril hubo una caída en el volumen de ventas de naftas y gasoil del 5,1% respecto al mes anterior, y de 2,4% frente al mismo período de 2025.

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