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El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la Provincia de Córdoba suscribió una carta de intención junto al Parque Industrial, Logístico y Tecnológico de Villa María S.E.M., la Municipalidad de Villa María y la empresa PowerBio S.A.S. para desarrollar un Polo Bioenergético de Biodiesel de Primera y Segunda Generación en el Parque Industrial de Villa María.

El proyecto contempla una planta de procesamiento de AVU (aceite vegetal usado) de 5000 litros diarios, una mezcladora B20, un “Punto Bio Villa María” de expendio para flotas públicas y un punto verde de recolección de aceite usado, sobre una superficie de 5600 metros cuadrados.

El acuerdo fue firmado por el ministro Fabián López, el intendente Eduardo Accastello, el presidente del Parque Industrial Carlos Pizzorno, la administradora de PowerBio Yanina Tumini y el director de Biocombustibles y Bioenergía, Mariano Santillán.

La carta de intención tiene carácter declarativo por doce meses prorrogables e inicia las negociaciones técnicas, económicas y operativas. La inversión pública estimada asciende a 430.000 dólares para infraestructura, mientras la inversión privada de PowerBio llega a 505.000 dólares para equipamiento y operación.

El polo beneficiará directamente a la flota municipal y provincial del departamento General San Martín -EPEC, Policía y Vialidad-, que podrá cargar B20 y B50 a precio preferencial. Además, se analiza la posibilidad de incorporar un punto de despacho de E17 para garantizar el abastecimiento de la totalidad de las flotas públicas provinciales y municipales.

Se prevé recolectar entre 3000 y 5000 litros mensuales de AVU de restaurantes y fábricas de Villa María, con producción mensual proyectada de 80000 litros de biodiesel -equivalente a retirar 366 vehículos de circulación por mes- y articulación con plantas aceiteras regionales de Villa María, Arroyo Cabral, Tío Pujio y Carrilobo.

López afirmó que «Villa María va a transformarse en un paradigma de los temas climáticos y energéticos», al anunciar un punto de carga tripartito -biodiesel, bioetanol y movilidad eléctrica- para flotas públicas en el parque industrial .

Señaló asimismo que “vamos a aprovechar que tenemos aquí en Villa María a los mayores productores de bioetanol para también poner un punto de carga de mezclas con mayor porcentaje de bioetanol, como ya tenemos, por ejemplo, en la ciudad de Córdoba”.

También recordó que “la Nación nos terminó dando la razón y habilitó a través de una resolución de la Secretaría de Energía la posibilidad que en Argentina se comercialicen combustibles con una mezcla de 15% de bioetanol en nafta y 20% de biodiesel en gasoil”. Finalmente destacó que “el municipio tomó una muy valiente decisión” en impulsar todos estos proyectos de Bioenergías.

Accastello, por su parte, destacó que el municipio «camina hacia la huella de carbono cero» y que «muchos de esos objetivos los vamos a lograr trabajando juntos con la Provincia».

Finalmente, Yanina Tumini, de PowerBio, precisó que será «el primer proyecto en Argentina que genere biocombustible de segunda generación, es decir, a base de residuos”.

El proyecto se enmarca en la Ley Provincial N° 10721 de Promoción y Desarrollo para la Producción y Consumo de Biocombustibles y Bioenergía y se articula con la resolución nacional que habilitó mezclas de hasta 20% de biodiesel en gasoil, posicionando a Córdoba en la vanguardia de su implementación.

Esta iniciativa consolida el liderazgo de Córdoba en transición energética y reafirma el compromiso del Gobierno Provincial con un modelo de desarrollo sostenible que transforma residuos en energía limpia, reduce emisiones de carbono y fortalece la capacidad productiva del interior provincial.

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El Sindicato Petrolero de Santa Cruz presentó el traspaso de trabajadores de Oleosur a la empresa CAM como un proceso acordado y ordenado, con el objetivo de preservar las fuentes laborales en un contexto complejo para la actividad hidrocarburífera. Según informaron, la transición se llevó a cabo “en un marco de diálogo y responsabilidad”, garantizando la continuidad laboral y el respeto de las condiciones vigentes para los empleados afectados.

El gremio, liderado por Rafael Güenchenen, destacó que la prioridad fue “preservar cada puesto de trabajo” ante las dificultades que enfrenta el sector en la región.

No obstante, horas después, Oleosur emitió un comunicado contundente en el que cuestionó la forma en que se resolvió el cambio de contratista, dejando en evidencia un clima de tensión y malestar. La empresa con más de 45 años de trayectoria en la zona afirmó que su salida se produjo “sin argumentos claros ni explicaciones convincentes”.

Además, Oleosur expresó “serias dudas” sobre “los verdaderos motivos” y los “intereses que pudieron haber influido en la decisión”, señalando que estas decisiones suelen beneficiar a compañías cercanas a los círculos de poder, aunque sin mencionar directamente a la firma que recibió el contrato.

La empresa reclamó que el debate público se limite únicamente a la continuidad laboral, sin abordar las razones que motivaron el reemplazo. “No alcanza con hablar de continuidad laboral si no se explica por qué se desplazó a una empresa con historia, experiencia y presencia comprobada en la zona”, subrayó.

En otro pasaje del comunicado, Oleosur sostuvo que “los trabajadores y la comunidad merecen respuestas concretas: qué se decidió, por qué se decidió y quiénes fueron responsables”. La publicación finaliza con un llamado a la transparencia: “La transparencia no debería ser opcional, sino una obligación en decisiones que afectan el trabajo y el desarrollo de toda una región”.

Más allá de la continuidad laboral garantizada, este intercambio público expuso un escenario de fuertes diferencias entre las partes involucradas. El comunicado de Oleosur introduce además un componente político y empresarial al insinuar posibles vínculos entre las firmas beneficiadas y sectores de poder, aunque sin identificar destinatarios específicos.

Este episodio se enmarca en una reconfiguración de contratos y servicios dentro de la actividad petrolera en la cuenca San Jorge, en momentos de incertidumbre para varias compañías regionales del sector, donde las disputas por áreas operativas y licitaciones se intensifican.

En medio de este conflicto, el Ministerio de Trabajo de Santa Cruz dictó la conciliación obligatoria y solicitó dejar sin efecto las desvinculaciones denunciadas por el sindicato. La próxima reunión para avanzar en la negociación está prevista para el 11 de mayo en Las Heras.

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El Gobierno de Mendoza aprobó, mediante el Decreto 864, la prórroga por 10 años de la concesión de explotación hidrocarburífera del área Cajón de los Caballos, ubicada en Malargüe, a favor de la UTE conformada por Desarrollos Petroleros y Ganaderos SA y Compañía General de Combustibles SA. La medida consolida una nueva etapa de desarrollo para un yacimiento convencional, con el objetivo de incrementar la actividad productiva, extender la vida útil de la infraestructura existente y generar condiciones para nuevas inversiones en la provincia.

La prórroga contempla un plan de inversiones de más de 3 millones de dólares, en el que se destaca la perforación de un nuevo pozo con objetivo de exploración complementaria en la zona de Los Alpatacos. Esta actividad permitirá profundizar el conocimiento geológico del área, evaluar nuevos horizontes productivos y generar información técnica clave para definir futuras oportunidades de desarrollo dentro del bloque.

Además de la nueva perforación exploratoria, el plan incluye la reparación de pozos, el reprocesamiento de información sísmica y la elaboración de nuevos modelos técnicos, consolidando una estrategia orientada no solo a sostener la producción existente, sino también a ampliar el potencial hidrocarburífero del área.

En paralelo, la extensión de la concesión también permite poner en valor el potencial gasífero comprobado del área, generando un horizonte temporal adecuado para analizar y viabilizar proyectos vinculados a la comercialidad del gas existente. En este sentido, la prórroga no solo apunta a incrementar la producción de petróleo, sino también a crear condiciones para transformar recursos ya identificados en nuevas oportunidades de desarrollo energético para Mendoza.

Cabe destacar que la incorporación de una perforación con objetivo exploratorio y la posibilidad de avanzar sobre el potencial gasífero comprobado del área le otorgan a la prórroga un carácter especialmente estratégico. No se trata únicamente de extender la vida útil de un yacimiento convencional, sino de promover nueva actividad de subsuelo, reducir incertidumbre geológica y abrir la posibilidad de incorporar nuevos recursos a la matriz energética y productiva provincial.

“Esta prórroga no es simplemente una extensión administrativa. Es una herramienta concreta para transformar un área madura en una nueva oportunidad de inversión, exploración, producción y empleo mendocino. La Provincia acompaña cuando hay compromisos reales, pero también exige inversión, control, cumplimiento ambiental y responsabilidad operativa”, señaló la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.

Uno de los aspectos centrales del decreto es la aprobación de una alícuota de regalías del 7 %, diseñada para mejorar la competitividad del proyecto y viabilizar inversiones en un área con desafíos operativos. La medida permite generar condiciones para sostener la operación, recuperar pozos y avanzar en nuevas actividades exploratorias.

“El dato más importante es que este plan no se limita a sostener lo que ya existe: incorpora una perforación con objetivo exploratorio y permite avanzar sobre el potencial gasífero comprobado del área. Eso es justamente lo que Mendoza necesita: seguir ampliando conocimiento, generar nuevas oportunidades y transformar incentivos en actividad concreta”, comentó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.

En ese sentido, Erio agregó: “Estamos convencidos de que estos esquemas de incentivos generan un círculo virtuoso. En principio, la Provincia incentiva con reducciones de regalías, pero eso se traduce en producción incremental, reinversión por parte de las empresas, generación de puestos de trabajo, impacto en la cadena de valor y, en definitiva, también en recaudación”.

Además, el decreto establece exigencias en materia de protección ambiental, saneamiento de pasivos, abandono de pozos, seguro ambiental, garantías de cumplimiento e inspección permanente por parte de la Autoridad de Aplicación. También prevé mecanismos de control, fiscalización y sanción ante eventuales incumplimientos, incluyendo causales de caducidad de la prórroga.

Con esta decisión, la Provincia reafirma su política de extender la vida útil de los yacimientos convencionales, promover nueva actividad exploratoria, poner en valor el potencial gasífero existente, atraer inversiones sostenibles y fortalecer el rol del Estado como autoridad concedente, impulsando un modelo de desarrollo hidrocarburífero basado en previsibilidad, eficiencia, control y cumplimiento.

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El gobernador Rolando Figueroa firmó este martes dos convenios con el director de Relaciones Institucionales y Administración del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), Martín Kaindl, mediante los cuales la empresa GeoPark aportará 250 mil dólares al plan de becas Gregorio Álvarez y Shell contribuirá con más de 150 mil dólares para acompañar el programa Emplea Neuquén. También participó de esta firma la gerenta de Relaciones Corporativas de Shell, Verónica Staniscia

Cabe recordar que el IAPG firmó en 2024 un acuerdo marco con la Provincia, mediante el cual se comprometió a promover entre sus empresas asociadas el plan de becas neuquino. En este caso, GeoPark Argentina SA -socia del IAPG- decidió concretar el aporte económico de 250 mil dólares para el programa Redistribuir Oportunidades.

La firma para el aporte de GeoPark había sido acordada en marzo, durante una reunión que el gobernador mantuvo en la ciudad de Neuquén con el CEO de la firma, Felipe Bayon.

El programa de becas Redistribuir Oportunidades constituye una de las principales políticas educativas impulsadas por el gobierno neuquino y busca garantizar el derecho social a la educación, promoviendo la inclusión, la igualdad y la calidad educativa para niños, niñas, adolescentes y jóvenes de toda la provincia.

El otro acuerdo formaliza la continuidad del financiamiento de Shell al programa Emplea Neuquén y consolida una alianza estratégica entre el Estado provincial y el sector privado, con el objetivo de fortalecer la empleabilidad y generar oportunidades concretas de inserción laboral para los neuquinos.

El financiamiento, que asciende a 151 mil dólares, permitirá sostener y ampliar la oferta formativa durante 2026, diseñada a partir de mesas sectoriales vinculadas a rubros clave como petróleo y gas, comercio, turismo, construcción y salud. Estas instancias permiten alinear la capacitación con las demandas reales del mercado laboral y las necesidades productivas de la provincia.

El acuerdo permitirá que se desarrollen capacitaciones orientadas a áreas como operación y mantenimiento industrial, instrumentación, producción, servicios vinculados a la actividad hidrocarburífera, gestión administrativa, gastronomía, economía del cuidado, discapacidad, salud y agroindustria, entre otras temáticas alineadas a las demandas reales del mercado laboral neuquino.

Durante 2025, este aporte posibilitó el desarrollo de 22 capacitaciones, tanto presenciales como virtuales, con la participación de 11 instituciones académicas de prestigio, públicas y privadas.

Con estos nuevos aportes del sector energético, el gobierno provincial continúa ampliando el alcance del plan de becas y del programa Emplea Neuquén, consolidando una articulación público-privada orientada a generar más oportunidades de formación y desarrollo para los neuquinos y neuquinas.

Del acto de firma de los convenios participaron también la ministra de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves; el secretario de Trabajo, Pablo Castillo; y la subsecretaria de Promoción de Empleo y Formación Profesional, Julieta Cuevas.

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El Gobierno de Río Negro, a través del Directorio del Ente Ejecutivo Presa Embalse Casa de Piedra, avanzó en un convenio estratégico de abastecimiento eléctrico que permitirá a La Pampa acceder a energía hidroeléctrica con mayor previsibilidad de costos y fortalecer el sistema energético regional.

El acuerdo fue suscripto junto a representantes de Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, a través de la Administración Provincial de Energía de La Pampa (APE), con el Ente Ejecutivo Presa Embalse Casa de Piedra, organismo presidido por el Ministro de Obras y Servicios Públicos de La Pampa y responsable de la Central Hidroeléctrica Casa de Piedra, Alfredo Intronati.

La reunión se desarrolló en la Villa Casa de Piedra, donde se definieron los alcances del contrato de abastecimiento eléctrico en el marco de la Resolución N°400/2025 de la Secretaría de Energía de Nación, normativa que impulsa nuevos mecanismos de comercialización en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

El Superintendente del Departamento Provincial de Aguas (DPA), Néstor Pérez, destacó que el convenio representa beneficios concretos tanto para el Ente como para la Provincia de La Pampa.

“Todo el volumen de energía generado será adquirido por La Pampa mediante un procedimiento comercial que permitirá mejorar significativamente los ingresos del Ente y reducir el costo de compra de energía para la provincia”, explicó Pérez.

En este sentido, detalló que la nueva modalidad comercial permitirá incrementar cerca de un 80% los ingresos vinculados a la comercialización de energía respecto al esquema actual.

Además, el acuerdo permitirá a La Pampa incorporar energía renovable con mayor estabilidad económica, reduciendo la exposición a la volatilidad del mercado Spot y mejorando la previsibilidad financiera del sistema eléctrico provincial.

Desde el Ente Ejecutivo Presa Embalse Casa de Piedra señalaron que el nuevo marco regulatorio habilita a los generadores provinciales a celebrar contratos bilaterales de abastecimiento eléctrico, una herramienta estratégica para garantizar condiciones comerciales más estables.

Actualmente, la Central Hidroeléctrica Casa de Piedra se encuentra habilitada para operar en el Mercado a Término de Energía (MATER), lo que le permite comercializar la totalidad de su generación mediante contratos directos.

El análisis técnico y administrativo realizado por el organismo concluyó que la propuesta presentada por la Administración Provincial de Energía de La Pampa resulta la alternativa más conveniente, ya que asegura la colocación total de la energía generada en condiciones económicas favorables y con mayor previsibilidad financiera para el Ente integrado por Río Negro, La Pampa y Buenos Aires.

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En medio de los cambios en el valor del petróleo por el conflicto de Medio Oriente, la petrolera estatal YPF anunció que incrementará 1% los precios de los combustibles desde este jueves para luego mantenerlos estabilizados por otros 45 días con el objetivo de reducir el impacto directo en los surtidores.

La decisión fue comunicada este miércoles por el CEO de YPF, Horacio Marín, a través de un mensaje publicado en su cuenta de la red social X. “@YPFoficial ajustará el precio de los combustibles en un 1% tras un análisis detallado de las condiciones del mercado y las variables de oferta y demanda”, escribió.

A propósito de cómo será la evolución de los valores en las próximas semanas, el titular de la firma energética remarcó que “mediante el sistema buffer de precios, se estableció la creación de una cuenta compensadora que, al finalizar el periodo estipulado y una vez concluido el conflicto en Oriente Medio, en YPF mantendremos constantes los precios de los combustibles para recuperar, durante el tiempo necesario, el ingreso diferido originado por no haber incorporado el impacto de las variaciones en el Brent durante este tiempo”.

El buffer de precios, también llamado “amortiguador”, se aplicó por primera vez a partir del miércoles 1° de abril frente la contracción del consumo de combustibles que tuvo lugar, sobre todo, en el interior del país. Finalizado el nuevo plazo, la compañía evaluará de qué manera incorporar los incrementos al precio en caso de que ocurran en un escenario de guerra y volatilidad en los mercados energéticos internacionales.

Hasta ahora, dentro del sector existían dudas sobre qué haría YPF una vez vencido el esquema aplicado hace 45 días para contener el traslado de la suba internacional del crudo a los surtidores. Según fuentes del mercado, los combustibles acumulan un atraso de entre 10% y 15% respecto de la evolución internacional desde el inicio del conflicto bélico en Oriente Medio.

Pese al compromiso de congelar los valores, muchas estaciones de servicio del interior del país sufrieron micro ajustes durante este período.

Con una cuota de mercado que supera el 50%, la petrolera estatal suele fijar los precios más bajos en las estaciones de servicio, lo que impulsa a las demás empresas a modificar su política en base a estos movimientos.

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El Gobierno aprobó formalmente la adhesión de la empresa Transportadora de Gas del Sur (TGS) al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para la ampliación del gasoducto Perito Moreno, que prevé una inversión de US$550 millones.

El ingreso oficial al RIGI del proyecto denominado “Ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno (GPM)” quedó autorizado mediante la Resolución 676/2026, publicada este miércoles en el Boletín Oficial, donde se detalló que se enmarca en el sector de “Petróleo y Gas” y busca fortalecer la infraestructura energética del país.

El plan de inversión declarado por la empresa asciende a un total de US$550 millones, de los cuales US$513.372.867 corresponden a activos computables para el régimen.

De acuerdo a los plazos establecidos, la construcción tendrá una duración estimada de 18 meses, desde noviembre de 2025, y se prevé que la operación comercial comience el 1 de abril de 2027.

La obra consiste en la instalación de 95.400 HP ISO de potencia de compresión sobre la traza que se extiende desde Tratayén en Neuquén, hasta Salliqueló en Buenos Aires. El objetivo central es incrementar la capacidad de transporte de gas en 14 millones de metros cúbicos diarios.

Como parte de los requisitos del RIGI, la empresa se comprometió a destinar al menos el 20% de la inversión total a la contratación de proveedores locales para bienes y obras. Además, deberá acreditar el cumplimiento de al menos el 40% del monto de inversión mínima dentro de los primeros dos años desde la notificación de la aprobación.

La resolución aporta que el Banco Central (BCRA) intervino en el proceso, concluyendo que la demanda de divisas del proyecto no afecta la sostenibilidad del sector externo ni las reservas internacionales. Asimismo, la empresa manifestó que el financiamiento corre por su exclusiva cuenta y riesgo.

El texto oficial también revela que TGS no solicitó el beneficio de libre disponibilidad de divisas de cobros de exportaciones, que está previsto en el artículo 198 de la Ley 27.742, aunque sí accederá a otros incentivos tributarios, aduaneros y cambiarios que el régimen otorga.

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Uruguay notificó a la Argentina que se encuentra “analizando otras eventuales localizaciones” para una futura planta de hidrógeno verde, proyectada originalmente para la ciudad de Paysandú, frente a la entrerriana Colón, lo que motivó malestar de autoridades provinciales y municipales y de empresarios vinculados al turismo.

La novedad se conoció durante un encuentro que mantuvo en Montevideo el canciller Pablo Quirno con su par de Uruguay, Mario Lubetkin, como continuidad de otra realizada el pasado 26 de noviembre, para avanzar en el diálogo sobre el proyecto de la planta de elaboración de hidrógeno verde y e-combustibles.

Las autoridades uruguayas informaron en el encuentro que, si bien prosiguen los trámites administrativos para la instalación de la planta, que incluyen la firma de un Memorándum de Entendimiento con la empresa HIF Uruguay, actualmente se encuentran “analizando otras eventuales localizaciones alternativas”.

Quirno estuvo acompañado por una delegación integrada por el gobernador de Entre Ríos, Rogelio Frigerio; el intendente de Colón, José Walser; el subsecretario de Política Exterior, Juan Navarro; la directora de América del Sur, Natalia Gunski, y el embajador de la Argentina en Uruguay, Alan Beraud.

Tras la reunión, el canciller argentino valoró que se hubiere incorporado a la ciudad de Colón como parte del “área de influencia” del proyecto, sobre el cual se encuentra en elaboración el ‘Estudio de Impacto Ambiental’.

“El pueblo uruguayo tiene que estar absolutamente tranquilo que Argentina tiene una posición muy conciliatoria y muy pro-inversión. Esto no es una cuestión contra de Uruguay”, dijo Quirno a los periodistas.

Agregó que “la región necesita mayor inversión” y destacó que los argentinos “nos estaríamos tirando también un tiro en el pie si ponemos obstáculos a esa inversión”.

Lubetkin, por su parte, recalcó ante los medios que la planta de elaboración de hidrógeno verde es un “proyecto uruguayo”, pero puntualizó que “un proyecto del lado nuestro no puede afectar a nuestros hermanos argentinos”.

El titular del Palacio San Martín expresó su “satisfacción” por el análisis que las autoridades uruguayas, en el marco de sus decisiones soberanas, se encuentran realizando sobre otras eventuales localizaciones.

La Argentina viene solicitando a Uruguay que se extremen “los recaudos para evitar efectos perjudiciales sobre las actividades económicas preexistentes de las poblaciones ribereñas, vinculadas al uso óptimo y racional del Río Uruguay”.

La ciudad entrerriana de Colón, ubicada sobre la costa argentina frente a Paysandú, tiene una fuerte actividad turística que podría verse perjudicada por la “contaminación visual” sobre el paisaje ribereño, o incluso afectada por polución en las aguas del río Uruguay por los desechos de la nueva planta.

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El ministro de Economía, Luis Caputo, recibió a directivos de la empresa Crevron, que recientemente anunció la intención de presentar un proyecto de inversión en el marco del RIGI por US$ 10.000 millones.

“Excelente reunión mantuvimos junto al secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, con Clay Neff y equipo de Chevron en el Ministerio de Economía”, comunicó Caputo en sus redes sociales.

Caputo reveló que la emprsa comentó que se verán “mejoras significativas en cuanto a eficiencia en el próximo año, reduciendo el diferencial de costos que hoy existe con la cuenca de Permian”.

“También dialogamos sobre el nuevo proyecto RIGI por más de 10.000 millones de dólares que la compañía nos anunció hace pocos días durante nuestro viaje a los Estados Unidos”, completó Caputo.

La implementación de este desembolso millonario permitiría a la firma consolidar su presencia en los yacimientos locales, buscando equiparar los estándares de productividad internacionales. 

La confirmación del proyecto se da en un contexto donde el Gobierno busca acelerar la llegada de inversiones de gran escala para estabilizar la macroeconomía.

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El Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables (SIPGER) presentó ante el Gobierno de la provincia de Santa Cruz un pedido formal para la reversión de los yacimientos operados por la empresa Patagonia Resources. El reclamo se fundamenta en la falta de inversión y el registro de despidos durante procesos de negociación.

El secretario general del gremio, Rafael Güenchenen, informó que la operadora, perteneciente al Grupo Neuss, incumplió los planes de perforación y los compromisos de mantenimiento de equipos establecidos en el pliego de condiciones de la licitación.

Según el SIPGER, la firma también vulneró la paz social al realizar cesantías mientras regía una conciliación obligatoria dictada por el Ministerio de Trabajo.

Las áreas afectadas por el pedido de cancelación son Los Perales-Las Mesetas, Los Monos y Barranca Yankowsky, yacimientos que fueron transferidos desde YPF a la provincia en el marco de la reactivación del sector.

El gremio sostiene que la falta de resultados operativos y financieros por parte de la concesionaria afecta la actividad en las localidades petroleras del norte santacruceño.

Ante estos hechos, el Gobierno provincial inició sumarios administrativos contra Patagonia Resources y la contratista AESA por obstrucción al proceso de conciliación.

La autoridad de aplicación ratificó que el traspaso del personal era una obligación jurídica exigible que no fue cumplida por las empresas.

Patagonia Resources es una firma controlada por el Grupo Neuss, encabezado por Juan y Patricio Neuss y con Gustavo Salerno como CEO.

El holding expandió su presencia en el sector energético nacional en el último año mediante la adquisición de activos en generación, transporte y distribución eléctrica, incluyendo la hidroeléctrica Alicurá y la empresa Transener. 

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La inflación en Estados Unidos se aceleró al 3,8% interanual en abril por la suba de los precios energéticos debido a la guerra en Medio Oriente y alcanzó el mayor nivel en tres años, de acuerdo a lo informado este martes por la Oficina de Estadísticas Laborales norteamericana.

El comportamiento de los precios en EEUU medido de manera interanual se ubicó por encima de las proyecciones del mercado que preveían que alcance el 3,7% y escaló cinco décimas en relación a marzo cuando alcanzó el 3,3%.

La escalada de la inflación está vinculada principalmente al aumento de los precios de la energía, que tuvieron un salto del 17,9% interanual durante el mes pasado, con notoria incidencia de la nafta al trepar 28,4% interanual.

También aportaron al encarecimiento de la energía, los aumentos en la electricidad (6,1%) y en el gas natural (3%) frente al mismo mes del 2025, a raíz de la influencia de los mayores costos energéticos que paga el mundo a causa de la guerra.

A nivel mensual, la variación de precios en abril fue del 0,6%, exhibiendo una desaceleración frente a la suba de 0,9% del mes previo y quedando en sintonía con la previsión de los analistas que esperaban un descenso en el índice.

La inflación subyacente, que excluye energía y alimentos, trepó al 2,8% interanual en el cuarto mes del año, dos décimas arriba del 2,6% de marzo. Mientras que en la comparación mensual avanzó 0,4%, dos décimas por encima del 0,2% registrado el mes previo.

Los aumentos destacados durante el mes, por fuera de alimentos y energía, se dieron en muebles y artículos para el hogar, tarifas aéreas, cuidado personal, vestimenta y educación. En tanto que vehículos nuevos, comunicaciones y atención médica están entre los principales rubros que disminuyeron en abril.

El índice de vivienda aumentó un 0,6% el mes pasado, mientras que en alimentos se observó un alza del 0,5% por la variación del 0,2% en los productos consumidos fuera del hogar y 0,7% dentro del hogar.

El índice de energía subió un 3,8% en abril, lo que representa más del 40% del aumento mensual general. La nafta aumentó un 5,4% durante el mes, mientras que la electricidad subió un 2,1% y el fueloil aumentó un 5,8%. El gas tuvo una leve baja del 0,1%.

El IPC de abril refleja de lleno el impacto del conflicto en Medio Oriente que enfrenta a Estados Unidos e Israel con Irán, ante el fracaso de un acuerdo de paz duradero y la continuidad del bloqueo del estrecho de Ormuz, por donde pasa el 20% del crudo mundial.

Ante este escenario, el efecto en los valores de la energía se siente y el impacto en la inflación mundial crece mientras se incrementa la atención en la Reserva Federal estadounidense para saber cómo continuará su política de tasas.

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Transportadora Gas del Norte (TGN), una de las compañías más importantes del sector energético argentino, presentó la edición 2026 de su programa Jóvenes Profesionales TGN (JP26). Esta iniciativa está dirigida a jóvenes graduados y estudiantes avanzados de carreras de ingeniería que buscan insertarse en la industria energética nacional.

El programa ofrece 10 vacantes y tiene como objetivo incorporar efectivamente a los participantes al finalizar la experiencia. TGN opera una extensa red de gasoductos que atraviesa 17 provincias y supera los 11.300 kilómetros, lo que brinda a los profesionales la oportunidad de desarrollarse en un entorno federal y de alta exigencia técnica.

JP26 propone una formación práctica en contextos reales, permitiendo a los jóvenes involucrarse desde temprano en proyectos y operaciones fundamentales para el transporte de gas natural en Argentina. Además, la compañía impulsa una política de Diversidad e Inclusión que ya refleja un 37% de participación femenina en sus convocatorias.

Los requisitos para postularse al programa incluyen tener hasta 29 años, ser graduado o estudiante avanzado de ingeniería, pudiendo adeudar hasta tres finales y la tesis. Se valorará la disposición para reubicarse en distintas regiones del país, mientras que el manejo del idioma inglés no es excluyente. Las inscripciones se realizan a través de la web oficial del programa Jóvenes Profesionales TGN 2026.

En 2024, 11 egresados completaron la formación intensiva del programa y participaron en proyectos estratégicos, consolidando a JP como una cantera fundamental de talento técnico para el negocio.

Es importante destacar las diferencias entre un programa de jóvenes profesionales y una pasantía. Mientras que las pasantías están reguladas por la Ley Nacional de Pasantías, requieren que el participante sea alumno regular y se desarrollan con un límite máximo de un año y medio, los programas de jóvenes profesionales no cuentan con legislación específica en Argentina y están orientados a graduados o próximos a graduarse.

Estos programas permiten ingresar como empleados efectivos a tiempo completo, con experiencias diseñadas para acelerar la carrera y asegurar la renovación del talento clave en las empresas. Ambas modalidades son consideradas vías privilegiadas para iniciar una carrera profesional sólida y con alto potencial.

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Vista Energy confirmó que en 2026 destinará US$ 1.800 millones para potenciar su producción petrolera, un monto que representa un incremento del 12,5% respecto a lo previsto anteriormente. Esta inversión está orientada a consolidar su posición como la principal productora independiente de petróleo en Argentina.

El anuncio se sustenta en la ampliación de su producción hasta alcanzar los 160.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d), gracias a la incorporación de 22.000 barriles provenientes de la compra de la participación de Equinor en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, ubicados en la formación de Vaca Muerta.

Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy, destacó que esta adquisición implica “un salto significativo en producción, exportaciones y capacidad de desarrollo” en la región. Además, recordó que en apenas ocho años la empresa ha pasado de ser un emprendimiento emergente a convertirse en el mayor exportador de crudo del país.

Las proyecciones financieras para 2026 también indican un EBITDA ajustado de US$ 3.000 millones, lo que implica un aumento del 58% respecto a la cifra inicialmente estimada. En un horizonte más amplio, entre 2026 y 2028, Vista Energy planea invertir un total de US$ 5.600 millones, un 17% por encima de la proyección anterior, con la meta de alcanzar una producción diaria de 208.000 barriles para 2028, un incremento del 16%.

En cuanto a la generación de caja libre, se espera un flujo de US$ 2.800 millones durante el período 2026-2028, lo que representa un aumento del 87% en comparación con las estimaciones realizadas en 2025. Hasta la fecha, Vista Energy ha invertido más de US$ 6.500 millones en Argentina y planea utilizar parte de estos recursos para reducir su deuda financiera.

Por su parte, Luis Bolomo, ejecutivo de la compañía, señaló la importancia de “industrializar la mayor cantidad posible de los productos naturales extraídos”, apuntando a agregar valor y fortalecer la cadena productiva local.

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Río Negro convoca a la comunidad a participar de la audiencia pública por el proyecto del Gasoducto Dedicado Tratayén – San Antonio Oeste, una obra estratégica para el desarrollo energético y productivo de la provincia, en una instancia que garantiza acceso a la información, evaluación ambiental y participación ciudadana.

La audiencia pública se realizará el próximo 22 de mayo, a partir de las 9, en el Gimnasio Municipal “Sebastiana Antenao” de San Antonio Oeste, en el marco del proceso de Evaluación de Impacto Ambiental que lleva adelante la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro.

El proyecto contempla la construcción de un gasoducto destinado a acompañar el crecimiento de la infraestructura energética vinculada a los desarrollos productivos y exportadores que avanzan en la provincia. En este esquema, Río Negro se consolida como un punto estratégico para la energía nacional, integrando producción, transporte y salida hacia mercados internacionales desde la costa atlántica.

La concreción de esta obra permitirá fortalecer el abastecimiento energético para proyectos estratégicos, ampliar la infraestructura existente y generar nuevas oportunidades de inversión, empleo y desarrollo para las y los rionegrinos.

Como parte del proceso de evaluación ambiental, equipos técnicos de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático realizaron inspecciones y relevamientos en distintos sectores de la traza proyectada del gasoducto. Los trabajos incluyeron recorridas en puntos estratégicos del proyecto para analizar características del suelo, vegetación, infraestructura existente y condiciones del entorno natural.

Estos controles permiten incorporar información técnica clave, anticipar posibles impactos y garantizar que cada etapa del análisis ambiental se desarrolle con criterios de planificación, prevención y resguardo de los recursos naturales.

La audiencia pública constituye además una herramienta fundamental de participación ciudadana, ya que permite que vecinas, vecinos, instituciones y organizaciones accedan a la información del proyecto, expresen opiniones y realicen aportes dentro del procedimiento administrativo ambiental.

Las personas interesadas en participar como oradores podrán inscribirse hasta 72 horas antes de la realización de la audiencia. Asimismo, el formulario de inscripción, el Estudio de Impacto Ambiental y el expediente completo se encuentran disponibles para consulta pública en el sitio web oficial de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático.

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El Gobierno de Río Negro, a través de la Secretaría de Energía y Ambiente, convoca a empresas rionegrinas a participar de una charla informativa sobre el Programa Federal de Gestión Energética del Consejo Federal de Inversiones (CFI), una herramienta que permite recibir asistencia técnica para optimizar el uso de la energía en establecimientos productivos.

La actividad se realizará el miércoles 27 de mayo, a las 10, en el edificio de la Secretaría de Energía y Ambiente, ubicado en Los Sauces y Los Arrayanes, de Cipolletti.

La propuesta está destinada a pymes y empresas interesadas en mejorar su eficiencia energética o avanzar en la instalación de sistemas de generación distribuida fotovoltaica. El programa brinda asistencia técnica y financiera para impulsar la eficiencia energética y facilitar la incorporación de sistemas de generación distribuida.

Las empresas que se sumen al programa recibirán la visita de un gestor energético, quien realizará un relevamiento de sus instalaciones, analizará sus consumos y elaborará recomendaciones concretas para mejorar el desempeño energético.

Esta instancia forma parte del trabajo que Río Negro viene desarrollando para fortalecer capacidades locales y acompañar a los sectores productivos en una nueva etapa de desarrollo, con más eficiencia, sustentabilidad y competitividad. En ese marco, la Provincia inició la formación de 51 especialistas rionegrinos dentro del Programa Federal de Gestión Energética del CFI. Serán esas personas que se están capacitando las encargadas de efectuar los diagnósticos gratuitos.

A partir de los diagnósticos, las empresas podrán contar con información técnica para tomar mejores decisiones, reducir consumos, mejorar procesos y proyectar inversiones vinculadas a la eficiencia energética. Además, las mejoras recomendadas podrán ser financiadas a través de las líneas de crédito del CFI.

Río Negro en marcha hacia una producción más eficiente

La convocatoria se enmarca en el rumbo provincial de consolidar una matriz productiva más moderna, eficiente y preparada para el futuro. La eficiencia energética permite cuidar recursos, reducir costos y fortalecer la competitividad de las empresas rionegrinas.

Desde la Secretaría de Energía y Ambiente se brindará información sobre los alcances del programa, los requisitos para participar y los pasos para que las empresas puedan sumarse a la instancia de diagnóstico.

Las empresas interesadas en participar de la charla deberán completar el formulario de inscripción disponible en el siguiente enlace: https://forms.gle/siH4qdF28p7zhzWc9

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La localidad de Moquehue se encuentra cada vez más cerca de contar por primera vez con gas por redes. La obra de instalación de la planta de GLP ya presenta un 85 por ciento de ejecución, en una intervención considerada histórica para la comunidad.

Actualmente se completó la instalación de seis tanques en la planta y continúan las tareas finales sobre la red que abastecerá a los hogares de la localidad, una demanda sostenida durante años por vecinos y vecinas que atraviesan inviernos de bajas temperaturas y fuertes nevadas.

Ariel Villarnovo, supervisor de la empresa que lleva adelante la obra, destacó el impacto social del proyecto y el compromiso de los trabajadores para finalizarlo antes de la temporada invernal. “Nos dedicamos al montaje de plantas, y la verdad que hacer el montaje de esta planta es algo tan eficiente para la comunidad y para todos, porque sabemos que el invierno siempre es duro por esta zona”, expresó.

“Es algo histórico que se está logrando gracias al gobernador Rolando Figueroa y esperamos cumplirlo antes de que el frio sea más intenso”, señaló y remarcó además el valor humano de las tareas que realizan en distintas localidades del norte neuquino. “Me encanta poder colaborar con la población en este tipo de obras, es fascinante”, sostuvo.

El supervisor explicó que la planta de GLP que actualmente se instala en Moquehue fue trasladada desde Los Miches. “En Los Miches ya llegó la red de gas natural, entonces se destinó la planta a esta localidad”, explicó Villarnovo y estimó que en breve también va a llegar el gas natural a Moquehue.

La obra forma parte de la estrategia energética impulsada por el gobierno provincial a través de Hidenesa, orientada a ampliar el acceso a servicios esenciales en localidades donde aún no llegan los gasoductos. En la apertura de sesiones legislativas del 1 de marzo, el gobernador Figueroa ratificó que la Provincia avanza con soluciones progresivas y escalables para garantizar el abastecimiento energético en todo el territorio.

De esta manera, se prevé además el traslado de plantas de GLP a Chorriaca y Paso Aguerre, mientras continúan las inversiones para extender redes de gas natural en distintas localidades del norte provincial. “Estamos en el tramo final y poniéndole garra para terminar y que la gente pueda para un invierno bien calefaccionada”, concluyó Villarnovo.

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Durante la Offshore Technology Conference (OTC) 2026 en Houston, John Ardill, vicepresidente de Exploración y New Ventures de ExxonMobil, destacó que la industria energética enfrenta una década marcada por un fuerte crecimiento en la demanda que exige mayores inversiones, estabilidad regulatoria y avances tecnológicos.

Ardill explicó que, aunque el reto de suministrar energía al mundo persiste desde hace décadas, la inteligencia artificial (IA) dejó de ser una herramienta experimental para convertirse en un aliado fundamental que acelera la toma de decisiones y minimiza riesgos en la exploración petrolera.

En el panel “Exploración en la Década de la Demanda”, se analizó cómo el crecimiento económico, la electrificación y la expansión de centros de datos impulsan un aumento sostenido del consumo energético global. Guyana se destacó como un caso de éxito: desde la extracción inicial en 2019, ExxonMobil y sus socios escalaron la producción hasta casi alcanzar un millón de barriles diarios.

“Cuando eso está en su lugar, se puede pasar de descubrimiento a producción en pocos años”, afirmó Ardill, refiriéndose a la coordinación entre gobierno, reguladores e inversores como clave para este avance.

En el plano tecnológico, ExxonMobil alcanzó un hito al perforar su primer pozo completamente autónomo en Guyana, donde “ningún perforador tocó los controles” y toda la operación, incluyendo el geosteering en la sección del reservorio, fue gestionada por IA, logrando un rendimiento y precisión superiores a los métodos convencionales.

Además, la empresa aplica técnicas de machine learning y deep learning para procesar grandes cantidades de datos sísmicos en días, en lugar de meses, lo que optimiza la identificación de los mejores sitios para perforar.

Estados Unidos, con su desarrollo de shale, sigue siendo un referente por su combinación de recursos de calidad, infraestructura consolidada y un entorno regulatorio ágil que permite escalar rápidamente. Ardill describió este modelo como un “sweet point” que otros países buscan replicar.

Sin embargo, para lograrlo en otras regiones es indispensable contar con estabilidad normativa, agilidad en los permisos y un ecosistema que fomente la inversión, aspectos que ExxonMobil señala como fundamentales para el éxito observado en Guyana y el shale estadounidense.

En un contexto donde las interrupciones en el suministro energético se producen cada 12 a 18 meses y la demanda no cesa, la IA se presenta como una herramienta de doble filo: incrementa el consumo eléctrico pero también potencia la eficiencia en exploración y producción.

Este enfoque cobra especial relevancia en países como Argentina, donde Vaca Muerta es el principal motor energético. La necesidad de reglas claras y alineación política, resaltada por ExxonMobil, coincide con los esfuerzos locales para atraer inversión mediante marcos de incentivos.

Ardill cerró su intervención con optimismo para la industria: “Nunca ha habido un mejor momento para entrar en esta industria, ya seas geólogo, ingeniero o trabajes en ciencia de datos” y agregó: “No hay mejor momento para explorar. Adelante”.

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El gobernador Rolando Figueroa explicó este jueves que desde el gobierno neuquino se hizo un análisis de los ingresos que se generarán a partir de la concreción en la provincia de tres proyectos comprendidos en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) e informó que se trata de 1.300 millones de dólares en cuatro años.

Figueroa recordó que la implementación de este régimen para el upstream sobre la producción incremental fue un pedido que efectuó en diciembre al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo y que el gobierno nacional accedió a esta solicitud en febrero.

El gobernador explicó que el RIGI permite a las empresas disminuir el 10% de Impuesto a las Ganancias. “Nación te da una estabilidad fiscal por 25 años, y te cobra 10% menos de Impuesto a las Ganancias”, indicó.

En este sentido, detalló que a partir de tres proyectos aprobados y en marcha recientemente se generarán en Neuquén “726 millones de dólares en cuatro años de regalías, 250 millones de Impuesto a los Ingresos Brutos y 300 millones porque en dos de esas concesiones es socia GyP, que es la empresa nuestra de gas y petróleo”. 

“Hicimos los costos de tres proyectos que están en marcha. Van a haber diez, pero hay tres que fueron presentados la última semana. Esos tres proyectos le cuestan a Neuquén tres millones y medio de dólares menos de coparticipación del Impuesto a las Ganancias en cuatro años”, dijo Figueroa y lo comparó con los 1.300 millones de dólares que le ingresan en ese mismo período. “¿Cómo vamos a criticar algo que impacta directamente en Neuquén?”, se preguntó.

Tras asegurar que la implementación del RIGI “está atrayendo inversiones”, el gobernador contó que “tuve comunicación telefónica con las autoridades de Chevron y nos manifestaron que van a presentar un RIGI muy importante también”. “Eso hace mucho a la actividad que tenemos y es fundamental para el desarrollo de la provincia”, añadió. 

“Neuquén es petrolero desde hace más de 100 años. La sociedad ya tiene todo un expertise, un armado en base al gas y el petróleo”, sostuvo el gobernador y aseguró que eso fue una ventaja comparativa respecto de otras jurisdicciones: “Cuando establecieron las reglas económicas, a otras provincias les costó arrancar”. 

“Hay provincias que tenían minería, pero no la explotaban. Entonces, están armando el ecosistema minero. Nosotros ya lo teníamos armado y aceleramos”, afirmó y agregó: “Por eso los índices nos dan mejor a nosotros”. “No nos pusimos a llorar por lo que hacía el gobierno nacional. Sobre lo que hizo, tratamos de adaptarnos para que nos vaya bien”, concluyó.

Figueroa remarcó “los distintos beneficios que nos ha dado el trabajo en coordinación con el gobierno nacional”. “La posibilidad de participar con la redacción del capítulo de hidrocarburos en la Ley Bases fue fundamental”, aseguró y comentó que “pudimos poner determinados artículos que nos permiten hoy estar escalando en esta posición”. 

También remarcó como otro aspecto positivo “la modificación del Código procesal, civil y comercial de la provincia, en un Código adversarial que tiene un capítulo fundamental que rescata la teoría monista y da la oportunidad a los distintos inversores o empresas para que puedan fijar el lugar de arbitraje de una manera independiente”.

“Están dadas todas las condiciones como para que Neuquén siga creciendo y que ese crecimiento se traduzca en beneficio para nuestra población. Ahí es donde nos tenemos que concentrar”, finalizó.

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YPF presentó los resultados del primer trimestre del año con un EBITDA ajustado de US$1.594 millones, el más alto de su historia para un primer trimestre, con un margen de 32% sobre los ingresos. Este resultado representa una mejora del 28% con relación al primer trimestre de 2025, impulsada por el crecimiento de la producción de shale, la desinversión de campos maduros, la fuerte reducción de costos operativos y un mejor entorno de precios. La utilidad neta fue de US$409 millones, reflejando un sólido desempeño operativo y financiero.

La producción de petróleo shale promedió 205.000 barriles diarios, con un crecimiento del 39% interanual. Este crecimiento estuvo apalancado principalmente por el yacimiento La Angostura Sur, que se ha transformado en el quinto bloque de petróleo shale más productivo de Vaca Muerta en menos de 2 años, siendo 100% propiedad de YPF.

Durante el trimestre, las inversiones alcanzaron cerca de mil millones de dólares, de los cuales el 78% se destinaron a la actividad no convencional, principalmente en Vaca Muerta. Se espera una aceleración de las inversiones durante la segunda mitad del año, en línea con el crecimiento esperado en la producción de petróleo shale.

Por el lado de Downstream, los niveles de procesamiento en las refinerías alcanzaron un nuevo récord de 344.000 barriles diarios, lo que también permitió registrar récords de producción de nafta premium y destilados medios, y de esta forma, evitar importaciones, abastecer a refinadores locales y exportar naftas y gasoil a países de la región.

El proyecto VMOS continúa avanzando según lo previsto, con más del 62% de la obra ejecutada al cierre de marzo de 2026. En abril de 2026, YPF adquirió 44.000 barriles diarios adicionales de capacidad de transporte, consolidando así una participación del 30% en el proyecto, que le permite asegurar la evacuación del fuerte crecimiento de producción esperado para los próximos años.

Con relación al proyecto Argentina LNG, los socios fundadores YPF, ENI y XRG, el brazo internacional de ADNOC, continuaron trabajando en el desarrollo del proyecto, enfocados en la obtención del financiamiento, los análisis técnicos de la obra y la obtención de las concesiones de explotación y acuerdos con las provincias que habilitan el desarrollo del proyecto. Adicionalmente, en abril, se formalizó el acuerdo por el cual YPF adquirió la totalidad de los 3 bloques no convencionales que producirán el gas necesario para el proyecto.

Finalmente, en el plano financiero, YPF obtuvo un flujo de caja libre de más de 870 millones de dólares en el trimestre, gracias a un sólido desempeño operativo y la cobranza parcial por la venta de activos no estratégicos, como la subsidiaria Profertil y el yacimiento convencional Manantiales Behr. Adicionalmente, gracias a la sólida generación de caja, la compañía logró adelantar el pago de deuda por alrededor de 750 millones de dólares en los primeros cuatro meses del año, así como reforzar su liquidez a un nivel de 1.700 millones de dólares al cierre de marzo de 2026.

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YPF Luz, la empresa del grupo YPF dedicada a la generación de energía eléctrica en Argentina, anunció que el EBITDA Ajustado creció un 21% interanual hasta alcanzar USD 125,7 millones en el primer trimestre del año, impulsado principalmente por la contribución de nuevos activos renovables que entraron en operación, una mayor disponibilidad y despacho de la central térmica El Bracho, mayores precios spot bajo el nuevo marco regulatorio y reintegros de seguros relacionados con Loma Campana I vinculados a fallas previas.

La capacidad instalada aumentó un 8% interanual hasta alcanzar 3.659 MW en el 1T26, impulsada principalmente por la puesta en marcha de nuevos proyectos renovables. En este sentido, el parque solar El Quemado alcanzó la operación comercial parcial por una capacidad neta de hasta 100 MW en diciembre de 2025 y por otros 100 MW adicionales en febrero de 2026, sobre una capacidad instalada total esperada de 305 MW. Asimismo, el parque eólico CASA alcanzó la operación comercial plena en febrero de 2026, incorporando 63 MW de capacidad instalada.

El flujo de caja libre fue positivo en USD 21,9 millones en el primer trimestre, en comparación con USD 18,5 millones en el 1T25, impulsado principalmente por menores inversiones de capital. El ratio de apalancamiento neto se redujo a 1,6x desde 1,8x el año anterior, dado el mayor EBITDA.

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El congelamiento de los precios de los combustibles dispuesto por YPF el pasado 1° de abril tiene fecha de vencimiento y esta semana podría llegar un nuevo ajuste que volverá a golpear el bolsillo de los trabajadores y el costo del transporte.

La medida había sido implementada en medio de la fuerte volatilidad internacional provocada por la guerra en Medio Oriente, que impulsó una disparada en el precio del petróleo. En ese contexto, la petrolera estatal decidió sostener sin cambios los valores de la nafta y el gasoil hasta el 15 de mayo para evitar un traslado inmediato a surtidores.

Ese plazo terminará esta semana y este lunes la conducción de la compañía mantendrá una reunión interna para definir el futuro de los precios. En el sector descuentan que habrá incrementos para reducir el atraso acumulado en los últimos meses.

La señal más clara surgió del balance presentado por YPF este viernes ante inversores. Allí, la empresa estimó que durante abril el precio doméstico promedio de los combustibles, sin impuestos, fue de 90,5 centavos de dólar por litro, mientras que la paridad de importación se ubicó en u$s1,07 por litro.

De acuerdo con esos números, tanto la nafta como el gasoil tendrían un atraso cercano al 15,5%, una evaluación que comparten otras compañías del sector petrolero.

La posibilidad de nuevos aumentos mantiene en alerta a las cámaras de transporte, que siguen de cerca la discusión tarifaria en medio de la crisis que atraviesa la actividad. Las empresas advierten que el incremento sostenido de los combustibles, sumado a la deuda que mantiene el Estado nacional, ya provocó complicaciones en la prestación de servicios y una reducción de unidades en circulación.

El eventual ajuste en surtidores podría profundizar las dificultades del sector y trasladarse también a otros precios de la economía, en un escenario marcado por la caída del consumo y el deterioro del poder adquisitivo.

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Una unidad operativa de la refinería PBF Chalmette registró un estallido y posterior incendio que generó grandes columnas de humo visibles desde Nueva Orleans, según informaron medios internacionales.

Videos difundidos en redes sociales mostraron una densa columna de humo sobre la instalación, que tiene capacidad para procesar cerca de 189 000 barriles de petróleo diarios a orillas del río Misisipi.

La planta, en funcionamiento desde 1915, emplea a unos 500 trabajadores directos y 200 contratistas, y su producción representa alrededor del 1 % del consumo diario de petróleo de los Estados Unidos.

La refinería suspendió sus operaciones mientras avanzaban las pericias sobre la explosión, informó el sitio Hispan TV.

Ramanan Krishnamoorti, vicepresidente de energía e innovación de la Universidad de Houston, interpretó que la interrupción de la actividad en esa refinería iba a agravar el alza en los precios de la gasolina, el diésel y el combustible para aviones en las regiones sur y centro-sur del país, algo que ya se verificaba este lunes en los Estados Unidos.

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La petrolera Vista anunció la finalización de la compra de activos de la noruega Equinor en la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, ubicada en el suroeste argentino.

La operación incluyó la adquisición de una participación del 25,1 % en el bloque Bandurria Sur y del 35 % en el bloque Bajo del Toro. El valor total de la transacción fue de 712 millones de dólares.

Para concretar la compra, Vista realizó un pago en efectivo de 387 millones de dólares a Equinor y entregó 6.223.220 ADS (acciones de depósito americanas) que representan acciones serie A de la compañía. Además, se abonaron 131 millones de dólares correspondientes a ajustes habituales relacionados con efectivo, deuda, capital de trabajo y contribuciones propias de este tipo de acuerdos.

Al 31 de marzo de 2026, el bloque Bandurria Sur contaba con 210 pozos en producción y durante el primer trimestre del año produjo 82.300 barriles de petróleo equivalente por día. En paralelo, el bloque Bajo del Toro tenía 23 pozos en producción y generó 5.400 barriles diarios en el mismo período.

Vista, presidida por el argentino Miguel Galuccio, concentra sus actividades en Vaca Muerta, donde ha invertido aproximadamente 6.890 millones de dólares. La empresa se posiciona como el segundo mayor productor de petróleo no convencional en Argentina.

Durante el primer trimestre de 2026, Vista reportó una producción total de 134.741 barriles equivalentes de petróleo diarios, lo que representa un aumento interanual del 67 %. Asimismo, la compañía registró una ganancia neta de 107,7 millones de dólares, un 30 % superior a la obtenida en el mismo período del año anterior.

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El juicio que enfrentó a Burford Capital contra el Estado argentino por el incumplimiento del estatuto de YPF en el momento de su expropiación culminó con una derrota para la financiera, que reportó una pérdida contable de US$ 2.438 millones en el primer trimestre de 2026.

Christopher Bogart, CEO de Burford, explicó que “si bien la pérdida relacionada con YPF fue decepcionante y provocó un cargo contable no monetario muy importante, no hay impacto en caja derivado de esa pérdida”. Además, destacó que, incluso en el peor escenario, “habremos generado US$ 236 millones en ingresos de caja y más de US$ 100 millones en ganancias por el caso” y se mostró optimista sobre un desenlace favorable en el arbitraje.

Ante la sentencia que anuló la condena al Estado a pagar US$ 16.100 millones más intereses, Burford presentará un recurso para que un plenario de jueces de la Corte de Apelaciones de Nueva York revise la decisión. En caso de rechazo, la firma podría recurrir a la Corte Suprema de Justicia de Estados Unidos, aunque reconocen que “la probabilidad de obtener un alivio adicional en los tribunales estadounidenses es baja desde un punto de vista estadístico”.

Burford financió desde 2015 las demandas de los administradores de la quiebra de las sociedades vinculadas a la familia Eskenazi, Petersen Energía y Petersen Energía Inversora, que mantenían una deuda aproximada de US$ 3.000 millones con Repsol y bancos internacionales. También apoyó a Eton Park en sus reclamos.

Respecto a posibles recuperaciones, la compañía afirmó que “seguiremos buscando una recuperación para los demandantes a partir de los activos vinculados a YPF y creemos que estos conservan un valor potencial significativo para Burford”. Sin embargo, admitió que una fuerte desvalorización tras el fallo de apelación explica los resultados negativos del trimestre.

Burford informó que los demandantes planean presentar reclamos bajo tratados bilaterales de inversión: el de España y Argentina en el caso de Petersen, y el de Estados Unidos y Argentina para Eton Park. Señalaron que el arbitraje ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI) es un proceso que puede durar varios años, con un promedio de 4,4 años por caso, pero que suele ser efectivo, dado que el 86% de las demandas contra Argentina concluidas favorecen al inversor y el 97% de los laudos del CIADI se cumplen.

Tras la pérdida en el juicio, Burford revaluó sus activos relacionados a YPF a apenas US$ 93 millones, una fuerte caída frente a los más de US$ 1.500 millones reportados en el trimestre anterior. El ajuste generó un impacto neto negativo de US$ 1.476 millones en el ingreso neto antes de impuestos, atribuible únicamente a Burford.

Desde la Procuración del Tesoro, señalaron que la probable presentación de Burford ante el CIADI “ya había sido pretendida por los demandantes en 2015 y fue posteriormente abandonada por decisión de los propios actores, quienes optaron por litigar exclusivamente ante los tribunales de Nueva York”. Consideraron que “el intento de reabrir ahora esa vía constituye un nuevo e improcedente esfuerzo de los demandantes por pretender revivir, sin credibilidad alguna, un reclamo que ya fue rechazado de manera contundente por la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito”.

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El Ministerio de Trabajo de Santa Cruz decretó la conciliación obligatoria en el conflicto que se desató en los yacimientos petroleros operados por Patagonia Resources, luego de que el Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz (SIPGER) anunciara un paro general en rechazo a los despidos.

Además, la cartera laboral ordenó dejar sin efecto las desvinculaciones denunciadas por el gremio y retrotraer la situación al estado previo a los despidos comunicados, con el fin de preservar la paz social en la región.

La próxima audiencia se llevará a cabo el 11 de mayo en la Delegación Las Heras del Ministerio de Trabajo, donde se abrirá una nueva ronda de negociaciones para evitar que se concreten nuevas cesantías en los yacimientos santacruceños.

Según el SIPGER, liderado por Rafael Güenchenen, la empresa AESA notificó despidos a operarios que prestaban servicios en los yacimientos bajo la operación de Patagonia Resources, lo que el sindicato calificó como una “grave e irresponsable decisión”.

Desde la organización sindical manifestaron que estas desvinculaciones constituyen “una violación de la conciliación obligatoria vigente” y exigieron “la inmediata retracción de todos los despidos realizados”.

Este conflicto se produce en un contexto complejo, ya que las nuevas operadoras de las áreas que YPF devolvió a la provincia el 1 de diciembre de 2025 aún no lograron reactivar los yacimientos, que permanecieron prácticamente paralizados durante todo 2025 y mantienen una escasa actividad en 2026.

El SIPGER ratificó la convocatoria a un paro general y otras medidas de acción directa en todas las áreas gestionadas por Patagonia Resources, en defensa de los puestos laborales, las familias petroleras y el desarrollo productivo de Santa Cruz.

El gremio también reclamó el cumplimiento efectivo de la conciliación obligatoria y el restablecimiento de las condiciones previas al conflicto, advirtiendo que “no existe posibilidad de sostener la paz social cuando las empresas responden con despidos en medio de una conciliación obligatoria”.

La responsabilidad de la escalada del conflicto fue atribuida por el sindicato a las compañías involucradas, que, según indicaron, están incumpliendo los acuerdos laborales vigentes.

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YPF lanzó Diesel 10 Minero, un nuevo producto especialmente diseñado para la industria minera, en el marco de su participación en Expo San Juan Minera 2026, uno de los principales encuentros del sector en el país. El lanzamiento apunta a mejorar la eficiencia y la continuidad operativa de los proyectos mineros que se desarrollan en condiciones extremas.

El nuevo combustible cuenta con ultra bajo contenido de azufre (menos de 10 partes por millón), no contiene biocomponentes y está especialmente preparado para operar en alta montaña y temperaturas extremadamente bajas, lo que lo convierte en una solución clave para los yacimientos ubicados en zonas de difícil acceso y con clima muy hostil.

YPF es el principal proveedor energético del sector minero argentino y cuenta con la red de logística y distribución más grande del país, lo que le permite garantizar el abastecimiento ininterrumpido en las principales regiones productivas.

Actualmente, la compañía abastece más del 90% del mercado minero de combustibles, con una cartera de clientes en los que se destacan desde proyectos exploratorios junior, pasando por proyectos mineros en fase de construcción hasta los principales proyectos metalíferos y de litio en fase de plena producción de la Argentina.

Con este nuevo combustible, YPF refuerza su rol como socio estratégico de la minería, acompañando cada proyecto con energía, tecnología, servicios de excelencia y presencia territorial.

La presentación de Diesel 10 Minero se enmarca en una estrategia integral para el sector, que combina productos especializados, logística dedicada, servicios técnicos y soluciones energéticas a medida, alineadas con estándares internacionales y normativas ambientales vigentes.

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Pecom, la compañía petrolera perteneciente al grupo Pérez Companc, anunció la compra del 57% de la participación que Pluspetrol tenía en el bloque El Corcobo, que comprende cuatro concesiones convencionales de petróleo situadas en las provincias de Mendoza y La Pampa. Las áreas adquiridas son CNQ-7 Gobernador Ayala, CNQ-7A, Jagüel Casa de Piedra y Gobernador Ayala III.

Con esta operación, Pecom refuerza su estrategia de crecimiento en la exploración y producción upstream, posicionándose entre los cinco principales operadores petroleros del país. El bloque El Corcobo produce aproximadamente 18.000 barriles diarios, y tras la compra, la empresa superará la cifra de 50.000 barriles diarios operados.

Además, en febrero de este mismo año, Pecom incorporó el yacimiento Manantiales Behr, ubicado en Chubut, que aporta alrededor de 25.000 barriles diarios de petróleo pesado, fortaleciendo aún más su capacidad productiva.

La transferencia de las áreas de Pluspetrol está sujeta a la aprobación de condiciones precedentes y a la obtención de autorizaciones regulatorias correspondientes. Estos campos son considerados maduros, pero cuentan con potencial para aplicar técnicas de recuperación terciaria (EOR), que permiten mejorar la extracción y prolongar la vida útil de los yacimientos.

A diferencia de otros actores del sector que se concentran en desarrollos no convencionales como Vaca Muerta, Pecom apuesta por mantener y optimizar la producción en activos convencionales, aprovechando su experiencia técnica y operativa en este tipo de recursos.

El CEO de Pecom, Horacio Bustillo, calificó la adquisición como “un paso histórico” para la empresa, que la consolida en el grupo de los cinco principales operadores del país. Además, destacó: “Basados en nuestras capacidades, a partir de una gestión eficiente en la superficie y un profundo conocimiento del subsuelo, estamos convencidos de que podemos agregar mucho valor a El Corcobo”.

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TotalEnergies, junto a sus socios Wintershall Dea y Pan American Energy, puso en marcha el parque eólico más austral del mundo, ubicado en Tierra del Fuego, a unos 130 kilómetros al norte de Río Grande, en una zona con alto potencial eólico.

El proyecto destaca por ser un sistema híbrido que combina generación eólica con almacenamiento en baterías, diseñado para alimentar las plantas de tratamiento de gas de Río Cullen y Cañadón Alfa, las cuales operan de manera aislada de la red eléctrica convencional.

Este desarrollo cuenta con dos aerogeneradores de 86 metros de altura de buje y 136 metros de diámetro de pala, con una capacidad total de generación renovable de 9 MW. La integración con almacenamiento energético permitirá estabilizar el suministro y garantizar la continuidad operativa en un entorno remoto.

Según la empresa, esta iniciativa representa la primera solución híbrida a esta escala aplicada por TotalEnergies en operaciones de exploración y producción a nivel global. Además, se espera que reduzca en más de un 55% las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para la operación de las instalaciones en la Cuenca Austral hacia el final de la concesión.

El country chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni, calificó el proyecto como “un gran desafío” y resaltó que refleja “el compromiso permanente de TotalEnergies con la provincia, generando más energía con menos emisiones”.

El gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, valoró el potencial energético de la región y destacó que esta iniciativa demuestra cómo la industria puede adoptar nuevas tecnologías para hacer la producción de gas más sustentable y eficiente. Asimismo, subrayó la importancia de este tipo de inversiones para generar oportunidades productivas y fortalecer el desarrollo energético provincial.

Además del impacto ambiental positivo, TotalEnergies aseguró que el sistema híbrido aportará mayor confiabilidad operativa, minimizando interrupciones y reduciendo la dependencia de equipos rotativos tradicionales. La construcción y puesta en marcha del parque también generó empleo local durante las distintas etapas del proyecto.

TotalEnergies opera en Argentina desde 1978, con actividades de exploración y producción principalmente en Neuquén y Tierra del Fuego. A través de su filial Total Austral, participa en el 25% de la producción nacional de gas, posicionándose como la principal operadora privada del país en este sector.

La inauguración de este parque eólico forma parte de la estrategia global de TotalEnergies para disminuir emisiones y ampliar el desarrollo de soluciones energéticas con menor impacto ambiental, combinando su experiencia en hidrocarburos con proyectos renovables en eólica y solar.

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El ministro de Economía, Luis Caputo, anunció una inversión de la petrolera Chevron por más de u$s10.000 millones dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), la herramienta central de la gestión de Javier Milei para atraer capitales de escala al país mediante beneficios fiscales y estabilidad jurídica por 30 años.

A través de su cuenta de X, el titular de la cartera económica fue el encargado de confirmar la noticia tras una serie de reuniones de alto nivel en Estados Unidos. “Nos garantizó que estarán enviando un nuevo proyecto RIGI en los próximos días por más de u$s10.000 millones”, señaló el funcionario en sus redes sociales.

El anuncio se produjo en la ciudad de Los Ángeles, en el contexto de la 29° Conferencia Anual del Instituto Milken, un evento que reúne a líderes empresariales y financieros globales. Del encuentro participaron, además de Caputo, el canciller Pablo Quirno y el embajador argentino en Washington, Alec Oxenford. Los funcionarios mantuvieron una reunión directa con la CFO de Chevron, Eimar Bonner, y la ejecutiva Laura Lane, quienes garantizaron que el proyecto será enviado formalmente en los próximos días.

Con la incorporación de esta propuesta, el total de inversiones bajo el denominado RIGI -contabilizando tanto proyectos aprobados como aquellos en etapa de análisis- ha superado el hito de los u$s100.000 millones. Hasta la fecha, el Poder Ejecutivo ha recibido solicitudes de 36 proyectos que involucran a 44 empresas de 10 países diferentes, aunque la mayoría de los compromisos de inversión iniciales han provenido de firmas locales. El régimen exige un piso de inversión de u$s200 millones para acceder a sus incentivos.

La apuesta de Chevron es significativa, ya que se convertirá en la primera empresa de capitales estadounidenses en presentar un proyecto de manera individual bajo este esquema. Actualmente, la firma es la cuarta productora de petróleo en Argentina y posee una larga trayectoria en el país, destacándose su asociación con YPF desde 2013 para el desarrollo de Loma Campana en Vaca Muerta. Además, la compañía ya participa del consorcio VMOS para la construcción de un oleoducto clave que unirá la cuenca neuquina con el Océano Atlántico.

Para sostener este flujo de capitales, el oficialismo decidió recientemente extender por un año más, hasta agosto de 2027, el plazo de adhesión al régimen del RIGI. Según datos del Banco Central, ya han ingresado al país unos u$s1.205 millones vinculados a estos proyectos, y se espera que los anuncios de inversión se aceleren en el corto plazo tras la confirmación de este multimillonario proyecto de la petrolera estadounidense.

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El ministro de Economía, Luis Caputo, anunció una inversión de la petrolera Chevron por más de u$s10.000 millones dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), la herramienta central de la gestión de Javier Milei para atraer capitales de escala al país mediante beneficios fiscales y estabilidad jurídica por 30 años.

A través de su cuenta de X, el titular de la cartera económica fue el encargado de confirmar la noticia tras una serie de reuniones de alto nivel en Estados Unidos. “Nos garantizó que estarán enviando un nuevo proyecto RIGI en los próximos días por más de u$s10.000 millones”, señaló el funcionario en sus redes sociales.

El anuncio se produjo en la ciudad de Los Ángeles, en el contexto de la 29° Conferencia Anual del Instituto Milken, un evento que reúne a líderes empresariales y financieros globales. Del encuentro participaron, además de Caputo, el canciller Pablo Quirno y el embajador argentino en Washington, Alec Oxenford. Los funcionarios mantuvieron una reunión directa con la CFO de Chevron, Eimar Bonner, y la ejecutiva Laura Lane, quienes garantizaron que el proyecto será enviado formalmente en los próximos días.

Con la incorporación de esta propuesta, el total de inversiones bajo el denominado RIGI -contabilizando tanto proyectos aprobados como aquellos en etapa de análisis- ha superado el hito de los u$s100.000 millones. Hasta la fecha, el Poder Ejecutivo ha recibido solicitudes de 36 proyectos que involucran a 44 empresas de 10 países diferentes, aunque la mayoría de los compromisos de inversión iniciales han provenido de firmas locales. El régimen exige un piso de inversión de u$s200 millones para acceder a sus incentivos.

La apuesta de Chevron es significativa, ya que se convertirá en la primera empresa de capitales estadounidenses en presentar un proyecto de manera individual bajo este esquema. Actualmente, la firma es la cuarta productora de petróleo en Argentina y posee una larga trayectoria en el país, destacándose su asociación con YPF desde 2013 para el desarrollo de Loma Campana en Vaca Muerta. Además, la compañía ya participa del consorcio VMOS para la construcción de un oleoducto clave que unirá la cuenca neuquina con el Océano Atlántico.

Para sostener este flujo de capitales, el oficialismo decidió recientemente extender por un año más, hasta agosto de 2027, el plazo de adhesión al régimen del RIGI. Según datos del Banco Central, ya han ingresado al país unos u$s1.205 millones vinculados a estos proyectos, y se espera que los anuncios de inversión se aceleren en el corto plazo tras la confirmación de este multimillonario proyecto de la petrolera estadounidense.

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En el marco de la agenda de fortalecimiento de la industria hidrocarburífera, el gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, mantuvo esta semana una reunión con autoridades de Pan American Energy (PAE), con el objetivo de consolidar inversiones y sostener el nivel de actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Del encuentro participaron también el secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, y diputado nacional, Jorge “Loma” Ávila; y, por parte de la empresa, el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Operaciones Golfo San Jorge, Tomás Catzman; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el gerente Ejecutivo de Relaciones Laborales, Adrián Escobar.

En este contexto, el mandatario provincial destacó la necesidad de sostener y ampliar el nivel de inversiones, en un escenario internacional marcado por un barril de petróleo cuyo precio se mantiene por encima de los 100 dólares. “En un contexto internacional extraordinario, donde los niveles de rentabilidad son tan altos, es necesario que las operadoras reinviertan esos ingresos extraordinarios de manera proporcional en la región”, señaló.

Inversiones y recuperación de la actividad

Tras el encuentro, Torres confirmó que PAE incorporará durante mayo dos equipos de pulling y que en junio sumará un nuevo equipo perforador para el desarrollo de pozos en Cerro Dragón.

Estas inversiones se complementan con la reactivación de equipos por parte de otras operadoras, como Crown Point y PECOM, lo que permitirá elevar, hacia fines del 2026, a nueve la cantidad de perforadores activos en la provincia.

“Esto nos va a permitir cerrar el año con niveles de actividad y con una cantidad de pozos perforados que no se registraban desde 2019”, sostuvo el mandatario.

Asimismo, remarcó que “en un contexto desafiante como el actual, es fundamental generar condiciones para que haya más inversión, más producción y más empleo en uno de los sectores clave de la economía provincial”.

Medidas para incentivar la inversión

El gobernador también puso en valor una serie de decisiones adoptadas por la Provincia para fortalecer la actividad hidrocarburífera y generar condiciones de mayor competitividad en la Cuenca.

Entre ellas, destacó la implementación de esquemas de baja de regalías, orientados a incentivar nuevas inversiones; la eliminación de aranceles a los polímeros, insumo clave para la recuperación terciaria de los yacimientos; y el acompañamiento a la eliminación del denominado “Barril Criollo”.

En esa línea, desde la compañía confirmaron que la incorporación de nuevos equipos permitirá sostener la producción en los pozos activos y avanzar en nuevos desarrollos.

Con estas incorporaciones, Pan American Energy contará en la región con 5 equipos perforadores, 7 de workover y 17 de pulling operativos, consolidando su presencia en la Cuenca del Golfo San Jorge.

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En el marco de la agenda de fortalecimiento de la industria hidrocarburífera, el gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, mantuvo esta semana una reunión con autoridades de Pan American Energy (PAE), con el objetivo de consolidar inversiones y sostener el nivel de actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Del encuentro participaron también el secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, y diputado nacional, Jorge “Loma” Ávila; y, por parte de la empresa, el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Operaciones Golfo San Jorge, Tomás Catzman; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el gerente Ejecutivo de Relaciones Laborales, Adrián Escobar.

En este contexto, el mandatario provincial destacó la necesidad de sostener y ampliar el nivel de inversiones, en un escenario internacional marcado por un barril de petróleo cuyo precio se mantiene por encima de los 100 dólares. “En un contexto internacional extraordinario, donde los niveles de rentabilidad son tan altos, es necesario que las operadoras reinviertan esos ingresos extraordinarios de manera proporcional en la región”, señaló.

Inversiones y recuperación de la actividad

Tras el encuentro, Torres confirmó que PAE incorporará durante mayo dos equipos de pulling y que en junio sumará un nuevo equipo perforador para el desarrollo de pozos en Cerro Dragón.

Estas inversiones se complementan con la reactivación de equipos por parte de otras operadoras, como Crown Point y PECOM, lo que permitirá elevar, hacia fines del 2026, a nueve la cantidad de perforadores activos en la provincia.

“Esto nos va a permitir cerrar el año con niveles de actividad y con una cantidad de pozos perforados que no se registraban desde 2019”, sostuvo el mandatario.

Asimismo, remarcó que “en un contexto desafiante como el actual, es fundamental generar condiciones para que haya más inversión, más producción y más empleo en uno de los sectores clave de la economía provincial”.

Medidas para incentivar la inversión

El gobernador también puso en valor una serie de decisiones adoptadas por la Provincia para fortalecer la actividad hidrocarburífera y generar condiciones de mayor competitividad en la Cuenca.

Entre ellas, destacó la implementación de esquemas de baja de regalías, orientados a incentivar nuevas inversiones; la eliminación de aranceles a los polímeros, insumo clave para la recuperación terciaria de los yacimientos; y el acompañamiento a la eliminación del denominado “Barril Criollo”.

En esa línea, desde la compañía confirmaron que la incorporación de nuevos equipos permitirá sostener la producción en los pozos activos y avanzar en nuevos desarrollos.

Con estas incorporaciones, Pan American Energy contará en la región con 5 equipos perforadores, 7 de workover y 17 de pulling operativos, consolidando su presencia en la Cuenca del Golfo San Jorge.

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Río Negro autorizó, mediante el Decreto 447/26, la cesión del 13% de la participación de PAE en el área Loma Guadalosa a Continental Resources Argentina S.A.U., en el marco de la Ley Nacional 17.319.

La medida fue publicada en el Boletín Oficial y forma parte del proceso de consolidación de la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos de la Provincia. Con esta autorización, Río Negro sigue dando pasos firmes para desarrollar su potencial en Vaca Muerta, con reglas claras, control provincial y una planificación orientada al futuro.

Una vez cumplida la presentación de la escritura definitiva ante la Autoridad de Aplicación, la participación en el área quedará reconfigurada de la siguiente manera: Pan American Energy, que continúa siendo la operadora, concentra un 52%; Continental Resources Argentina, 13%; y Tango Energy Argentina, 35%.

Loma Guadalosa fue reconvertida en 2025 como la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos de Río Negro. Esa decisión marcó un punto de partida para el desarrollo de Vaca Muerta del lado rionegrino de la cuenca, con un plazo de concesión de 35 años, hasta el 4 de agosto de 2060.

El plan piloto aprobado contempla una inversión inicial de USD 36 millones, con la perforación de dos pozos horizontales de 3.000 metros de rama lateral en la formación Vaca Muerta y un pozo vertical piloto. El primer pozo está previsto para 2026, el segundo para 2027 y la evaluación de resultados para 2028.

De confirmarse el potencial del área, el desarrollo podría avanzar hacia una etapa de mayor escala, con hasta 44 pozos adicionales y una inversión proyectada superior a USD 1.000 millones.

Recursos provinciales, planificación y futuro

El área Loma Guadalosa abarca 101 kilómetros cuadrados, se encuentra al este de la Cuenca Neuquina, a unos 60 kilómetros de la ciudad de Neuquén, y cuenta con recursos prospectivos no convencionales estimados en 48,4 MMBOE.

La incorporación de Continental Resources Argentina S.A.U. suma experiencia técnica al desarrollo del no convencional y se inscribe en una etapa en la que Río Negro busca transformar su potencial energético en más actividad, empleo, infraestructura y oportunidades para las próximas décadas.

La entrada Río Negro autorizó el ingreso de Continental a Loma Guadalosa se publicó primero en Energía Online.

Río Negro autorizó, mediante el Decreto 447/26, la cesión del 13% de la participación de PAE en el área Loma Guadalosa a Continental Resources Argentina S.A.U., en el marco de la Ley Nacional 17.319.

La medida fue publicada en el Boletín Oficial y forma parte del proceso de consolidación de la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos de la Provincia. Con esta autorización, Río Negro sigue dando pasos firmes para desarrollar su potencial en Vaca Muerta, con reglas claras, control provincial y una planificación orientada al futuro.

Una vez cumplida la presentación de la escritura definitiva ante la Autoridad de Aplicación, la participación en el área quedará reconfigurada de la siguiente manera: Pan American Energy, que continúa siendo la operadora, concentra un 52%; Continental Resources Argentina, 13%; y Tango Energy Argentina, 35%.

Loma Guadalosa fue reconvertida en 2025 como la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos de Río Negro. Esa decisión marcó un punto de partida para el desarrollo de Vaca Muerta del lado rionegrino de la cuenca, con un plazo de concesión de 35 años, hasta el 4 de agosto de 2060.

El plan piloto aprobado contempla una inversión inicial de USD 36 millones, con la perforación de dos pozos horizontales de 3.000 metros de rama lateral en la formación Vaca Muerta y un pozo vertical piloto. El primer pozo está previsto para 2026, el segundo para 2027 y la evaluación de resultados para 2028.

De confirmarse el potencial del área, el desarrollo podría avanzar hacia una etapa de mayor escala, con hasta 44 pozos adicionales y una inversión proyectada superior a USD 1.000 millones.

Recursos provinciales, planificación y futuro

El área Loma Guadalosa abarca 101 kilómetros cuadrados, se encuentra al este de la Cuenca Neuquina, a unos 60 kilómetros de la ciudad de Neuquén, y cuenta con recursos prospectivos no convencionales estimados en 48,4 MMBOE.

La incorporación de Continental Resources Argentina S.A.U. suma experiencia técnica al desarrollo del no convencional y se inscribe en una etapa en la que Río Negro busca transformar su potencial energético en más actividad, empleo, infraestructura y oportunidades para las próximas décadas.

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La cuenca petrolera más antigua del país, el sector Upstream de la Cuenca del Golfo San Jorge, ubicado entre Chubut y Río Negro, sufrió una vez más el robo de cables de cobre, reavivando la preocupación por una problemática que continúa afectando la infraestructura energética y la producción hidrocarburífera.

El hecho ocurrió el lunes 4 de mayo por la noche en el área de Campamento Central, donde se detectó la sustracción de cerca de 750 metros de cable de cobre de 50 mm² pertenecientes a una línea de media tensión (10,4 kV) vinculada a una Subestación de Producción.

A su vez, se descubrió que varios postes del tendido eléctrico fueron derribados de manera intencional y hasta hallaron un rollo de cable, por lo que para las autoridades evidencia “un accionar planificado y con logística previa”.

Personal policial de la Comisaría de Laprida y peritos de Criminalística se acercaron al lugar tras la denuncia e intervinieron en el sitio durante la madrugada, realizando las actuaciones correspondientes.

Este tipo de hechos continúa produciéndose pese a los importantes esfuerzos en materia de seguridad desplegados por las compañías operadoras, que incluyen patrullajes, monitoreo y refuerzo de controles en zonas sensibles.

Desde hace meses la Patagonia sufre el robo de cables y la explicación es simple: la cadena de comercialización del cobre. Esto se debe porque en el mercado negro se paga más de $17 mil el kilo, lo que permite incrementar su sustracción.

Las autoridades destacan que ya existen cadenas de proceso que permiten transportar y vender el cobre “sin algún nivel de visibilidad dentro de los circuitos informales o incluso formales”.

Pese a las acciones de las compañías, las consecuencias siguen siendo concretas: pérdidas económicas, afectación de infraestructura crítica y riesgos operativos que impactan directa o indirectamente en la producción petrolera de la región.

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La cuenca petrolera más antigua del país, el sector Upstream de la Cuenca del Golfo San Jorge, ubicado entre Chubut y Río Negro, sufrió una vez más el robo de cables de cobre, reavivando la preocupación por una problemática que continúa afectando la infraestructura energética y la producción hidrocarburífera.

El hecho ocurrió el lunes 4 de mayo por la noche en el área de Campamento Central, donde se detectó la sustracción de cerca de 750 metros de cable de cobre de 50 mm² pertenecientes a una línea de media tensión (10,4 kV) vinculada a una Subestación de Producción.

A su vez, se descubrió que varios postes del tendido eléctrico fueron derribados de manera intencional y hasta hallaron un rollo de cable, por lo que para las autoridades evidencia “un accionar planificado y con logística previa”.

Personal policial de la Comisaría de Laprida y peritos de Criminalística se acercaron al lugar tras la denuncia e intervinieron en el sitio durante la madrugada, realizando las actuaciones correspondientes.

Este tipo de hechos continúa produciéndose pese a los importantes esfuerzos en materia de seguridad desplegados por las compañías operadoras, que incluyen patrullajes, monitoreo y refuerzo de controles en zonas sensibles.

Desde hace meses la Patagonia sufre el robo de cables y la explicación es simple: la cadena de comercialización del cobre. Esto se debe porque en el mercado negro se paga más de $17 mil el kilo, lo que permite incrementar su sustracción.

Las autoridades destacan que ya existen cadenas de proceso que permiten transportar y vender el cobre “sin algún nivel de visibilidad dentro de los circuitos informales o incluso formales”.

Pese a las acciones de las compañías, las consecuencias siguen siendo concretas: pérdidas económicas, afectación de infraestructura crítica y riesgos operativos que impactan directa o indirectamente en la producción petrolera de la región.

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El mercado argentino de autos eléctricos empezó a mostrar en 2026 uno de los crecimientos más fuertes de los últimos años. Según el informe mensual elaborado por la Asociación de Concesionarios Automotores de la República Argentina (ACARA), durante marzo se patentaron 529 vehículos 100% eléctricos entre automóviles y comerciales livianos, una cifra que representó un salto interanual del 917,3% frente a las apenas 52 unidades registradas en el mismo mes de 2025.

El fenómeno también se refleja en el acumulado anual. Entre enero y marzo de 2026 se patentaron 1.617 unidades eléctricas, contra 166 del mismo período del año pasado, lo que implica una suba acumulada del 874,1%. Aunque todavía representan una porción pequeña dentro del mercado total de autos 0km, los eléctricos comenzaron a ganar presencia especialmente a partir de la llegada de nuevas marcas y modelos chinos.

Según replicó la agencia Noticias Argentinas, dentro de este escenario, BYD aparece como el gran protagonista del segmento. La automotriz china no solo lideró el ranking de marcas eléctricas, sino que además colocó a dos modelos entre los más patentados del país en esta categoría.

Cuáles son los autos eléctricos más patentados de Argentina en marzo 2026

El informe de ACARA muestra que el vehículo eléctrico más patentado del país durante marzo fue el BYD Dolphin Mini, con 324 unidades registradas y una participación del 61,3% dentro del mercado de eléctricos. En el acumulado anual ya alcanzó 838 patentamientos.

El segundo lugar quedó para el BYD Yuan Pro, con 69 unidades en marzo y 377 acumuladas en el año. Más atrás aparecen el Chevrolet Spark eléctrico con 40 patentamientos y el JMEV Easy 3 con 28 unidades.

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El gobierno nacional adoptó un nuevo esquema para la asignación de subsidios en los servicios de electricidad y gas para hogares. El programa se llama Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) y establece un único criterio para la entrega de beneficios en electricidad, gas natural, gas propano por redes y garrafas de 10 kilos.

Cabe destacar que ya hay 1,6 millones de hogares menos con asistencia en electricidad y casi 900.000 menos en gas desde el inicio de la gestión de Javier Milei. La medida forma parte del ajuste del gasto público y de un cambio estructural en la política energética.

La actualización normativa busca identificar con mayor precisión la capacidad económica de los usuarios para decidir la quita total del beneficio. El impacto en las boletas del próximo mes será inmediato para aquellos propietarios que no cumplan con los nuevos parámetros de propiedad.

Ahora, solo existen dos grupos: quienes reciben el subsidio y quienes no cumplen con los requisitos para acceder. El punto central es que los ingresos familiares no pueden superar el monto equivalente a tres Canastas Básicas Totales de acuerdo con el INDEC. También se contemplan situaciones especiales, como poseer Certificado Único de Discapacidad (CUD) o estar incluidos en el ReNaBaP.

Según el decreto vigente, poseer un vehículo con menos de tres años de fabricación es motivo suficiente para la baja automática. Anteriormente, el límite de tiempo era de cinco años, pero el ajuste actual reduce el margen de maniobra para los usuarios de clase media. Esta medida implica que un modelo 2023 o superior inhabilita al grupo familiar para recibir cualquier tipo de descuento en la energía.

El cruce de datos entre el Registro de la Propiedad Automotor y las prestatarias de luz y gas se realiza ahora de manera mensual y automatizada. Muchos vecinos se encontrarán con facturas a valor pleno debido a este requisito patrimonial que no admite excepciones por ingresos.

• Propiedades inmuebles: Hogares cuyos convivientes posean, en conjunto, tres o más inmuebles.
• Bienes de lujo: Si al menos un integrante es dueño de una embarcación de lujo o una aeronave.
• Activos financieros: Se rechazará la solicitud si algún miembro del grupo familiar posee activos societarios.

En la práctica, esto afecta principalmente a sectores de ingresos medios, que pasarán a pagar tarifas más cercanas al costo real del servicio.

Cómo se gestiona el subsidio

La gestión del subsidio se realiza de forma exclusiva en la página oficial del Ministerio de Economía (argentina.gob.ar/subsidios). Aquellos que ya estaban inscriptos en el antiguo registro (RASE) no necesitan reinscribirse, ya que sus datos fueron migrados automáticamente al nuevo Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF). Deben iniciar el trámite quienes nunca accedieron al beneficio, quienes recibían la Tarifa Social de Gas o el Programa Hogar, y quienes modificaron su situación familiar o económica.

Entre los datos obligatorios figuran el número de medidor y cliente, el DNI y su número de trámite, el CUIL de todos los integrantes mayores de 18 años y un correo electrónico activo.

Guía para accieder a los subsidios

Para solicitar los subsidios, tenés que seguir los siguientes pasos:

• Verificar si corresponde inscribirse: tenés que comprobar si tu hogar ya figura en el nuevo registro o si necesita iniciar una inscripción. Quienes estaban inscriptos en el antiguo RASE, no deben realizar ningún trámite adicional. Solo se inscriben quienes nunca gestionaron el subsidio.
• Acceder a la plataforma oficial: el trámite se gestiona en la web oficial para subsidios energéticos (https://www.argentina.gob.ar/subsidios). En este sitio se puede iniciar el proceso, pero también consultar el estado de solicitudes anteriores o verificar si ya tenés el beneficio. Para ingresar a la plataforma es necesario contar con una cuenta en Mi Argentina, habilitada con CUIL y clave personal.
• Reunir la documentación necesaria: se recomienda contar con toda la información solicitada para completar el formulario de manera ágil. Se requiere: Número de medidor y de Cliente, Servicio, Cuenta, Contrato o NIS, disponibles en la factura de electricidad o gas; Número de DNI y número de trámite del DNI de la persona que realiza la gestión; Número de CUIL de cada integrante mayor de 18 años Correo electrónico activo y habitual
• Completar la inscripción en el ReSEF: quienes no figuren en el registro deben completar el formulario digital disponible en la plataforma. El formulario solicita datos sobre ingresos, cantidad de integrantes, situación laboral y otros aspectos socioeconómicos y patrimoniales. Parte de la información se completa automáticamente con datos oficiales, aunque corresponde al solicitante revisar y completar los campos faltantes.
• Evaluación de requisitos: Tras enviar la solicitud, el Estado analiza si el hogar cumple con los criterios para acceder al subsidio.
• Notificación y aplicación del subsidio: una vez finalizada la evaluación, el sistema comunica si el hogar accede al subsidio, este se aplica directamente en la factura del servicio.
• Consultas, revisiones y actualizaciones: la plataforma permite consultar el estado de las solicitudes en cualquier momento y solicitar una revisión si la evaluación no se corresponde con la situación real. Para ello se requiere la información personal y el número de trámite.

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El Gobierno nacional envió a la Cámara de Diputados un proyecto que propone recortar el esquema de subsidios al gas contemplado en la ley de Zonas Frías.

La idea es acotar el beneficio y mantenerlo únicamente en regiones de bajas temperaturas extremas -como la Patagonia, Malargüe y la Puna-, además de hogares vulnerables alcanzados por subsidios focalizados.

Según argumenta la administración de La Libertad Avanza, la medida apunta a achicar el déficit fiscal y ordenar el sistema energético. En ese marco, sostienen que el recargo del 7,5% que financia el régimen ya no alcanza y que eso derivó en una “ruptura de la cadena de pagos” entre distribuidoras y productoras.

Hasta 2021, el beneficio estaba limitado a zonas puntuales del sur del país, pero luego se amplió a otras regiones. Ahora, el Ejecutivo busca dar marcha atrás con esa extensión y concentrar la ayuda en áreas con frío más severo y en usuarios incluidos dentro del nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), creado por decreto a fines de 2025.

Ese programa establece criterios más restrictivos: podrán acceder quienes formen parte del ReNaBaP, veteranos de Malvinas o familias con ingresos por debajo de tres canastas básicas de un hogar tipo. “El objetivo es garantizar una segmentación no solo geográfica, sino también socioeconómica”, remarcan en los fundamentos, con eje en la equidad y el uso eficiente de los recursos públicos.

Otro de los cambios clave es que el subsidio pasará a aplicarse sobre el precio del gas y no sobre el total de la tarifa, con pagos dirigidos a distribuidoras y subdistribuidoras para evitar desfasajes en la cadena de cobro.

Además, el proyecto incluye un mecanismo para regularizar deudas de distribuidoras eléctricas con CAMMESA acumuladas durante la emergencia tarifaria. Como condición, las empresas deberán desistir de reclamos judiciales.

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El conflicto judicial en torno a la reestatización de YPF en 2012 continúa abierto y ahora suma un nuevo capítulo tras la decisión de la jueza Loreta Preska, del Segundo Distrito Sur de Manhattan, quien habilitó al fondo Burford Capital a presentar su demanda en el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi), un tribunal dependiente del Banco Mundial donde Argentina registra un historial desfavorable en casos similares.

Burford Capital, que había perdido en la Cámara de Apelaciones de Nueva York, podrá utilizar la información y documentación obtenida en la causa estadounidense para sustentar su reclamo ante el Ciadi. La demanda se basa en que la reestatización de YPF durante la gestión de Cristina Fernández de Kirchner y con Axel Kicillof como ministro de Economía no respetó los acuerdos firmados en los años 90 durante el gobierno de Carlos Menem, especialmente en lo relacionado con el pago a accionistas minoritarios tras la liquidación del 51% de las acciones a Repsol.

Además de acudir al Ciadi, Burford también estudia recurrir a la Corte Suprema de Justicia de Estados Unidos, aunque las probabilidades de éxito en esa instancia son bajas. El fondo, que invirtió considerablemente en la causa, tiene interés en agotar todas las vías legales para proteger su inversión, apoyado en que litigar le resulta menos costoso que a Argentina.

En paralelo, Burford notificó a la Cámara de Apelaciones de Nueva York y al estudio Sullivan & Cromwell, representante legal de Argentina, que solicitará una revisión sumaria del fallo adverso conocido como “en banc”. Esta instancia implica que los 13 magistrados del Segundo Distrito Sur podrían revisar la decisión previa, aunque esta alternativa es poco frecuente en casos económicos y su aceptación es incierta. La resolución sobre este pedido se espera desde el 8 de mayo y, de ser rechazada, Burford podría apelar ante la Corte Suprema de Estados Unidos.

Respecto al Ciadi, el fondo argumenta que la nacionalización de YPF violó tratados bilaterales de protección de inversiones suscritos por Argentina con España y Estados Unidos, al alterar los términos contractuales acordados en los 90. Por su parte, la defensa argentina sostiene que Burford ya eligió litigar en tribunales estadounidenses, por lo que un segundo ámbito judicial debería ser descartado, y que la cuestión con Repsol fue resuelta mediante un pago de aproximadamente US$6.000 millones en 2012.

Burford Capital, experto mundial en financiar litigios relacionados con inversiones, adquirió los derechos de la causa en 2015 por US$15 millones a través de una subsidiaria, y desde entonces ha obtenido ganancias por alrededor de US$236 millones producto de ventas parciales de su participación en la demanda. Sin embargo, desde la derrota en segunda instancia en Nueva York, su acción en la Bolsa de Nueva York cayó hasta un 60%.

El conflicto surgió porque la reestatización no incluyó una Oferta Pública de Adquisición (OPA) que, según el estatuto de 1993, debía realizarse para cualquier adquisición mayoritaria de acciones. Además, tras la expropiación, se suspendió el pago de dividendos a los accionistas, lo que llevó a la quiebra a las empresas españolas Petersen Energía SAU y Petersen Inversora SAU, quienes originalmente poseían parte de las acciones y vendieron sus derechos a Burford.

Este litigio, que se extiende desde 2013, podría prolongarse durante 2026 y 2027, con escenarios judiciales muy distintos: mientras en Estados Unidos la posición argentina tiene mejores perspectivas, el Ciadi representa un riesgo significativo dadas las condenas históricas contra Argentina en casos similares.

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Dos buques tanque colisionaron este lunes por la tarde en el puerto de Campana, sobre el río Paraná, en una zona destinada para operaciones de carga y descarga de químicos y combustibles. El incidente no dejó heridos ni contaminación confirmada.

El hecho ocurrió alrededor de las 17:30, cuando el buque químico Ginga Bobcat (de bandera panameña, con 159,98 metros de eslora -largo- y 26,8 metros de manga -ancho-). impactó contra la popa del petrolero Helios (navega bajo la bandera de las Islas Marshall, con 145,15 metros de eslora y 23,03 metros de manga), que se encontraba amarrado.

Según los registros de navegación, el Ginga Bobcat se desplazaba a unos 16 km/h y redujo su velocidad de manera abrupta hasta detenerse en el momento del impacto. Ese frenado brusco quedó registrado en los sistemas de monitoreo y es uno de los datos clave que analizan los peritos para reconstruir lo ocurrido.

El Ginga Bobcat llevaba unas 10.300 toneladas de ácido sulfúrico con destino al complejo agroindustrial del Gran Rosario, mientras que el Helios operaba con combustibles como nafta y diésel. Esta combinación elevó de inmediato el nivel de preocupación por un posible impacto ambiental.

A pesar de la magnitud del choque, ambos buques solamente registraron daños por encima de la línea de flotación, lo que evitó, en principio, derrames en el agua. Hasta el momento, las autoridades confirmaron que no se detectaron filtraciones ni contaminación en la zona.

De todos modos, el tipo de carga obligó a activar protocolos preventivos para resguardar la navegación y evitar riesgos en el ecosistema del Paraná, una vía estratégica para el comercio exterior argentino.

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El Instituto de Formación Técnica Vaca Muerta (IVM) volvió a abrir el período de inscripción para sus cursos gratuitos, destinados a preparar mano de obra calificada para la industria energética. El plazo para postularse se extiende hasta el 20 de mayo y la modalidad de cursada será presencial en el Polo Tecnológico de Neuquén.

Los cursos están dirigidos a personas con perfiles técnicos vinculados a la operación upstream y la seguridad operativa en yacimientos, ofreciendo una formación práctica en instalaciones reales dentro de un ambiente seguro y controlado. En la convocatoria anterior, más de 17.000 aspirantes se inscribieron para acceder a estas capacitaciones.

Para anotarse, los interesados deben ingresar al sitio oficial del Instituto Vaca Muerta y completar la solicitud antes de la fecha límite. Quienes se inscribieron en febrero están automáticamente preinscriptos para esta segunda convocatoria, sin necesidad de realizar un nuevo trámite.

Entre los requisitos principales se encuentran tener aprobado el secundario completo o el ciclo básico común, contar con habilidades digitales básicas y disponer de conectividad para realizar actividades virtuales complementarias a la cursada presencial.

El IVM ofrece una variedad de cursos con una duración de cuatro meses, que se dictan en dos turnos: de 14 a 18 horas y de 18 a 22 horas. El inicio de clases está programado para el 2 de junio. Los cursos disponibles son:

• Operador de perforación
• Fractura
• Instrumentación
• Mantenimiento mecánico
• Mantenimiento eléctrico
• Producción
• Plantas de crudo
• Plantas de agua

Además, se ofrece un curso de Seguridad Operativa en Yacimiento con una duración de un mes, enfocado en conocimientos básicos sobre procedimientos, prevención y criterios de trabajo en áreas operativas.

La cursada se realiza en la sede del IVM, ubicada en el Polo Tecnológico de Neuquén, que cuenta con simuladores, laboratorios de química aplicada, automatización, control de procesos, telemetría y talleres tanto de mantenimiento mecánico como eléctrico. Próximamente, se incorporará la sede del Pozo Escuela en Río Neuquén para que los estudiantes puedan realizar prácticas de campo, especialmente en los cursos destinados a operadores.

Los certificados que se entregan al finalizar las capacitaciones acreditan competencias técnicas y horas prácticas reconocidas por la industria. Estas formaciones cuentan con el aval del Consejo Provincial de Educación de Neuquén.

El Instituto está integrado por importantes operadoras como YPF, Pluspetrol, Chevron, Pan American Energy, TotalEnergies, Vista, Tecpetrol, Shell, Pampa Energía, Phoenix y CGC, junto a empresas de servicios vinculadas al sector petrolero. También recibe apoyo del gobierno de Neuquén, la Municipalidad de Neuquén y los sindicatos petroleros privados y jerárquicos de Neuquén, Río Negro y La Pampa.

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Tres personas resultaron heridas el lunes en un incendio en la Zona Industrial Petrolera de Fujairah, en los Emiratos Árabes Unidos, tras un presunto ataque iraní, según informó la Oficina de Prensa de Fujairah.

Tres ciudadanos indios sufrieron heridas moderadas y fueron trasladados al hospital para recibir atención médica, reportó la agencia Xinhua.

Un gran incendio, provocado por un ataque con dron procedente de Irán, se desató el lunes en la zona, según informó la oficina de prensa del gobierno de Fujairah en una publicación en redes sociales.

Los Emiratos Árabes Unidos condenaron enérgicamente lo que describieron como una renovada “agresión iraní con misiles y drones” contra el país, según un comunicado del Ministerio de Relaciones Exteriores.

El Ministerio de Defensa de EAU informó que se detectaron cuatro misiles provenientes de Irán dirigidos hacia el país, de los cuales tres fueron interceptados con éxito sobre aguas territoriales de los EAU y el tercero cayó al mar.

Además, confirmó que los sonidos escuchados en diversas zonas del país fueron resultado de la interceptación exitosa de las amenazas aéreas.

La Autoridad Nacional de Gestión de Crisis y Desastres de los EAU indicó que las defensas aéreas están respondiendo a una amenaza de misiles e instó a los residentes a permanecer en lugares seguros y a seguir las actualizaciones oficiales.

El Ministerio de Educación de los Emiratos Árabes Unidos declaró en un comunicado que las escuelas y guarderías funcionarían de forma remota desde el martes hasta el viernes “por preocupación por la seguridad de los estudiantes y de todos los que trabajan en el sector educativo”.

El portavoz del Ministerio de Relaciones Exteriores de Irán, Esmaeil Baghaei, acusó el lunes a EAU de “apoyo y cooperación con los agresores contra Irán”.

Baghaei declaró en una conferencia de prensa semanal que el comportamiento de los EAU “ha generado muchos problemas” no solo para Irán, sino también para la seguridad de la región y la solidaridad entre los países de la zona.

Irán espera que “todos los países de la región hayan aprendido las lecciones necesarias de los acontecimientos ocurridos durante estos 50 días”, dijo.

Asimismo, al ser preguntado sobre la postura de Irán respecto a la retirada de los EAU de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Baghaei afirmó que la medida no es “constructiva”, calificándola de reacción “negativa o vengativa” contra la región y los Estados miembros de la OPEP.

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El Gobierno nacional confirmó un nuevo aumento en los cuadros tarifarios de luz para mayo, con una suba del 4,10% para Edenor y 3,91% para Edesur, y fijó el porcentaje de subsidio adicional para los hogares vulnerables.

El incremento en el Costo Propio de Distribución (CPD) que las empresas trasladarán a los usuarios en el quinto mes del 2026 se formalizó mediante las Resoluciones 243 y 244/2026, publicadas este lunes en el Boletín Oficial.

La actualización del esquema tarifario para las distribuidoras que prestan servicio en el Área Metropolitana de Buenos Aires (Amba) fue aprobada por la Secretaría de Energía y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) en el marco de la emergencia energética y el plan de corrección de precios relativos.

En las normativas, se explicó que el ajuste surge de la aplicación mensual de la fórmula de indexación y del Factor de Estímulo a la Eficiencia (Factor E), que reconoce las inversiones en obras de las empresas y les permite trasladar el costo a los usuarios.

En cuanto al ajuste por inflación, se detalló que “el objetivo del mecanismo de actualización establecido es que el valor de la remuneración que percibe la distribuidora se mantenga durante todo el período tarifario de cinco años en términos reales”.

Para calcular la indexación mensual, se toman las variaciones del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC), publicados por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), que en marzo ambos fueron del 3,38%.

La fórmula de ajuste pondera en un 67 % el IPIM y en un 33 % el IPC, resultando así un aumento del 3,38 % en el CPD de la distribuidora antes de la actualización completa. Al incorporar el costo total, en mayo el CPD de Edenor sube 3,82% respecto a abril y el de Edesur trepa 3,75% en relación al valor del mes previo.

El aumento se completa con la incidencia del Factor E, a partir de que el ENRE reconoció que las compañías eléctricas superaron el 100% de sus metas físicas de inversión en alta, media y baja tensión durante el último año.

Por haber invertido más de lo previsto, el organismo regulador le permitió un ajuste adicional del 0,27% a Edenor y del 0,15% a Edesur. De esta manera, el aumento final para la empresa distribuidora del norte alcanza el 4,10% y para la del sur llega al 3,91%.

El esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), se mantiene en 300 kWh mensuales para los meses de frío (mayo a agosto). Todo consumo que exceda ese límite se pagará a tarifa plena.

En este caso, se fijó el subsidio adicional en un 10,67% sobre el consumo base. Esta bonificación es “extraordinaria” y se suma a la general, buscando que la reestructuración de subsidios sea gradual para los sectores más vulnerables.

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La petrolera estatal boliviana Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunció una inversión de 9,8 millones de dólares destinada a mejorar la terminal de importación de crudo y combustibles en el puerto chileno de Arica, un punto estratégico para la provisión energética de Bolivia.

Oscar Guzmán, gerente general de YPFB Transporte, informó durante la Audiencia Pública de Rendición de Cuentas 2026 en Santa Cruz que esta inversión forma parte de un plan mayor que contempla un desembolso total de 50 millones de dólares para fortalecer la infraestructura y la logística de importación.

Los fondos se aplicarán en el proyecto denominado “Reversa Ossa 2”, que incluye la conexión mediante oleoducto entre Arica y la localidad boliviana de Charaña, con el objetivo de agilizar y hacer más eficiente el transporte de combustibles desde el puerto hasta Bolivia.

Guzmán destacó que este proyecto representa “un gran desafío” debido a que la operación se realiza en territorio extranjero, reflejando la importancia de la colaboración transfronteriza pese a las complejas relaciones diplomáticas entre Bolivia y Chile, que no cuentan con embajadores desde 1962.

El anuncio se produce en un contexto en el que Bolivia busca mejorar la calidad y el abastecimiento de sus combustibles, tras denunciar recientemente una “mafia internacional” que opera en Chile, Argentina y Paraguay, dedicada al robo, adulteración y sabotaje de gasolina y diésel, lo que causó pérdidas económicas estimadas en 150 millones de dólares.

A pesar de las tensiones históricas y la ausencia de relaciones diplomáticas plenas, ambos países mantienen consulados generales y actualmente experimentan un acercamiento con los gobiernos de Rodrigo Paz y José Antonio Kast, que promueven proyectos de cooperación bilateral, incluyendo iniciativas para facilitar la importación de combustibles.

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El Gobierno de la Provincia de Santa Cruz, bajo la conducción de Claudio Vidal, continúa ejecutando acciones estratégicas para garantizar la estabilidad de los servicios públicos. A través de Servicios Públicos Sociedad del Estado (SPSE), se llevaron a cabo en la sede central los actos de apertura de sobres correspondientes a la Licitación Pública N°08/SP/2026 y la Licitación Pública N°09/SP/2026.

Estos llamados a licitación para la “Contratación de Generación de Energía” cumplen con todos los pasos legales de transparencia, habiendo sido publicados oportunamente en el Boletín Oficial y medios de comunicación. El objetivo central es asegurar el suministro eléctrico específico para los distritos de Puerto San Julián, Gobernador Gregores y El Chaltén.

Proceso de apertura y empresas oferentes

El proceso licitatorio se desarrolló en dos jornadas clave, supervisadas por autoridades de SPSE y representantes de las firmas participantes:

• Jornada de Martes: Se registró la presentación de un oferente, la firma Industrias Juan F. Secco S.A., cuya documentación fue recibida para su posterior análisis técnico. El acto contó con la supervisión del Ing. Ariel Audisio (Gerente Provincial de Energía) y la Tec. Sup. Romina Espinoza (Subgerente Provincial de Compras y Suministros), entre otros directivos.

• Jornada de Miércoles: Se presentaron dos oferentes adicionales: la firma Agreko Argentina SRL y la firma Hidromec SA. En esta instancia, la transparencia del procedimiento fue avalada por Juan Cruz Báez y Andrés Nemirosky, representantes de la Gerencia Provincial de Energía. Y el acompañamiento del área de Compras y Suministro. 

Evaluación técnica y administrativa

Tras la apertura de sobres, las propuestas iniciaron su recorrido por los procesos administrativos y técnicos internos de SPSE. La comisión evaluadora será la encargada de analizar la factibilidad de las ofertas dentro de los marcos normativos de la empresa estatal, garantizando que cumplan con los requisitos para la infraestructura eléctrica de la provincia.

Desde el Gobierno Provincial destacaron que esta licitación es una pieza clave para asegurar que las localidades del interior cuenten con el respaldo energético necesario para acompañar su desarrollo social e industrial. Con esta medida, se reafirma el compromiso de la gestión actual con la mejora de los servicios básicos y la inversión en infraestructura en todo el territorio santacruceño.

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El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, encabezó una recorrida en el área de producción de los yacimientos Manantiales Behr, en Comodoro Rivadavia, en el marco de una inversión provincial destinada a la perforación de nuevos pozos de agua.

La obra permitirá no solo incrementar el caudal disponible para la actividad hidrocarburífera, sino también fortalecer el sistema de abastecimiento de agua para la población de la zona sur de la provincia.

Acompañaron al mandatario el secretario de Infraestructura, Energía y Planificación, Hernán Tórtola; el presidente de la Sociedad Cooperativa Popular Ltda. (SPCL), Franco Domizzi; el gerente de Recursos Hídricos de la entidad, Adolfo Carrizo; el ingeniero Gerardo Couto; y subsecretario de Servicios Públicos (DGSP), Ezequiel Suazo.

La iniciativa contempla una inversión total de $3.444.218.425 y prevé la perforación de tres nuevos pozos en el yacimiento Manantiales Behr, junto con el mantenimiento y la recuperación de otros seis en El Trébol-Escalante.

Estas acciones se enmarcan en un plan de trabajo que busca incrementar el caudal de producción hídrica e integrar nuevas fuentes provenientes de yacimientos no concesionados, con el objetivo de mejorar el abastecimiento en Comodoro Rivadavia.

Al respecto, Torres destacó: “Después de una década, volvimos a perforar pozos que permiten llevar agua al equivalente a 5 mil familias en Comodoro Rivadavia. Esto forma parte de un plan hídrico para garantizar un recurso tan esencial como el agua en el sur de la provincia”.

El proyecto marca la reactivación de obras de perforación tras diez años sin intervenciones de este tipo en la zona, y apunta a recuperar la capacidad operativa de los pozos existentes, muchos de los cuales habían quedado fuera de servicio.

Además, se prevé una segunda etapa orientada a la rehabilitación de infraestructura y a la incorporación de nuevas fuentes de captación, con el objetivo de dar respuesta a la demanda creciente y a los problemas históricos de abastecimiento.

El plan se ejecuta con un plazo estimado de seis meses y combina nuevas perforaciones con tareas de mantenimiento, lo que permitirá mejorar de manera progresiva el sistema hídrico en la región.

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La Legislatura de Río Negro aprobó por amplia mayoría la ratificación del acuerdo firmado por el gobernador Alberto Weretilneck con Southern Energy y San Matías Pipeline. La ley consolida reglas claras para una inversión estratégica que confirma el rumbo de Río Negro como puerta de salida del gas de Vaca Muerta al mundo, garantizando la generación de nuevos puestos laborales y más desarrollo.

De este modo, se ratifica el Acta Acuerdo firmada el 14 de abril pasado entre la Provincia, Southern Energy S.A. (SESA) y San Matías Pipeline S.A., orientada a establecer un régimen fiscal y de estabilidad regulatoria para el desarrollo del proyecto de Gas Natural Licuado en el Golfo San Matías.

La decisión, acompañada por una amplia mayoría en la Legislatura (41 votos a favor y 3 en contra), consolida un nuevo avance en el camino que viene construyendo Río Negro para convertirse en un actor estratégico de la exportación energética argentina, con infraestructura, trabajo local, cuidado ambiental y nuevas oportunidades de desarrollo para las comunidades.

El gobernador Alberto Weretilneck destacó el respaldo legislativo y remarcó que este proyecto “ratifica el rumbo que elegimos para Río Negro: transformar nuestros recursos en empleo, desarrollo y obras para nuestra gente, con reglas claras y defendiendo los intereses de la provincia en cada decisión”.

Un paso clave para consolidar a Río Negro como exportador de GNL

El Proyecto FLNG prevé la instalación de dos buques de licuefacción en el Golfo San Matías, con una capacidad total de 6 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a casi 27 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. Además, contempla la construcción de un gasoducto dedicado de 471 kilómetros y 36 pulgadas, que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina.

La Secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, destacó el acompañamiento legislativo que permitió avanzar con una herramienta clave para dar previsibilidad a una inversión de escala internacional.

“Queremos agradecer a los legisladores que acompañaron esta decisión y que entienden el cambio de perfil productivo al que estamos asistiendo en Río Negro. Este no es un proyecto aislado: es parte de un rumbo que venimos construyendo con planificación, reglas claras y defensa de los intereses de todos los rionegrinos”, afirmó Confini.

A su vez, remarcó que el acompañamiento no fue unánime, pero valoró especialmente a quienes respaldaron el proyecto “con una mirada estratégica sobre lo que ya está pasado en la provincia”.

“Agradecemos a quienes confían en esta etapa de transformación. Río Negro está asumiendo un rol central en el desarrollo energético nacional, y el Gobierno Provincial tiene la responsabilidad de cuidar que ese proceso se traduzca en empleo, infraestructura, ingresos y oportunidades reales para nuestra gente”, sostuvo.

Previsibilidad para invertir y beneficios para Río Negro

El acuerdo busca brindar certeza jurídica, fiscal y regulatoria para el desarrollo del Proyecto FLNG, una condición clave para una inversión de gran escala vinculada a la producción, transporte, licuefacción y exportación de gas natural.

El proyecto podría generar para Río Negro más de USD 490 millones en 20 años, entre cánones, regalías, tasas, aporte comunitario y un aporte variable asociado al precio internacional del GNL.

Entre esos beneficios se incluye un aporte comunitario fijo de USD 36 millones, destinado a seguridad, salud e inversiones comunitarias. Además, la norma dispone que el 5% de esa contribución sea asignado al Municipio de San Antonio Oeste para obras de infraestructura y equipamiento.

Southern Energy está integrada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. El consorcio proyecta una inversión superior a los USD 15.000 millones para operar durante 20 años un esquema de exportación basado en dos unidades flotantes de licuefacción en el Golfo San Matías.

Este avance se suma a otros hitos recientes del desarrollo del GNL en la provincia, como el primer contrato de venta con la empresa estatal alemana SEFE, que prevé exportaciones por 2 millones de toneladas anuales de GNL desde el Golfo San Matías a partir de fines de 2027.

El acuerdo incorpora compromisos ambientales, entre ellos la adhesión de Southern Energy al Programa de Monitoreo de la zona costera de influencia del Golfo San Matías, con el objetivo de garantizar seguimiento, fiscalización y cuidado de los recursos naturales.

“La Provincia está presente para ordenar, regular y defender. Nuestro rol es garantizar que las inversiones lleguen, pero también que dejen beneficios concretos en Río Negro: más trabajo para rionegrinos, más actividad para nuestras empresas, más infraestructura y más futuro para las próximas generaciones”, agregó Confini.

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La Provincia del Neuquén dio un nuevo paso en el desarrollo de Vaca Muerta con el lanzamiento de la licitación pública nacional e internacional para 15 áreas hidrocarburíferas, a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). El anuncio fue realizado por el gobernador Rolando Figueroa en Houston, ante referentes del sector energético, en un escenario clave para mostrar el potencial de la provincia y generar nuevas oportunidades de inversión.

Se trata de la Ronda 1/2026, una convocatoria que busca sumar nuevos actores al desarrollo energético, con un esquema claro, competitivo y con reglas de juego previsibles. Las áreas incluidas –Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte y Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera en sus distintas variantes, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este– se ubican en zonas estratégicas, con información geológica disponible y cercanas a desarrollos existentes.

Uno de los puntos centrales del proceso es que las empresas deberán presentar un plan de trabajo con compromiso de inversión para la etapa exploratoria, asumiendo el riesgo propio de esta fase, mientras que GyP participará como socio estratégico, con una presencia que podrá variar entre el 10% y el 20%.

Además, el esquema prevé herramientas como el bono de acceso -con un piso de 500 mil dólares- y la posibilidad de competir en regalías, lo que permite estructurar ofertas acordes a cada proyecto. El cronograma ya está en marcha: las ofertas podrán presentarse hasta el 19 de agosto y ese mismo día se realizará la apertura de sobres en la ciudad de Neuquén.

Más allá de lo estrictamente productivo, la iniciativa también pone el foco en el desarrollo local. Las empresas deberán cumplir con estándares ambientales, de seguridad y de fortalecimiento de proveedores neuquinos, además de contemplar aportes vinculados a infraestructura en caso de avanzar hacia la etapa de explotación.

Las bases y condiciones de la convocatoria, junto con toda la información técnica del proceso, se encuentran disponibles para su consulta en el sitio oficial de GyP:  https://www.gypnqn.com.ar/

Con este proceso, Neuquén busca seguir consolidando un modelo de desarrollo energético sostenido, con participación público-privada, generando empleo, inversiones y oportunidades para toda la provincia.

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La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía estableció que la bonificación extraordinaria que reciben los usuarios subsidiados de gas natural y propano por red sea del 25% durante mayo, lo que se suma al 50% general que reciben todos los beneficiados del SEF.

Frente a la situación internacional, que generó una suba de los precios de los combustibles a nivel global, esta medida, dispuesta a través de la Resolución 11/2026, busca morigerar el impacto en la factura final para los usuarios más vulnerables.

De esta manera, durante mayo, los beneficiarios de gas natural y propano por red, incorporados dentro del régimen SEF (Subsidios Energéticos Focalizados), recibirán un 75% de bonificación total sobre el bloque de consumo subsidiado.

Por su parte, en el caso de la electricidad, se mantiene la baja gradual de la bonificación extraordinaria, que comenzó en 25% en enero y terminará siendo 0% en diciembre de este año.

“El Gobierno Nacional continúa avanzando hacia una política de subsidios energéticos más simple, transparente y sostenible, que concentra los recursos en quienes realmente los necesitan, ordena la relación entre tarifas y costos y brinda mayor previsibilidad sobre el impacto de las facturas de luz y gas a lo largo del año”, afirmaron.

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Una innovadora “máquina del tiempo computacional” que combina modelos predictivos con inteligencia artificial anticipa que para el año 2050 la energía eólica y la solar podrían representar aproximadamente el 26% y el 21% respectivamente de la generación eléctrica global. Este escenario contribuiría a mantener el calentamiento global por debajo de los 2 °C respecto a niveles preindustriales, aunque sin llegar al objetivo más ambicioso de 1,5 °C.

El estudio, liderado por Avi Jakhmola de la Universidad Tecnológica de Chalmers en Suecia y publicado en la revista Nature Energy, introduce un enfoque novedoso para proyectar la expansión de las energías renovables. A diferencia de los modelos tradicionales que parten de supuestos económicos o trayectorias ideales, este modelo llamado Prolong se fundamenta en el análisis empírico del crecimiento histórico de la energía eólica y solar en más de 200 países durante las últimas décadas.

Jessica Jewell, investigadora de Chalmers y coautora, explicó que “los modelos existentes son muy buenos para identificar qué se necesitaría para lograr los objetivos climáticos, pero no pueden decirnos qué desarrollos son los más probables”. Su modelo busca precisamente llenar esa laguna.

El análisis revela que el crecimiento de las energías renovables no es lineal ni constante, sino que se produce en ciclos: largos períodos de avance estable interrumpidos por “pulsos” de aceleración vinculados a cambios en políticas públicas, incentivos o inversiones en infraestructura. Jakhmola advirtió que “existe una brecha considerable entre los objetivos que suelen fijar los países y lo que finalmente ocurre en la realidad” y que ignorar este patrón puede llevar a evaluaciones erróneas sobre la velocidad de adopción tecnológica.

Para capturar esta dinámica, el equipo utilizó técnicas avanzadas de simulación, generando más de 13.000 escenarios posibles que combinan experiencias nacionales reales para proyectar la evolución global. Según la proyección central, la energía eólica terrestre alcanzaría un 13,4% de participación en la generación eléctrica global para 2030 y un 25,6% en 2050. La solar fotovoltaica llegaría al 12,3% en 2030 y al 20,8% en 2050.

Estos porcentajes superan las previsiones basadas en las políticas actuales, pero quedan por debajo de las trayectorias necesarias para cumplir con la meta de limitar el calentamiento a 1,5 °C, según el Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático (IPCC). En cuanto a los compromisos internacionales, la meta de la COP28 de triplicar la capacidad renovable global para 2030 se sitúa cerca del percentil 95 de las proyecciones, lo que indica que es posible, aunque sumamente desafiante.

Para lograrlo, el crecimiento de la energía eólica debería acelerarse entre 1,4 y 3 veces en las principales economías, mientras que la solar tendría que multiplicarse entre dos y cinco veces según la región. El modelo también indica que en el escenario base, alrededor del 75% del crecimiento eólico y más del 66% del solar entre 2023 y 2050 se concentrarían en Europa, Asia oriental y América del Norte.

Los escenarios compatibles con el objetivo de 1,5 °C demandarían una expansión anual sin precedentes, similar a iniciativas excepcionales como el plan REPowerEU en la Unión Europea o el reciente auge solar en China. Los autores destacan que el futuro de las renovables no solo depende de su competitividad económica, sino también de factores políticos, sociales e institucionales, como la disponibilidad de tierras, la aceptación local, la capacidad de las redes eléctricas y la estabilidad regulatoria.

Aunque el modelo no puede prever eventos disruptivos como crisis geopolíticas o cambios tecnológicos radicales, permite reducir la distancia entre los objetivos climáticos declarados y las trayectorias más plausibles basadas en la experiencia histórica. Jakhmola concluyó: “Cuando aplicamos el modelo a datos reales, podemos estimar cuál es el resultado más probable para el futuro, teniendo en cuenta todo lo observado hasta ahora y los escenarios virtuales analizados”.

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El pasado jueves, a partir de denuncias anónimas, la Municipalidad de Comodoro Rivadavia, a través de la Subsecretaría de Ambiente, dependiente de la cartera de Ordenamiento Territorial, intervino ante un derrame detectado en cercanías del barrio Laprida. El incidente, localizado en la batería “Don Alberto”, fue inspeccionado tras la alerta por la presencia de fluidos a escasos 100 metros de la zona residencial, por lo que se dispusieron medidas inmediatas para resguardar la seguridad de los vecinos y prevenir daños en el suelo.

Al respecto, la subsecretaria de Ambiente, Jordana Mrla explicó que “el operativo inicial consistió en una inspección técnica exhaustiva para cuantificar la magnitud del daño, bajo los parámetros de la Ordenanza de incidentes ambientales. Durante este procedimiento, se detectó que el yacimiento se encuentra en un estado de abandono alarmante, con piletas API colmadas y sin personal operativo de la empresa, que se hiciera cargo de la contingencia”.

Ante esta situación de desatención por parte de la empresa Petrolera Patagonia, “el Municipio ha procedido a emitir las notificaciones legales pertinentes exigiendo una solución inmediata. Asimismo, se ha informado oficialmente a las autoridades provinciales sobre el estado de la instalación, dado que el derrame superó el perímetro de la batería y requiere una intervención técnica profunda que la operadora aún no ha iniciado”, explicó la funcionaria.

Al referirse específicamente al proceso de recuperación del área, Mrla detalló que “el accionar municipal no admite soluciones superficiales como el tapado de la zona. Por el contrario, la normativa exige un protocolo de saneamiento integral, que comienza con la succión de los fluidos estancados y continúa con la remoción del suelo contaminado. Este material debe ser sometido a un proceso de biorremediación mediante el armado de biopilas y muestreos constantes que certifiquen la descontaminación total antes de su disposición final”, cerró la subsecretaria.

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Las empresas Chevron y Pampa Energía comprometieron fondos millonarios en dólares para sostener y ampliar el alcance de las becas en 2026. El Plan Provincial Redistribuir Oportunidades “Becas Dr. Gregorio Álvarez” continúa creciendo y fortalece su esquema de financiamiento con aportes clave del sector privado.

El gobernador Rolando Figueroa y la ministra de Educación, Soledad Martínez encabezaron el acto en la Casa de Neuquén en Buenos Aires, donde fueron convocados los CEO de Chevron, Ricardo Seeber y de Pampa Energía, Gustavo Mariani.

La compañía Chevron se suma por primera vez al plan de becas con un aporte de 250 mil dólares, mientras que Pampa Energía refuerza su compromiso con la educación neuquina con otro aporte de 550 mil dólares, para sumarse como aliados del programa.

Estos montos se suman a otras contribuciones ya oficializadas de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), que comprometió 3.300 millones de pesos para 2026, destinados a garantizar la permanencia y el egreso educativo en toda la provincia. En tanto, el BPN es por segundo año consecutivo el principal aportante al programa con 4000 millones de pesos.

El acuerdo contó con la participación de autoridades provinciales y referentes del sector energético.

Pampa Energía, había comprometido previamente alrededor de 500 mil dólares para el plan, consolidándose como “aliado plata” del programa y ratificando su continuidad en 2026.  En tanto, la empresa Chevron que mantiene fuerte presencia en Vaca Muerta continúa con su  estrategia de inversión en educación, en línea con otras operadoras relevantes que participan del programa neuquino.

El plan de becas Gregorio Álvarez es considerado único en América Latina por su esquema mixto de financiamiento, que combina recursos públicos con aportes de empresas e instituciones. Actualmente, alcanza a más de 20 mil beneficiarios en distintos niveles educativos.

Durante la reunión, Martínez destacó la modalidad público-privado del financiamiento. Recordó además que “el programa de becas está monitoreado por BID, que también nos está acompañando en herramientas técnicas para la evaluación de los requisitos formales de los aspirantes”.

El objetivo central es promover la permanencia, la reinserción y el egreso educativo, además de fortalecer la formación técnica y profesional en la provincia, en línea con las demandas del desarrollo productivo.

En esa línea, el aporte del sector energético, Neuquén se consolida como un pilar clave para garantizar oportunidades educativas en todo el territorio.

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El Gobierno aprobó los nuevos cuadros tarifarios para Metrogas y otras empresas de distribución de gas natural de todo el país que se reflejarán en las boletas a partir de mayo. La medida llega en medio de recortes de suministro de GNC en estaciones de servicio por las bajas temperaturas.

La medida se implementó a través de la Resolución 463/2026 del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), publicada este jueves en el Boletín Oficial con la firma de su titular, Marcelo Nachón.

La normativa establece nuevos cuadros tarifarios para Metrogas en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), en línea con los criterios definidos por la Secretaría de Energía y el Ministerio de Economía, en un contexto de emergencia energética vigente desde 2023.

En el caso de los usuarios residenciales sin subsidios, el cargo fijo mensual para la categoría más baja (R1) se ubica en $3976,22 en la Ciudad de Buenos Aires y en $4591,88 en la provincia. En los niveles de mayor consumo (R4), alcanza $94.995,74 en Capital Federal y $51.624,44 en territorio bonaerense.

En cuanto al consumo, se fijó un valor de $281,33 por metro cúbico para la mayoría de los usuarios residenciales, mientras que en las categorías más altas asciende a $426,68 en la Ciudad y a $387,12 en la provincia.

La resolución también dispone que la facturación deberá incorporar el Precio Anual Uniforme (PAU), definido por la Secretaría de Energía, que determina el costo del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).

En materia de asistencia, se mantendrá el esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), por el cual las bonificaciones se aplicarán únicamente sobre el precio del gas establecido por el PAU y estarán dirigidas a usuarios residenciales vulnerables.

Así, el aumento estimado para mayo se ubicaría en torno al 1% al 3%, aunque el impacto final en las facturas dependerá de múltiples variables. Entre ellas, el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), los costos de distribución, el tipo de cambio aplicado al Precio Anual Uniforme (PAU) y el nivel de subsidios que reciba cada usuario.

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Pese a que YPF había decidido estabilizar el precio en surtidor por 45 días ante el aumento del petróleo por la guerra en Medio Oriente, lo que trajo relativo alivio a los conductores, el Gobierno decidió implementar parcialmente la suba del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono que había postergado en abril, que impactará sobre el valor de la nafta y el gasoil a partir del 1° de mayo.

La medida se implementó a través del Decreto 302/2026, publicado este jueves en el Boletín Oficial con la firma del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el ministro de Economía, Luis Caputo.

Las ventas de combustibles en marzo alcanzaron los 1.394.360 metros cúbicos entre naftas y gasoil, lo que implicó una caída del 1,8% frente al mismo mes de 2025. Con este resultado, el sector cerró el primer trimestre del año con un descenso acumulado del 1,1% en comparación con igual período del año pasado.

El desempeño mensual dejó en evidencia una contracción más marcada en el segmento de naftas, que retrocedió un 2,4%, mientras que el gasoil mostró una baja más moderada del 1,1%. Dentro de cada categoría, los productos de menor costo fueron los más afectados: la nafta súper cayó 4,1% y el gasoil común se desplomó 5,8%. En contrapartida, las versiones premium lograron sostener una dinámica positiva. La nafta de mayor octanaje creció 2,7% interanual, mientras que el gasoil premium avanzó 6,4%, aunque estos incrementos no alcanzaron para revertir la tendencia general a la baja.

De cuánto es el aumento de impuestos a los combustibles

En el caso de las naftas, el ajuste será de $10,398 en el impuesto a los combustibles líquidos y de $0,637 en el impuesto al dióxido de carbono. Para el gasoil, las subas serán de $9,269, con un adicional diferencial de $5,019, y de $1,056 en el tributo ambiental.

Al mismo tiempo, el decreto dispone que los incrementos remanentes de los impuestos, correspondientes a actualizaciones de 2024 y 2025, se postergan hasta el 1° de junio de 2026, en una extensión del esquema de diferimientos que el Ejecutivo viene aplicando.

La actualización de estos tributos está prevista en la Ley 23.966 y se calcula en base a la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC), elaborado por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).

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El grupo Techint sufrió un nuevo revés en el sector energético luego de perder la licitación para construir un gasoducto estratégico vinculado al desarrollo de Vaca Muerta y la exportación de gas natural licuado (GNL).

La obra fue adjudicada a la unión transitoria conformada por la empresa argentina Víctor Contreras y la firma italiana SICIM, que se impusieron sobre la oferta presentada por Techint y SACDE.

Según replicó la agencia Noticias Argentinas, el proyecto contempla la construcción de un gasoducto de unos 470 kilómetros que conectará Vaca Muerta con el Golfo San Matías, en Río Negro, para abastecer un esquema de exportación de GNL impulsado por Southern Energy.

La inversión total prevista ronda los USD 1.300 millones y el ducto será clave para transportar cerca de 27 millones de metros cúbicos diarios de gas destinados a exportación.

Además del golpe por perder la construcción del gasoducto, Techint también quedó fuera del negocio de provisión de caños para la obra, en otro proceso licitatorio previo que había generado fuertes tensiones en el sector energético.

El nuevo revés se produce en medio de un contexto de fricción entre el Gobierno y sectores empresarios vinculados al grupo encabezado por Paolo Rocca, tras polémicas recientes relacionadas con contratos e importaciones para proyectos energéticos.

Por otra parte, la empresa Oilfield Production Services (OPS) fue seleccionada para desarrollar la planta compresora necesaria para el funcionamiento del sistema.

De esta manera, Techint quedó relegada en uno de los proyectos energéticos más importantes vinculados al futuro exportador de Vaca Muerta, en una obra considerada estratégica para ampliar la capacidad de transporte y comercialización de gas argentino hacia mercados internacionales.

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En la ciudad de Buenos Aires, las empresas energéticas se reunieron con autoridades de la Secretaría de Energía y Minería, Pampetrol y la Agencia I-COMEX La Pampa para interiorizarse sobre la segunda etapa del Parque Solar Fotovoltaico de General Pico.

El encuentro contó con la participación de representantes de 19 empresas de diferentes partes del país y se enmarca en el Plan de Desarrollo Económico y Productivo La Pampa 2026-2030 y en el Plan Energético, mediante los cuales el gobernador Sergio Ziliotto impulsa la diversificación de la matriz productiva y energética con el objetivo de alcanzar al menos el 35% de abastecimiento de energía proveniente de fuentes renovables.

Durante la presentación, se expusieron los principales lineamientos de la iniciativa que busca sumar otros 15 MW de potencia en General Pico, dentro de un proyecto en expansión que planifica alcanzar los 50 MW de capacidad instalada y consolidar un nodo energético y productivo estratégico para la provincia.

El esquema combina previsibilidad, seguridad y rentabilidad, con un contrato por 20 años, precio fijo los primeros siete, con garantía de compra y pago de la energía producida, y un esquema de beneficios impositivos y cesión de utilidades que robustecen la propuesta para el inversor y que orientan los incentivos a obtener el precio más bajo al menor costo.

Uno de los aspectos centrales es la oferta de un contrato de provisión que garantiza la venta de la totalidad de la energía al gobierno provincial. A esa previsibilidad se suma el esquema de precios que establece durante los primeros siete años un precio fijo que surge de la oferta ganadora de la licitación. Luego, el valor se ajustará a precios de mercado tomando como referencia el Precio Estabilizado de la Energía. En otras palabras, el proyecto incluye una etapa inicial de precio fijo, pensada para estabilizar los ingresos en un mercado de alta volatilidad y hacer más competitivo el negocio.

El modelo queda garantizado con la disciplina fiscal que hace tiempo es política de Estado en La Pampa. El historial de intachable en el pago de compra de energía resulta clave para reducir la incertidumbre asociada a la inestabilidad fiscal y macroeconómica de Argentina.

La ecuación económico-financiera se fortalece con beneficios impositivos como la exención de impuestos provinciales por 20 años y la cesión de utilidades de Pampetrol que funciona como incentivo para bajar el precio de la energía, logrando beneficios para la comunidad sin afectar la rentabilidad.

Adicionalmente, se incorporó el innovador Procedimiento de Igualación de Condiciones Económicas para ampliar la escala y diversificar el riesgo.

Este proceso permitirá a Pampetrol avanzar en la construcción de un segundo parque de 15 megas ofreciendo a las empresas precalificadas, siguiendo el orden de mérito establecido, la posibilidad de ser adjudicada, igualando las condiciones de la oferta ganadora.

Así, el proyecto puede ampliarse replicando las mismas condiciones, aumentando las chances de quienes participen, garantizando la transparencia y acelerando el desarrollo de más energía renovable.

La propuesta se sustenta en una concepción de articulación entre el sector público y el sector privado. La licitación prevé una unión transitoria en la que el oferente del sector privado aporta el 80% de la inversión y Pampetrol el 20% restante. En ese marco, la Etapa II del Parque Solar Fotovoltaico de General Pico vuelve a mostrar la importancia de la sinergia público-privada para ampliar la generación renovable, promover el desarrollo productivo y consolidar la estrategia energética de La Pampa.

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La construcción de la estación Transformadora Mendoza Norte y sus obras complementarias representa un paso decisivo hacia la soberanía energética de Mendoza. Esta obra estratégica, financiada a través del plan provincial de infraestructura eléctrica de alta tensión (Fopiatzad), reprogramó el acto de apertura de ofertas económicas. El encuentro será el miércoles 10 de junio, a las 10, en el Salón de Usos Múltiples del Ministerio de Energía y Ambiente, ubicado en el cuarto piso de la Casa de Gobierno, Peltier 351, ala oeste.

En la actualidad, 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 hoy 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, lo que otorgará mayor independencia operativa al disminuir la dependencia de la Central Térmica Luján de Cuyo.

Asimismo, esta infraestructura actuará como un motor de desarrollo territorial y ambiental. Por un lado, facilitará los puntos de inyección al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) para futuros parques solares fotovoltaicos en Lavalle y Las Heras. Por otro lado, brindará factibilidad eléctrica a diversos emprendimientos en zonas de Alta Montaña, potenciando el desarrollo productivo en todo el Norte de la provincia.

Detalles técnicos y alcance del proyecto

La obra contempla una intervención integral que comienza con la apertura de la Línea de Alta Tensión de 220 kV que une Cruz de Piedra con San Juan, conectando así la nueva estación al sistema troncal.

La construcción de la ET Mendoza Norte, en el departamento de 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.

Este proyecto se encuentra alineado con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la ONU, buscando garantizar el acceso a una energía asequible, segura y moderna.

Al mejorar la infraestructura de transporte, Mendoza no solo resuelve problemas operativos inmediatos, sino que se posiciona estratégicamente para liderar la transición hacia una matriz energética más sustentable y eficiente para las próximas décadas.

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El gobernador Rolando Figueroa y el intendente Gonzalo Núñez, firmaron este martes dos convenios para ejecutar obras clave en San Patricio del Chañar. Con una inversión que supera los 590 millones de pesos ser dará respuesta a necesidades de servicios largamente esperados.
 
El primero de los convenios contempla el suministro de energía para el barrio Costa Verde en Picada III. La Provincia destinará un aporte de 194.540.551,83 pesos, que serán utilizados para la adquisición de materiales de electrificación. Los fondos serán otorgados como aporte reintegrable.
 
Por otra parte, el segundo acuerdo establece el financiamiento para la ejecución de la red de gas en 347 lotes. En este caso, la inversión prevista asciende a 395.517.429,34 pesos, también bajo la modalidad de aportes reintegrables.
 
Desde el inicio de la gestión, el gobierno provincial, municipios y comisiones de fomento asumieron el compromiso de trabajar con equilibrio fiscal, austeridad y una distribución más eficiente de los recursos públicos. Así se creó el Programa de Infraestructura para Gobiernos Locales, que permite financiar obras prioritarias en cada localidad.
 
A su vez, los convenios retoman los lineamientos del Pacto de Gobernanza II, que profundiza el trabajo conjunto para garantizar una respuesta más rápida a las demandas y asegurar que los servicios públicos lleguen a todos los neuquinos, independientemente de dónde vivan.

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YPF consolida su crecimiento y anticipa una etapa de inversiones sin precedentes, con foco en Vaca Muerta y el desarrollo exportador energético. La compañía atraviesa un momento histórico en su trayectoria al alcanzar el mayor nivel de producción desde 1923. Este hito, lejos de representar un punto de llegada, marca el inicio de una nueva etapa de expansión y crecimiento a escala.

En este contexto, YPF proyecta duplicar su nivel actual de producción en los próximos tres años, en línea con una estrategia que busca posicionar a la Argentina como un actor clave en el mercado energético global. El objetivo es contribuir a que el país supere los 30.000 millones de dólares en exportaciones energéticas hacia 2031, eje central del Plan 4×4.

La actividad ya refleja esta dinámica. YPF se consolida como el principal motor energético del país, este proceso está acompañado por un nivel de inversión sin precedentes en el sector de oil & gas, orientado a alcanzar nuevos picos de producción.

El foco de este crecimiento estará puesto principalmente en la provincia de Neuquén y en el desarrollo de Vaca Muerta, donde se proyectan inversiones estimadas en 130.000 millones de dólares en los próximos cuatro a cinco años. “Cuando existen condiciones de mercado claras y previsibles, el sector energético tiene la capacidad de responder con mayor producción, crecimiento sostenido y expansión”, afirmó Horacio Marín.

Y agregó: “Se abre un período extraordinario para la industria energética argentina, con potencial para generar empleo, desarrollo regional y un ingreso significativo de divisas para el país”.

En este escenario, la compañía remarca la importancia de avanzar y sostener las condiciones que permiten este crecimiento, con el objetivo de transformar el potencial energético en desarrollo económico concreto y sostenible para la Argentina.

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El Gobierno nacional realizó la apertura de las ofertas económicas para la venta del 100% de su participación accionaria en CITELEC S.A., sociedad controlante de Transener y Genneia y Grupo Edison resultó la ganadora.

La oferta ganadora alcanzó los US$356 millones y se conoció luego de fallas en la plataforma oficial Contratar, que en primera instancia solo informaba las propuestas económicas de Central Puerto (US$301 millones) y Edenor (US$230 millones).

En conjunto, las tres empresas previamente precalificadas técnicamente, presentaron ofertas por US$887.174.811,78, superando el precio base establecido en el pliego.

• Genneia S.A. (Edison Transmisión S.A. y Genneia S.A.): US$356.174.811,78
• Central Puerto S.A.: US$301.000.000
• Edenor S.A.: US$230.000.000

La oferta ganadora es una sociedad que tiene detrás a Jorge Brito, que además de ser dueño del Banco Macro es presidente y accionista de Genneia, y a una serie de empresarios de peso que conforman el Grupo Edison.

El consorcio energético está conformado por los hermanos Patricio y Juan Neuss, cercanos al asesor presidencial Santiago Caputo; socios del fondo Inverlat, Carlos Giovanelli, Damián Pozzoli, Guillermo Stanley y Federico Salvai, propietario de Havanna y Aspro; y los empresarios Rubén Cherñajovsky y Luis Galli, dueños de Newsan.

El grupo viene pisando fuerte en el mercado energético últimamente, ya que adquirió el control de varias compañías del sector en el país, como la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET), la Empresa Jujeña de Energía (EJESA), Líneas de Transmisión del Litoral (LITSA) y la generadora hidroeléctrica CEMPSA en Mendoza.

Desde el Ejecutivo, destacaron que “el nivel de las ofertas refleja el interés del sector privado en invertir en infraestructura esencial para el funcionamiento del sistema eléctrico argentino”.

Con esta etapa, el proceso ingresa en su tramo final y permitirá retirar completamente al Estado de la participación accionaria en la transportista, consolidando el esquema previsto en el marco regulatorio eléctrico, donde la prestación del servicio público queda en manos privadas bajo regulación estatal.

La adjudicación está prevista para el mes de mayo, conforme al cronograma establecido, completando una instancia central dentro del proceso de privatización de activos y actividades de Energía Argentina S.A. (ENARSA).

Transener administra una infraestructura estratégica del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), con más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV que atraviesan el país de norte a sur, una red que se extiende aproximadamente 3.700 kilómetros entre Jujuy y Santa Cruz, y opera instalaciones que constituyen la columna vertebral del transporte eléctrico nacional.

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Emiratos Árabes Unidos (EAU) anunció oficialmente que dejará la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) este viernes, una decisión que repercutirá en los mercados petroleros internacionales en un momento de alta volatilidad debido a la guerra en Irán.

La agencia estatal emiratí WAM confirmó que la retirada también incluirá la salida de la OPEP+, la alianza que suma a otros grandes productores como Rusia. Esta medida responde a una revisión estratégica de la capacidad presente y futura de producción de EAU, así como a su interés nacional de contribuir de manera más eficaz a la demanda del mercado.

La OPEP, que coordina la producción para influir en la oferta y los precios globales del petróleo, pierde ahora a uno de sus tres principales productores. Esta salida liberará a Emiratos Árabes Unidos de las cuotas de producción impuestas por el cártel, dominado en gran medida por Arabia Saudita.

Actualmente, la producción de EAU está limitada a 3,2 millones de barriles diarios por las cuotas de la OPEP, aunque su capacidad real ronda los 5 millones de barriles por día, según Robin Mills, director ejecutivo de Qamar Energy. Esta diferencia representa aproximadamente entre el 1 y el 2 % de la demanda mundial de petróleo.

En el corto plazo, el impacto de que EAU aumente su producción será moderado debido al cierre parcial del estrecho de Ormuz, por donde transita la mayor parte del petróleo y gas natural del Golfo. Sin embargo, una vez que el paso se reabra, se prevé que la oferta global sea mayor a lo esperado sin esta situación, explicó David Oxley, economista jefe de Capital Economics.

Tras el anuncio, los precios del crudo no sufrieron cambios significativos: el Brent, referente mundial, subió un 2,6 % hasta los US$ 111 por barril a media mañana, mientras que el WTI estadounidense aumentó un 3,3 % alcanzando los US$ 99,5 por barril.

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El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, encabezó este lunes una recorrida por la tercera planta de inyección de polímeros en el área El Trébol–Escalante, operada por la empresa PECOM, en el marco de un plan de inversión que actualmente supera los USD 114 millones.

Acompañaron al mandatario, el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el secretario de Ambiente y Desarrollo Sustentable, Juan José Rivera; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge “Loma” Ávila; y el secretario general del Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, José Lludgar.

Por parte de PECOM estuvieron presentes el director de Operaciones de Upstream, Jorge Lopez Kessler, y el director de Relaciones Institucionales, Federico Monarca.

La nueva planta, que ya se encuentra en funcionamiento, se suma a otras dos instalaciones activas en el yacimiento, así como a una cuarta en construcción en el área de Cañadón Perdido, consolidando un esquema de recuperación terciaria clave para incrementar la producción en la Cuenca del Golfo San Jorge.

El plan de trabajo prevé, para fines del año en curso, un incremento del 20% en la producción del área, y la duplicación del volumen en un plazo de cuatro años, pasando de 8.000 a 16.000 barriles diarios.

Torres puso en valor la reactivación del yacimiento, señalando que “durante los últimos años, la inversión en el área había entrado en una etapa de declive, propia de un yacimiento maduro, y hoy vemos cómo, a partir de una nueva mirada y de decisiones concretas, se recuperan niveles de actividad y producción”.

Durante la recorrida, Torres destacó que “en cuatro años se estará duplicando la producción, convirtiéndose en un caso de éxito a partir de la inversión y el compromiso de todos los actores del sector”.

Asimismo, el mandatario subrayó que “la Cuenca del Golfo San Jorge fue durante más de un siglo una fuente central de divisas para la Argentina, y hoy estamos dando un paso concreto para sostenerla, modernizarla y proyectarla hacia el futuro”.

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El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, encabezó este lunes una recorrida por la tercera planta de inyección de polímeros en el área El Trébol–Escalante, operada por la empresa PECOM, en el marco de un plan de inversión que actualmente supera los USD 114 millones.

Acompañaron al mandatario, el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el secretario de Ambiente y Desarrollo Sustentable, Juan José Rivera; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge “Loma” Ávila; y el secretario general del Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, José Lludgar.

Por parte de PECOM estuvieron presentes el director de Operaciones de Upstream, Jorge Lopez Kessler, y el director de Relaciones Institucionales, Federico Monarca.

La nueva planta, que ya se encuentra en funcionamiento, se suma a otras dos instalaciones activas en el yacimiento, así como a una cuarta en construcción en el área de Cañadón Perdido, consolidando un esquema de recuperación terciaria clave para incrementar la producción en la Cuenca del Golfo San Jorge.

El plan de trabajo prevé, para fines del año en curso, un incremento del 20% en la producción del área, y la duplicación del volumen en un plazo de cuatro años, pasando de 8.000 a 16.000 barriles diarios.

Torres puso en valor la reactivación del yacimiento, señalando que “durante los últimos años, la inversión en el área había entrado en una etapa de declive, propia de un yacimiento maduro, y hoy vemos cómo, a partir de una nueva mirada y de decisiones concretas, se recuperan niveles de actividad y producción”.

Durante la recorrida, Torres destacó que “en cuatro años se estará duplicando la producción, convirtiéndose en un caso de éxito a partir de la inversión y el compromiso de todos los actores del sector”.

Asimismo, el mandatario subrayó que “la Cuenca del Golfo San Jorge fue durante más de un siglo una fuente central de divisas para la Argentina, y hoy estamos dando un paso concreto para sostenerla, modernizarla y proyectarla hacia el futuro”.

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El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, participó este lunes de la Asamblea Petrolera realizada en el marco del traspaso del área Manantiales Behr por parte de YPF a la empresa Pecom.

Durante el encuentro, el mandatario destacó la millonaria inversión de la compañía en el yacimiento y anticipó que, en función del actual precio del barril, por encima de los USD 100, la próxima semana iniciará una ronda de reuniones con las operadoras del sector para fortalecer el desarrollo de la industria.

La actividad se llevó a cabo en la sede de Kilómetro 5, en Comodoro Rivadavia, con la participación de trabajadores del sector. Además del gobernador, también estuvieron presentes el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el secretario de Ambiente y Desarrollo Sustentable, Juan José Rivera; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, y diputado nacional, Jorge “Loma” Ávila; y el secretario general del Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, José Lludgar.

Al momento de tomar la palabra, Torres aseguró que “venimos trabajando en conjunto y tenemos que seguir espalda con espalda, haciendo todo lo necesario para garantizar el trabajo de muchas familias que no sabían qué iba a pasar con Manantiales Behr”, y destacó que Pecom “no solo cumplió con su compromiso de inversión, sino que además incrementó la producción”.

En ese sentido, sostuvo que “es falso que no se pueda desacelerar el declive de una cuenca madura”, y remarcó que “esto quedó demostrado con inversión y decisión”.

Asimismo, indicó que “hoy no estamos en el mismo contexto de meses atrás: el barril supera los USD 100 y la rentabilidad de las operadoras es significativamente mayor”.

“Por eso, si hay un aumento considerable en la rentabilidad, tiene que traducirse en más inversión y más trabajo. En Manantiales Behr ya no hay incertidumbre: hay una empresa que invierte, produce y genera previsibilidad”, afirmó.

Reinversión y generación de empleo

Por otra parte, el mandatario se refirió al decreto que autorizó la cesión del área de YPF a Pecom, y destacó las medidas adoptadas por la Provincia para sostener la actividad.

“Bajamos regalías, eliminamos aranceles a los polímeros y también eliminamos el Barril Criollo, lo que permitió que recursos que antes se destinaban a subsidios hoy queden en la cuenca, reinvirtiéndose en producción y empleo”, explicó.

Torres adelantó que “la próxima semana vamos a iniciar una ronda de reuniones con operadoras para exigir que, en este contexto de precios internacionales altos, haya un correlato en inversión”.

Además, agradeció “a los trabajadores, a los gremios y especialmente a quienes atravesaron momentos de incertidumbre”, y sostuvo que “esa etapa quedó atrás: hoy hay previsibilidad y una estrategia clara para el desarrollo de la cuenca”.

Por su parte, el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge “Loma” Ávila, expresó que “asumimos un compromiso entre todos y lo vamos a cumplir, sin importar la dificultad del desafío”, y ratificó que “los trabajadores van a seguir poniendo el hombro para sostener la actividad”.

Asimismo, destacó que “hoy la mayoría de los trabajadores está activa, trabajando y aportando al crecimiento de la provincia”.

La entrada Tras el traspaso de Manantiales Behr a Pecom, Torres exigió más inversiones para Chubut se publicó primero en Energía Online.

El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, participó este lunes de la Asamblea Petrolera realizada en el marco del traspaso del área Manantiales Behr por parte de YPF a la empresa Pecom.

Durante el encuentro, el mandatario destacó la millonaria inversión de la compañía en el yacimiento y anticipó que, en función del actual precio del barril, por encima de los USD 100, la próxima semana iniciará una ronda de reuniones con las operadoras del sector para fortalecer el desarrollo de la industria.

La actividad se llevó a cabo en la sede de Kilómetro 5, en Comodoro Rivadavia, con la participación de trabajadores del sector. Además del gobernador, también estuvieron presentes el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el secretario de Ambiente y Desarrollo Sustentable, Juan José Rivera; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, y diputado nacional, Jorge “Loma” Ávila; y el secretario general del Sindicato del Personal Jerárquico y Profesional del Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, José Lludgar.

Al momento de tomar la palabra, Torres aseguró que “venimos trabajando en conjunto y tenemos que seguir espalda con espalda, haciendo todo lo necesario para garantizar el trabajo de muchas familias que no sabían qué iba a pasar con Manantiales Behr”, y destacó que Pecom “no solo cumplió con su compromiso de inversión, sino que además incrementó la producción”.

En ese sentido, sostuvo que “es falso que no se pueda desacelerar el declive de una cuenca madura”, y remarcó que “esto quedó demostrado con inversión y decisión”.

Asimismo, indicó que “hoy no estamos en el mismo contexto de meses atrás: el barril supera los USD 100 y la rentabilidad de las operadoras es significativamente mayor”.

“Por eso, si hay un aumento considerable en la rentabilidad, tiene que traducirse en más inversión y más trabajo. En Manantiales Behr ya no hay incertidumbre: hay una empresa que invierte, produce y genera previsibilidad”, afirmó.

Reinversión y generación de empleo

Por otra parte, el mandatario se refirió al decreto que autorizó la cesión del área de YPF a Pecom, y destacó las medidas adoptadas por la Provincia para sostener la actividad.

“Bajamos regalías, eliminamos aranceles a los polímeros y también eliminamos el Barril Criollo, lo que permitió que recursos que antes se destinaban a subsidios hoy queden en la cuenca, reinvirtiéndose en producción y empleo”, explicó.

Torres adelantó que “la próxima semana vamos a iniciar una ronda de reuniones con operadoras para exigir que, en este contexto de precios internacionales altos, haya un correlato en inversión”.

Además, agradeció “a los trabajadores, a los gremios y especialmente a quienes atravesaron momentos de incertidumbre”, y sostuvo que “esa etapa quedó atrás: hoy hay previsibilidad y una estrategia clara para el desarrollo de la cuenca”.

Por su parte, el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge “Loma” Ávila, expresó que “asumimos un compromiso entre todos y lo vamos a cumplir, sin importar la dificultad del desafío”, y ratificó que “los trabajadores van a seguir poniendo el hombro para sostener la actividad”.

Asimismo, destacó que “hoy la mayoría de los trabajadores está activa, trabajando y aportando al crecimiento de la provincia”.

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El Ente Provincial Regulador de la Electricidad (Epre) inició en Río Negro una auditoría sobre las tasas municipales incluidas en la factura eléctrica para verificar su composición, controlar distorsiones y cuidar el bolsillo de los usuarios.

La medida forma parte del trabajo de ordenamiento, control y transparencia que impulsa la Provincia sobre los servicios públicos esenciales, con el objetivo de que cada concepto cobrado en la boleta sea claro, verificable y corresponda a lo autorizado.

Actualmente, la factura eléctrica incluye distintos tributos y cargos de origen nacional, provincial y municipal. Entre ellos se encuentran el IVA, que va del 21% al 27%; el impuesto nacional al Débito y Crédito Bancario, de 1,2%; aportes voluntarios para bomberos y otros conceptos, de alrededor del 2,8%; y el impuesto provincial a los Ingresos Brutos, que fue recientemente reducido al 1% por decisión del Gobierno Provincial.

A esos componentes se suman las tasas municipales, que promedian el 15%, aunque presentan variaciones según la localidad y el perfil de consumo. En algunos casos, esa carga puede alcanzar hasta el 50% del costo del servicio.

Con el objetivo de constatar y corregir posibles distorsiones, el EPRE auditará los conceptos que los municipios de Río Negro disponen incluir en la facturación del servicio público de distribución de energía eléctrica.

Entre esos cargos se encuentran alumbrado público, mantenimiento y diferentes tasas o contribuciones municipales que son incorporadas a la boleta de luz.

Para avanzar con el proceso, el organismo regulador solicitó información tanto a las autoridades municipales como a las empresas distribuidoras, a fin de contar con el detalle de los conceptos cobrados, su respaldo normativo y su impacto en la factura final.

La auditoría busca fortalecer la transparencia y brindar mayor claridad a los usuarios sobre qué pagan cuando reciben la boleta de electricidad.

En esa línea, el Gobierno de Río Negro viene impulsando medidas para reducir la presión impositiva sobre los servicios esenciales. Para 2026, la Provincia dispuso una baja de la carga provincial incluida en las boletas de luz y gas, con impacto directo en hogares, comercios, pymes, industrias, productores y entidades.

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El Ente Provincial Regulador de la Electricidad (Epre) inició en Río Negro una auditoría sobre las tasas municipales incluidas en la factura eléctrica para verificar su composición, controlar distorsiones y cuidar el bolsillo de los usuarios.

La medida forma parte del trabajo de ordenamiento, control y transparencia que impulsa la Provincia sobre los servicios públicos esenciales, con el objetivo de que cada concepto cobrado en la boleta sea claro, verificable y corresponda a lo autorizado.

Actualmente, la factura eléctrica incluye distintos tributos y cargos de origen nacional, provincial y municipal. Entre ellos se encuentran el IVA, que va del 21% al 27%; el impuesto nacional al Débito y Crédito Bancario, de 1,2%; aportes voluntarios para bomberos y otros conceptos, de alrededor del 2,8%; y el impuesto provincial a los Ingresos Brutos, que fue recientemente reducido al 1% por decisión del Gobierno Provincial.

A esos componentes se suman las tasas municipales, que promedian el 15%, aunque presentan variaciones según la localidad y el perfil de consumo. En algunos casos, esa carga puede alcanzar hasta el 50% del costo del servicio.

Con el objetivo de constatar y corregir posibles distorsiones, el EPRE auditará los conceptos que los municipios de Río Negro disponen incluir en la facturación del servicio público de distribución de energía eléctrica.

Entre esos cargos se encuentran alumbrado público, mantenimiento y diferentes tasas o contribuciones municipales que son incorporadas a la boleta de luz.

Para avanzar con el proceso, el organismo regulador solicitó información tanto a las autoridades municipales como a las empresas distribuidoras, a fin de contar con el detalle de los conceptos cobrados, su respaldo normativo y su impacto en la factura final.

La auditoría busca fortalecer la transparencia y brindar mayor claridad a los usuarios sobre qué pagan cuando reciben la boleta de electricidad.

En esa línea, el Gobierno de Río Negro viene impulsando medidas para reducir la presión impositiva sobre los servicios esenciales. Para 2026, la Provincia dispuso una baja de la carga provincial incluida en las boletas de luz y gas, con impacto directo en hogares, comercios, pymes, industrias, productores y entidades.

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El Gobierno nacional estaría analizando nuevamente la posibilidad de dar de baja el Régimen de Zona Fría, que en el sudoeste bonaerense y otros puntos del país permite descuentos de entre el 30 y el 50 por ciento en los valores del consumo de gas en las tarifas que pagan los usuarios que viven en lugares con bajas temperaturas.

Desde el entorno del Gobierno que dirige Javier Milei aseguran que la intención es volver a poner sobre la mesa el capítulo energético que no pudieron aprobar en el Presupuesto 2026. Las derogaciones de las leyes de emergencia en discapacidad y del financiamiento universitario también forman parte de este proyecto.

Se calcula que la ampliación del régimen de Zona Fría incorporó en su momento unos 3 millones de hogares. El Artículo 72° del proyecto de ley establece de manera sintética la derogación de los artículos 4°, 5°, 6°, 7° y 8° de la Ley N°27.637, normativa que en 2021 amplió el régimen que hasta ese momento sólo contemplaba a la Patagonia y por el cual se otorgan descuentos en la facturas del gas.

El subsidio es del 30% para los hogares incluidos en zonas frías, mientras que sube al 50% para los titulares que además reciben planes sociales o forman parte de instituciones de bien público.

Según trascendió, el Gobierno trabaja en una iniciativa más amplia sobre energía, que incluiría una prórroga de los beneficios fiscales e impositivos para energías renovables y una revisión de la “Zona Fría”. Estos temas quedaron afuera del Presupuesto, lo que genera expectativas y eventuales tensiones con las provincias.

La entrada El Gobierno otra vez quiere eliminar el Régimen de Zona Fría se publicó primero en Energía Online.

El Gobierno nacional estaría analizando nuevamente la posibilidad de dar de baja el Régimen de Zona Fría, que en el sudoeste bonaerense y otros puntos del país permite descuentos de entre el 30 y el 50 por ciento en los valores del consumo de gas en las tarifas que pagan los usuarios que viven en lugares con bajas temperaturas.

Desde el entorno del Gobierno que dirige Javier Milei aseguran que la intención es volver a poner sobre la mesa el capítulo energético que no pudieron aprobar en el Presupuesto 2026. Las derogaciones de las leyes de emergencia en discapacidad y del financiamiento universitario también forman parte de este proyecto.

Se calcula que la ampliación del régimen de Zona Fría incorporó en su momento unos 3 millones de hogares. El Artículo 72° del proyecto de ley establece de manera sintética la derogación de los artículos 4°, 5°, 6°, 7° y 8° de la Ley N°27.637, normativa que en 2021 amplió el régimen que hasta ese momento sólo contemplaba a la Patagonia y por el cual se otorgan descuentos en la facturas del gas.

El subsidio es del 30% para los hogares incluidos en zonas frías, mientras que sube al 50% para los titulares que además reciben planes sociales o forman parte de instituciones de bien público.

Según trascendió, el Gobierno trabaja en una iniciativa más amplia sobre energía, que incluiría una prórroga de los beneficios fiscales e impositivos para energías renovables y una revisión de la “Zona Fría”. Estos temas quedaron afuera del Presupuesto, lo que genera expectativas y eventuales tensiones con las provincias.

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Las ventas de combustibles en marzo totalizaron 1.394.360 metros cúbicos entre naftas y gasoil, que representa una caída del 1,8% en comparación con el mismo mes del año anterior.

Con estos resultados, el acumulado del primer trimestre de 2026 muestra un retroceso del 1,1% respecto al mismo período de 2025.

En marzo, el sector de las naftas registró un descenso del 2,4%, mientras que el gasoil tuvo una baja del 1,1%. Dentro de los tipos de productos, la nafta súper cayó 4,1% y el gasoil común bajó 5,8%.

Estas disminuciones no fueron compensadas por los incrementos en los segmentos premium, donde la nafta premium subió 2,7% y el gasoil premium creció 6,4%.

De acuerdo con un informe de la consultora Politikon Chaco, elaborado sobre la base de datos de la Secretaría de Energía, “es la primera vez desde febrero de 2024 que el desempeño de las naftas fue peor al del gasoil”.

El reporte añade que este fenómeno “podría estar reflejando una mayor retracción del consumo vinculado al uso particular de vehículos”.

En términos mensuales, se observó un alza del 7,3% respecto a febrero, pero los especialistas advierten que “este incremento se explica fundamentalmente por la mayor cantidad de días del mes”. Al realizar el cálculo sobre ventas promedio diarias, el resultado arroja una caída real del 3,1% mensual.

Respecto a las empresas del sector, YPF mantuvo el liderazgo con el 55,4% del mercado y fue la única con variación interanual positiva (+1,0%).

Shell ocupó el segundo lugar con el 22,9% de participación y una caída del 3,8%, seguida por Axion con el 12,4% de las ventas y una baja del 0,8%.

A nivel geográfico, solo siete provincias presentaron subas interanuales, lideradas por La Pampa (2,8%), San Juan (2,5%) y Río Negro (2,2%).

Por el contrario, 17 distritos registraron caídas, siendo las más profundas las de Tucumán (-18,3%), La Rioja (-13,0%) y Salta (-12,1%).

La entrada Venta de combustibles: el consumo cayó 1,8% en marzo se publicó primero en Energía Online.

Las ventas de combustibles en marzo totalizaron 1.394.360 metros cúbicos entre naftas y gasoil, que representa una caída del 1,8% en comparación con el mismo mes del año anterior.

Con estos resultados, el acumulado del primer trimestre de 2026 muestra un retroceso del 1,1% respecto al mismo período de 2025.

En marzo, el sector de las naftas registró un descenso del 2,4%, mientras que el gasoil tuvo una baja del 1,1%. Dentro de los tipos de productos, la nafta súper cayó 4,1% y el gasoil común bajó 5,8%.

Estas disminuciones no fueron compensadas por los incrementos en los segmentos premium, donde la nafta premium subió 2,7% y el gasoil premium creció 6,4%.

De acuerdo con un informe de la consultora Politikon Chaco, elaborado sobre la base de datos de la Secretaría de Energía, “es la primera vez desde febrero de 2024 que el desempeño de las naftas fue peor al del gasoil”.

El reporte añade que este fenómeno “podría estar reflejando una mayor retracción del consumo vinculado al uso particular de vehículos”.

En términos mensuales, se observó un alza del 7,3% respecto a febrero, pero los especialistas advierten que “este incremento se explica fundamentalmente por la mayor cantidad de días del mes”. Al realizar el cálculo sobre ventas promedio diarias, el resultado arroja una caída real del 3,1% mensual.

Respecto a las empresas del sector, YPF mantuvo el liderazgo con el 55,4% del mercado y fue la única con variación interanual positiva (+1,0%).

Shell ocupó el segundo lugar con el 22,9% de participación y una caída del 3,8%, seguida por Axion con el 12,4% de las ventas y una baja del 0,8%.

A nivel geográfico, solo siete provincias presentaron subas interanuales, lideradas por La Pampa (2,8%), San Juan (2,5%) y Río Negro (2,2%).

Por el contrario, 17 distritos registraron caídas, siendo las más profundas las de Tucumán (-18,3%), La Rioja (-13,0%) y Salta (-12,1%).

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Las empresas Camuzzi Gas Inversora S.A. y Vitol S.A. firmaron un Memorando de Entendimiento (MoU) para el desarrollo de un acuerdo de compra de producción (offtake) y una potencial participación accionaria en LNG del Plata, proyecto actualmente controlado 100% por Camuzzi.

LNG del Plata está estratégicamente ubicado en el Puerto de La Plata, provincia de Buenos Aires, y cuenta con acceso a la infraestructura de transporte de gas natural proveniente de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina. El proyecto tiene como objetivo posicionar a la Argentina como un proveedor competitivo y confiable de gas natural licuado (GNL) en los mercados internacionales, apalancando sus abundantes recursos gasíferos. Se prevé que, una vez operativo, alcance una capacidad nominal de al menos 2,4 millones de toneladas anuales (MTPA).

En el marco del MoU, Vitol podrá adquirir hasta el 100% de la producción del proyecto, mediante un acuerdo de offtake de largo plazo. Asimismo, evaluará la posibilidad de realizar una inversión accionaria en LNG del Plata junto a Camuzzi.

“Este acuerdo representa un paso estratégico en la integración de la Argentina al mercado global de GNL. A través de LNG del Plata, buscamos desarrollar una infraestructura competitiva para la exportación de gas natural licuado, generar valor sostenible, atraer inversiones y contribuir a la seguridad energética tanto a nivel local como internacional”, señaló Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora S.A.

Por su parte, Pablo Galante Escobar, Head of LNG de Vitol, afirmó: “Creemos que la Argentina tendrá un rol relevante en la creciente demanda global de GNL gracias a sus abundantes reservas de gas, con el potencial de convertirse en una fuente de suministro diversificada y confiable para nuestros clientes. Nos entusiasma trabajar junto a Camuzzi para avanzar en este proyecto estratégico”.

El desarrollo del proyecto se encuentra sujeto al cumplimiento de diversas condiciones, incluyendo la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes.

Líder en el sector energético

Vitol es líder en el sector de la energía y las materias primas. Produce, gestiona y suministra energía y commodities a consumidores e industrias en todo el mundo. Además de su negocio principal – el trading- Vitol invierte globalmente en infraestructura más de USD 13.000 millones, destinados a activos de largo plazo. En 2025, Vitol entregó 23 millones de toneladas métricas (mMT) de GNL.

Fundada en Rotterdam en 1966, actualmente atiende a sus clientes a través de 40 oficinas en todo el mundo. Sus ingresos en 2025 superaron los USD 340.000 millones. Vitol es un actor de larga trayectoria en los mercados de GNL: inició sus operaciones de trading de gas natural licuado a mediados del año 2000.

En Argentina, la compañía cuenta con una oficina en Buenos Aires desde donde atiende al mercado regional, ofreciendo una amplia gama de servicios, incluido el suministro de combustibles. Su terminal de almacenamiento en Zárate es operada por su subsidiaria Vitco S.A. Su ubicación estratégica, sobre las márgenes del río Paraná de las Palmas, le permite recibir importaciones y abastecer a los crecientes mercados del interior de América del Sur. La compañía ha invertido en la ampliación de la terminal, lo que le permite alcanzar una capacidad total de almacenamiento de 250.000 m³.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Desafíos y expansión en el interior provincial

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

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

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

Subsidios y asistencia durante el invierno

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Energía renovable y a menor costo

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

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

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

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

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

Más producción y menores costos logísticos

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

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

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

Parque Fotovoltaico en Paso de Indios

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La empresa indicó que la primera fase concluyó el 9 de abril con la recepción de propuestas y que las más competitivas serán seleccionadas para continuar en una segunda instancia del proceso, que incluye el análisis detallado de la información.

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

La compañía estimó que la eventual transacción podría concretarse dentro de 2026, aunque aclaró que estará sujeta a aprobaciones regulatorias y a la obtención de garantías de cumplimiento de oferta.

Además, remarcó que hasta el momento no adoptó ninguna decisión ni celebró acuerdos vinculantes en relación con la venta de su tenencia en Metrogas.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Neuquén

Río Negro

Corrientes

Chubut

Mendoza

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Avances en Vaca Muerta

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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