Marcelo Rucci, líder del Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa, criticó la medida unilateral de Halliburton Argentina que exige una reducción del 23% en los contratos vigentes con sus proveedores, advirtiendo que esta decisión podría afectar gravemente a las pymes regionales y al empleo vinculado a la actividad en Vaca Muerta.

La empresa comunicó a sus contratistas que aplicará la baja en los valores contratados para el período de agosto a diciembre de 2026, otorgando un plazo de solo siete días para aceptar las nuevas condiciones. Rucci calificó esta acción como “una calamidad” y destacó que “las empresas locales son grandes generadoras de trabajo y estas decisiones unilaterales golpean directamente sobre el entramado empresario de la cuenca”.

El dirigente sindical manifestó que el sindicato está en estado de alerta y buscará impedir que el ajuste impacte sobre los trabajadores del sector. En sus palabras, “Acá no hay una propuesta ni una mesa de diálogo. Una empresa dominante decide mejorar sus números y descarga el ajuste sobre quienes menos margen tienen para soportarlo”.

Rucci subrayó que “esto no puede afectar a un solo compañero” y recordó que la industria ha recibido numerosos beneficios para invertir y producir, por lo que “no puede ser que nuevamente pretendan que los más débiles paguen los platos rotos”.

El sindicato también destacó la situación financiera de Halliburton, que reportó una ganancia neta de 534 millones de dólares en el segundo trimestre de 2026 y destinó cerca de 200 millones de dólares a la recompra de acciones. Para Rucci, “una compañía global que gana más de 500 millones de dólares en un trimestre no puede pretender que una pyme neuquina de treinta empleados sea la que resuelva su problema de competitividad”.

Sumándose al reclamo, la Cámara de Empresas, Industria y Servicios de Añelo (CEISA) expresó su “profunda preocupación y absoluto rechazo” ante la medida adoptada por Halliburton, advirtiendo que otras empresas de la cuenca podrían adoptar criterios similares, lo que ampliaría el conflicto en toda la cadena de valor de Vaca Muerta.

CEISA resaltó que las empresas neuquinas han realizado importantes inversiones en infraestructura, capacitación, tecnología y generación de empleo local para acompañar el desarrollo del shale. Enfatizaron que una reducción del 23% “no constituye una simple adecuación comercial”, sino una transferencia de costos hacia los proveedores, muchos de los cuales no cuentan con la capacidad financiera para absorber esta disminución sin afectar su estructura operativa.

Por ello, la cámara solicitó la apertura de una mesa de diálogo entre operadoras, empresas de servicios, proveedores, sindicatos y el Estado provincial. Su presidente, Raúl Pablo Martin, afirmó: “Vaca Muerta necesita competitividad, pero también necesita Responsabilidad Empresaria. No existe desarrollo sostenible cuando el ajuste recae exclusivamente sobre quienes generan empleo local”.

La Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (FECENE) también manifestó su “más enérgico rechazo” a la reducción impuesta por Halliburton, criticando que la medida se comunicó con plazos muy cortos y sin diálogo previo.

FECENE destacó que las pymes proveedoras han invertido en tecnología y ampliado su capacidad operativa, generando miles de puestos de trabajo para sostener el crecimiento de la actividad. Modificar de manera intempestiva las condiciones contractuales pone en riesgo la sustentabilidad de este entramado productivo y la continuidad de numerosas empresas locales.

Además, la federación sostuvo que “la competitividad de la industria no puede construirse a costa del debilitamiento de los proveedores locales” y recordó que el desarrollo de Vaca Muerta requiere relaciones comerciales equilibradas, previsibilidad y respeto por los compromisos asumidos.

Por último, FECENE instó a Halliburton a dejar sin efecto la reducción y a convocar a una instancia de diálogo para buscar alternativas que permitan sostener la actividad. También llamó a operadoras, cámaras empresarias y autoridades provinciales a defender un modelo de desarrollo que combine competitividad con la protección del empleo y el tejido productivo local.

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PCR ha inaugurado la ampliación del Parque Eólico Mataco–San Jorge, situado en el partido bonaerense de Tornquist, consolidando su posición como líder en energías renovables en Argentina. La nueva fase del proyecto requirió una inversión de 55 millones de dólares y elevó la capacidad total del complejo a 276,6 megavatios (MW), convirtiéndolo en el parque eólico más grande de la provincia de Buenos Aires.

Esta expansión incorporó seis aerogeneradores Vestas, cada uno con una potencia de 6,2 MW, sumando 37,2 MW adicionales. Los nuevos equipos cuentan con la habilitación comercial otorgada por CAMMESA para operar en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), lo que les permite inyectar energía limpia al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

La ampliación del parque eólico permitirá abastecer el consumo eléctrico equivalente a más de 340.000 hogares y evitará la emisión anual de aproximadamente 522.000 toneladas de dióxido de carbono (CO₂). De este modo, el proyecto contribuye significativamente a la transición energética y a la reducción de gases de efecto invernadero en el país.

En palabras de Ariel Costanzo, director de Energías Renovables de PCR: “La incorporación de esta nueva capacidad refleja el compromiso sostenido de PCR con el desarrollo de las energías renovables y con las inversiones de largo plazo que acompañan la transición energética del país”. Además, destacó que el éxito del proyecto se debe al esfuerzo de un equipo que ejecutó la obra siguiendo altos estándares técnicos y operativos.

La ampliación de Mataco–San Jorge es un componente clave en el plan de crecimiento de PCR dentro del sector de energías renovables, que complementa su tradicional actividad en la industria petrolera y gasífera. La empresa, con una fuerte presencia histórica en la Cuenca Neuquina y otras regiones productoras, ha diversificado su matriz energética con inversiones importantes en generación eólica.

Actualmente, PCR opera cuatro complejos eólicos que suman 582 MW de potencia instalada, incluyendo el primer parque híbrido eólico-solar del país. Asimismo, avanza en la construcción del Parque Eólico Olavarría, en colaboración con ArcelorMittal Acindar, que aportará otros 185,6 MW a la capacidad renovable nacional.

Con esta inversión, PCR reafirma su estrategia de combinar el desarrollo de recursos convencionales con el crecimiento sostenido en energías limpias, un eje fundamental para el futuro del sector energético argentino.

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En el marco de la celebración de sus 75 años, Grupo Arcor inauguró su primer Parque Solar en el Complejo Industrial Recreo, Catamarca. El proyecto, que se enmarca en la Estrategia de Sustentabilidad 2030 “Vivir Mejor” y en la estrategia de cambio climático de la compañía, constituye un nuevo paso en la incorporación de energías renovables para fortalecer la eficiencia de sus operaciones

Con una potencia instalada de 6,6 MW sobre un predio de 12 hectáreas, el Parque Solar tendrá una generación anual estimada superior a los 11.000 MWh. Esto permitirá que la planta alcance un nivel de uso de energía renovable de hasta el 90% y reducir aproximadamente 4.000 toneladas de CO₂ equivalente por año.

Actualmente, más del 60% de la energía utilizada por el Grupo, tanto eléctrica como térmica, proviene de fuentes renovables. En ese recorrido, en 2025 logró reducir un 30% las emisiones de gases de efecto invernadero por tonelada producida respecto de 2017.

Como parte de las actividades desarrolladas en el marco del aniversario, la compañía anunció además la ampliación y equipamiento de la Escuela Técnica N°1 de Recreo, que incluye la construcción de un Laboratorio de Ciencias Naturales y un Taller de Electromecánica para más de 600 estudiantes. Asimismo, presentó la Reserva Natural Urbana “Vivir Mejor”, un espacio de 6 hectáreas destinado a la conservación y regeneración del bosque nativo, la educación ambiental y el fortalecimiento del vínculo de la comunidad con su patrimonio natural.

La inauguración contó con la participación del gobernador de Catamarca, Raúl Jalil; el presidente del Grupo Arcor, Alfredo Pagani; el intendente de Recreo, Luis Polti; el ministro de Gobierno, Seguridad y Justicia, Alberto Natella, junto a otras autoridades provinciales, municipales y directivos de Grupo Arcor.

“El Parque Solar, la Escuela Técnica y la Reserva Natural Urbana reflejan una convicción que acompaña a Arcor desde sus orígenes: crecer junto a las comunidades donde estamos presentes. Comparten una visión de largo plazo y muestran el valor de la articulación público-privada para impulsar iniciativas que generan desarrollo y dejan una huella positiva. Hace casi 40 años elegimos estar en Recreo y hoy renovamos esa decisión”, afirmó Alfredo Pagani, presidente de Grupo Arcor.

Por su parte, el gobernador de Catamarca, Raúl Jalil, destacó: “Es una alegría estar acompañando la puesta en marcha de este parque solar de Arcor, un paso importante en el uso de energía renovable. También quiero agradecer a la empresa por el aporte realizado para la inauguración del laboratorio de la Escuela Provincial de Educación Técnica N°1. La articulación entre los sectores público y privado es fundamental porque genera empleo y contribuye al desarrollo de la provincia. En ese sentido, Arcor es, desde hace casi cuatro décadas, una de las tres empresas que más empleo genera en nuestra provincia”. 

Recreo: casi cuatro décadas de desarrollo compartido

Grupo Arcor está presente en Recreo desde 1987. En estos casi 40 años consolidó una de las principales operaciones alimenticias de Catamarca y un actor productivo destacado para la provincia.

El complejo industrial está integrado por tres plantas industriales, 14 líneas de producción, más de 700 colaboradores y una capacidad instalada de 58.000 toneladas anuales. Desde allí se elaboran caramelos de goma, premezclas, gelatinas, jugos en polvo y panificados navideños para el mercado local y diversos destinos de exportación en América Latina, Asia, Europa del Este y Medio Oriente.

La trayectoria de la operación también incluye avances concretos en materia ambiental. El Complejo Industrial Recreo fue la primera planta del Grupo en alcanzar la meta de Basura Cero, evitando el envío de residuos a enterramiento, y cuenta con una planta de tratamiento de efluentes que permite reutilizar agua para riego y valorizar los lodos generados como enmienda orgánica.

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Lo que comenzó como una compra de equipamiento para el tendido de fibra óptica de la cooperativa neuquina CALF derivó, en apenas diez días, en un incidente diplomático entre Estados Unidos y China, con epicentro en Vaca Muerta. 

La embajada estadounidense presionó a directivos de CALF con la amenaza de restringirles las visas si no discontinuaban su vínculo comercial con Huawei.

Según un informe de la consultora Epyca, el embajador Peter Lamelas terminó confirmando por escrito que esa postura “refleja fielmente la política de Estados Unidos”, despejando cualquier duda sobre su carácter institucional y no anecdótico.

El eje discursivo de Washington es la noción de infraestructura crítica: en tanto Vaca Muerta constituye un activo estratégico para la matriz energética y para la relación bilateral, la presencia de tecnología china en redes de datos y telecomunicaciones de la cuenca pasa a leerse en clave de seguridad nacional.

La respuesta de la embajada china fue igual de dura: habló de “chantaje de visados” y de una injerencia sobre la soberanía argentina, en un cruce que expone, una vez más, que la disputa comercial y tecnológica entre las dos potencias tiene ahora un capítulo con nombre propio en Neuquén.

El caso escaló rápido: de una cooperativa eléctrica a una discusión que involucra a YPF, cuyo centro de monitoreo y principal data center también operarían con tecnología Huawei, y a otros actores del sistema energético como la EPEC. 

Esto traslada el problema de un perímetro acotado (CALF) a uno de alcance nacional, y pone en tensión la política energética y de infraestructura digital del Gobierno con su alineamiento geopolítico con Washington, señala Epyca, la consultora que dirige Martín Kalos. 

“El desenlace de la reunión pendiente entre CALF y la Embajada, y la eventual señal que emita la Casa Rosada al respecto, funcionará como un termómetro sobre el margen de autonomía real que tiene la Argentina para gestionar sus proveedores tecnológicos en un sector que, cada vez más, es observado como un activo geopolítico y no meramente productivo”, indica el reporte.

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Las restricciones en el suministro de gas volvieron a generar largas filas en las estaciones de GNC en La Plata, Mar del Plata y distintas ciudades de la provincia de Buenos Aires. Tras algunos días de relativa normalidad, automovilistas y taxistas volvieron a encontrarse este lunes con demoras y cupos limitados para cargar combustible, en un escenario que podría complicarse durante el inicio de la semana.

Desde Camuzzi confirmaron que el esquema de restricciones continúa vigente, aunque todavía no existe una fecha definida para su finalización. La empresa atribuyó la medida al fuerte incremento de la demanda residencial provocado por las bajas temperaturas.

Según explicaron, el abastecimiento de los hogares tiene prioridad durante los períodos de alta demanda y las condiciones del sistema determinarán cuándo podrá normalizarse el suministro.

El viernes, desde el sector habían señalado además dificultades vinculadas con el transporte del gas proveniente de los yacimientos ubicados en el oeste del país. La situación ya había obligado a aplicar restricciones días atrás, cuando la medida alcanzó exclusivamente al expendio de GNC.

En paralelo, las restricciones también alcanzan al sector industrial. Las empresas continúan con una reducción del 30% en el consumo de gas, mientras se mantiene la prioridad del suministro para los usuarios residenciales.

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En un movimiento estratégico para concentrar sus recursos en Vaca Muerta, YPF concretó la venta de dos bloques petroleros en Mendoza por un total de USD 405 millones. Esta operación se enmarca en la desinversión de áreas convencionales maduras para potenciar el desarrollo de recursos no convencionales.

La petrolera informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que la primera transacción corresponde al clúster Chachahuén, transferido por USD 200 millones a Energía Mendocina S.A. y Compañía Andina de Petróleo y Gas S.A. Este bloque produjo en el segundo trimestre de 2026 10.000 barriles diarios de petróleo y 0,03 millones de metros cúbicos de gas. Incluye concesiones como Chachahuén Sur, Cerro Morado Este, Puesto Hernández y Chihuido de la Sierra Negra. La fecha efectiva de la venta se fijó para el 1 de junio de 2026.

Por otro lado, el clúster Mendoza No Operado fue vendido por USD 205 millones a San Benito Upstream S.A.U., sociedad controlada por PeCom, el brazo energético de la familia Pérez Companc. Esta área agrupa participaciones en concesiones distribuidas entre Mendoza y La Pampa y registró una producción de 7.000 barriles diarios de petróleo y 0,04 millones de metros cúbicos de gas durante el mismo período. La transferencia se hará efectiva desde el 1 de enero de 2026.

Ambas ventas incluyen la cesión de ductos y el stock de materiales, y están sujetas a condiciones precedentes habituales. Además, a los montos se les adicionará el IVA y los ajustes finales correspondientes.

Estas operaciones forman parte del Plan 4×4 impulsado por Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, que busca optimizar el portafolio upstream convencional para focalizar inversiones en campos no convencionales y maximizar el valor de la empresa. El plan también tiene como objetivo que Argentina alcance exportaciones energéticas por USD 30.000 millones para 2030.

Además, YPF continúa con el Plan Andes, que consiste en desprenderse de bloques maduros para destinar capital al desarrollo del shale oil, sector que ya representa el 70% de la producción total de crudo del país, impulsado principalmente por Vaca Muerta.

La venta del bloque Chachahuén tiene un valor simbólico, ya que YPF lo había destacado en 2016 como “una de las áreas de reserva con mayor crecimiento y potencial dentro de YPF”, al inaugurar una nueva base operativa en la zona.

Este año, YPF ya había concretado la venta total del bloque Manantiales Behr, en Chubut, a PeCom por USD 410 millones. Esta operación reemplazó un acuerdo previo con Limay Energía que fue declarado nulo en febrero de 2026 por falta de financiamiento. Con estas tres transacciones, la compañía ha acumulado más de USD 815 millones en desinversiones de activos convencionales durante 2026.

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Pampa Energía informó sus resultados del segundo trimestre de 2026. La compañía registro un fuerte crecimiento operativo, tanto en generación eléctrica como en petróleo y gas. Además, el desempeño financiero acompañó el crecimiento operativo, con un EBITDA ajustado de 415 millones de dólares, un 75% superior al del mismo trimestre del año anterior.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Fue un trimestre espectacular para Pampa. Aprobamos la decisión de inversión más importante de nuestra historia con la planta de urea en Bahía Blanca, aceleramos en el desarrollo de Rincón de Aranda y seguimos fortaleciendo la integración vertical entre nuestra producción de gas y el negocio de generación eléctrica, ganando eficiencia y competitividad”.

En un trimestre marcado por un fuerte crecimiento operativo, la compañía también destacó la aprobación de una inversión de 2.700 millones de dólares para construir una planta de urea en Bahía Blanca. Será la de mayor escala de Latinoamérica, tendrá capacidad para producir 2,1 millones de toneladas anuales y marca el ingreso de Pampa al negocio de los fertilizantes. La construcción demandará 41 meses y el inicio de producción está previsto para 2030. Además, generará más de 3.500 puestos de trabajo directos en el pico de obra, hasta 300 permanentes en operación y aportará divisas por aproximadamente 1.000 millones de dólares anuales entre exportaciones y sustitución de importaciones. El proyecto logró la preaprobación bajo el RIGI.

En generación eléctrica, Pampa aumentó su producción un 14% interanual y creció por encima del sistema nacional. El desempeño estuvo impulsado, entre otros factores, por una mayor integración entre la producción propia de gas y las centrales térmicas de la compañía, que mejoró la eficiencia y competitividad de sus operaciones.

En materia de producción de hidrocarburos, la compañía alcanzó un récord trimestral de 107.500 barriles equivalentes por día, un 28% más que un año atrás. La producción de gas promedió 14,3 millones de metros cúbicos por día, un 10% más que en el mismo período de 2025. Además, alcanzó un récord de 7,4 millones de metros cúbicos por día en el bloque Sierra Chata, que creció un 95% interanual impulsado por la puesta en producción de cuatro nuevos pozos.

En Rincón de Aranda, el yacimiento de shale oil que la compañía desarrolla en Vaca Muerta, la producción alcanzó los 23.400 barriles diarios, tres veces más que la del mismo período de 2025. Además, durante el trimestre el proyecto obtuvo la aprobación del RIGI, un hito que otorga estabilidad y permitirá avanzar en un plan de inversión superior a los 4.500 millones de dólares. Con esta aprobación, Pampa podrá desarrollar la zona norte del bloque, incorporar nuevos pozos, acelerar el ramp-up y extender el plateau de producción de 45.000 barriles por día.

Los avances operativos también se reflejaron en los resultados financieros. Durante el segundo trimestre, Pampa registró un EBITDA ajustado de US$415 millones, un 75% superior al del mismo período de 2025, impulsado por el crecimiento de la producción de hidrocarburos y el aporte de sus distintos negocios. A pesar de su ambicioso plan de inversiones, la compañía mantiene una elevada posición de liquidez, conservadores niveles de endeudamiento y un cómodo perfil de vencimientos de deuda.

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Neuquén dio un paso clave para el desarrollo energético regional al anunciar la licitación de 15 áreas hidrocarburíferas ubicadas en Vaca Muerta y otras formaciones dentro de la Cuenca Neuquina. Esta iniciativa, denominada Ronda 1/2026, representa la primera convocatoria de este tipo en nueve años y busca incorporar nuevos operadores que impulsen la exploración y explotación de bloques que actualmente permanecen inactivos.

El proceso licitatorio, organizado por la empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), abrirá las ofertas el próximo 19 de agosto en su sede central. Según datos oficiales, alrededor de 15 compañías adquirieron los pliegos, aunque no todas presentarán propuestas formales. Entre las interesadas se destacan las estadounidenses Continental Resources, presidida por Harold Hamm, y Brigham Exploration LLC, junto a varias empresas argentinas con experiencia en la región o que buscan ingresar por primera vez.

El Gobierno neuquino presentó esta ronda durante una gira realizada en Houston, con el objetivo de atraer inversiones internacionales. Desde la administración provincial remarcaron que la convocatoria despertó interés tanto de firmas ya presentes en Vaca Muerta como de nuevos actores, especialmente desde Estados Unidos.

Los bloques a licitar están distribuidos en distintas zonas de la provincia: el área de Añelo, ubicada en el norte próximo a Rincón de los Sauces, y sectores del sur cerca de Cutral Co y Plaza Huincul. Entre las áreas incluidas figuran Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte y Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este.

El esquema de licitación establece un bono de acceso mínimo de US$ 500.000 y regalías que comienzan en un 15%, con posibilidad de ofertar hasta un 18%. Las empresas adjudicatarias asumirán el riesgo y el financiamiento en la etapa exploratoria, mientras que GyP conservará una participación de entre el 10% y el 20% bajo la modalidad de carry, sin aportar capital durante esta fase.

La exploración podrá extenderse hasta ocho años, divididos en dos períodos de cuatro años cada uno. En caso de que se declare la comercialidad de un hallazgo, las compañías podrán acceder a una concesión de explotación por un plazo de hasta 35 años. Para la adjudicación, la provincia implementó un sistema de evaluación que pondera el compromiso de inversión, el porcentaje de participación para GyP, las regalías ofrecidas y el bono económico, priorizando así las propuestas con mayor desarrollo para cada bloque.

La intención del Gobierno de Neuquén es finalizar la evaluación de las ofertas y adjudicar las áreas antes de que termine el año, en un esfuerzo por ampliar la actividad exploratoria y sumar nuevos actores al desarrollo de Vaca Muerta.

Esta ronda de GyP forma parte de una estrategia más amplia para ordenar el mapa de concesiones y atraer capital hacia áreas con potencial aún no explotado. Mientras los grandes operadores concentran sus esfuerzos en bloques maduros de alta productividad, Neuquén busca que nuevas empresas ingresen al sector y contribuyan a la expansión del principal polo hidrocarburífero del país. El objetivo es replicar el modelo que permitió transformar Vaca Muerta: atraer inversiones, incorporar tecnología y aumentar la participación empresarial en la formación.

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Pecom reforzó su posición en el negocio de exploración y producción de petróleo en Argentina al consolidar su control sobre el bloque El Corcovo. Esta ampliación se concretó tras un acuerdo entre San Benito Upstream, empresa vinculada y bajo control común con Pecom, e YPF para la adquisición de la participación de esta última en el bloque.

Una vez que la operación se formalice y reciba las aprobaciones regulatorias necesarias, Pecom y San Benito Upstream serán los principales titulares del activo, con Pecom asumiendo la operación directa del mismo. Esta transacción complementa la compra previa de la participación de Pluspetrol en los mismos activos, representando un avance estratégico significativo para la compañía en la producción petrolera.

El Corcovo abarca las áreas CNQ-7 Gobernador Ayala y Jagüel Casa de Piedra en Mendoza, además de Gobernador Ayala III y CNQ-7A en La Pampa. Actualmente produce 19.000 barriles diarios, que se sumarán a los 35.000 barriles por día que Pecom ya opera, consolidando así su liderazgo en la explotación de campos convencionales maduros.

Pecom forma parte del grupo empresarial liderado por Rosario, Pilar y Luis Perez Companc, que desarrolla actividades en consumo masivo, agro y energía. La empresa se destaca por su capacidad para operar eficientemente campos maduros convencionales, con especial énfasis en técnicas de recuperación terciaria, y mantiene un plan sólido de inversiones en Argentina, confiando en el crecimiento a largo plazo del país.

La finalización del acuerdo está sujeta al cumplimiento de condiciones habituales y a la aprobación regulatoria por parte de las provincias involucradas. Esta operación marca un paso clave en la estrategia de Pecom para fortalecer su posición como uno de los principales operadores petroleros en el país.

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Poco más de 10 mil personas se quedaron sin luz el jueves por la tarde como consecuencia de la tormenta, que generó inundaciones en varias localidades del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) informó que unos 4.708 usuarios de Edesur y otros 5.442 de Edenor no tenían suministro eléctrico en sus hogares.

En este sentido, se destacó que los lugares más afectados eran Flores, Almagro, Parque Avellaneda, Lanús Oeste, Bosques, Presidente Perón, Ramos Mejía, Libertad, Pontevedra y Paso del Rey.

En varios localidades de la provincia de Buenos Aires hubo calles anegadas por el diluvio que se registró durante la madrugada de este jueves y los vecinos se quejaron por una situación que se repite todos los años.

La nómina de regiones bajo aviso amarillo incluye a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y sectores bonaerenses, además de las provincias de Misiones, Corrientes, Formosa, Chaco, Santa Fe, Santiago del Estero, Córdoba, San Luis y La Pampa. En estos sectores hubo valores de precipitación acumulada de entre 30 y 60 milímetros, con posibilidad de caída puntual de granizo y temporales de corta duración.

A la par de las lluvias, el organismo meteorológico dispuso un aviso por vientos del sector sur con velocidades constantes de entre 30 y 50 kilómetros por hora y marcas extremas que superaron los 80 km/h en amplias zonas del país.

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El argentino Rafael Grossi sufrió un revés en la carrera para elegir un nuevo secretario general de las Naciones Unidas (ONU), en la que terminó en tercer lugar en una votación preliminar detrás de la expresidenta de Costa Rica Rebeca Grynspan y de la candidata de Guyana, Carolyn Rodrigues-Birkett.

En el primer test, cumplido entre los miembros no permanentes del Consejo de Seguridad del organismo, la candidatura Grossi -cuenta con el respaldo del Gobierno argentino-, sufrió un primer contratiempo, aunque desde la Casa Rosada sus impulsores confían en un que terminará triunfador en la votación final.

Grynspan y Rodrigues-Birkett, según revelaron fuentes diplomáticas a diferengtes medios periodísticos, quedaron como las mejor posicionadas para las próximas votaciones, previas a la elección del nuevo secretario general, que debe asumir el 1 de enero próximo.

La próxima votación se llevará a cabo el 21 de agosto y para ella el argentino, actual titular de la Organización Internacional de la Energía Atómica (OIEA), parte con una base de siete países que votaron afirmativamente su postulación, un número no desdeñable, ya que son apenas dos menos de los necesarios en las votaciones definitivas.

Dos de los países restantes votaron negativamente a Grossi y mientras que seis optaron por el “no opina”, en el universo de los 15 miembros rotativos del Consejo de Seguridad.

Los cinco miembros permanentes (Estados Unidos, China, Rusia, Gran Bretaña y Francia), que definirán al sucesor de Antonio Guterres luego de la decisión de los miembros no permanentes del Consejo, no dan pistas sobre su decisión, que se dará a conocer a fin de este año.

Entre quienes lleguen a esa votación definitiva, un solo veto de los miembros permanentes significará una impugnación y el descarte del candidato en cuestión.

En esta primera votación, según trascendió, Grossi quedó lejos de Grynspan (10 a favor, 1 en contra y 4 sin opinión) y algo más cerca de Rodrigues-Birkett (9, 2 y 4 respectivamente).

El diplomático argentino logró, sin embargo, mejores números que la ex presidenta de Chile Michelle Bachelet, que cuenta con el apoyo de Brasil y México, a quien votaron afirmativamente 6 países, pero rechazaron 5, con otros 4 se mantuvieron sin opinión.

Más lejos se ubicaron Macky Sall, de Senegal; María Fernanda Espinosa, de Ecuador, y Olara Otunnu, de Uganda.

“Es una votación preliminar. Todos se estudian a ver qué hace el otro”, afirmaron fuentes cercanas a Grossi, quien sigue confiando en su trabajo diario en la OIEA, tarea que lo obliga a conversar con líderes mundiales como el ruso Vladimir Putin, el estadounidense Donald Trump o los líderes de Irán, que sería su mejor carta de presentación.

En abril, días antes de comenzar las audiencias públicas ante la Asamblea General de la ONU para defender su candidatura a próximo secretario general del organismo internacional, Grossi fue nominado por la prestigiosa revista Time como una de las cien personas más influyentes del mundo, por su trabajo al frente de la OIEA.

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Nucleoeléctrica Argentina generó 4.450.355 MWh de energía eléctrica durante el primer semestre de 2026, volumen que representó más del 7% de la producción total del país y permitió cubrir el 13% de la demanda residencial nacional.

El resultado se alcanzó con las centrales Atucha II y Embalse en operación, mientras Atucha I permaneció fuera de servicio por las tareas correspondientes a su Proyecto de Extensión de Vida.

Según datos del mercado eléctrico difundidos por la empresa, el desempeño dio continuidad a los resultados de 2025, cuando Nucleoeléctrica registró por segundo año consecutivo un récord histórico de generación neta anual con 10.760.572 MWh.

La compañía destacó que la generación nucleoeléctrica aporta energía de base al sistema eléctrico nacional al operar de manera continua durante las 24 horas, con independencia de las condiciones climáticas.

Durante el primer semestre, Nucleoeléctrica también incorporó formalmente la prestación y comercialización de servicios nucleares como una nueva unidad de negocios estratégica, orientada a ofrecer asistencia técnica, ingeniería, mantenimiento, inspecciones, capacitación, puesta en marcha de instalaciones, provisión de componentes y soluciones tecnológicas para centrales nucleares y otros proyectos de alta complejidad.

La empresa señaló que esta iniciativa se sustenta en las capacidades desarrolladas durante más de cinco décadas de operación de las centrales Atucha I, Atucha II y Embalse, así como en la finalización y puesta en marcha de Atucha II, la extensión de vida de Embalse, los trabajos que se desarrollan en Atucha I, reparaciones complejas en reactores y obras vinculadas con la gestión del combustible nuclear utilizado.

En junio, Nucleoeléctrica concretó la primera comercialización internacional de componentes desarrollados por la empresa para reactores nucleares de tecnología CANDU. La operación se realizó con Candu Energy Inc., integrante de AtkinsRéalis, e incluyó la provisión de tapones de blindaje de salida con restrictor de flujo destinados a optimizar las condiciones operativas y de seguridad de los canales de combustible.

Los componentes fueron desarrollados junto con CONUAR y la Comisión Nacional de Energía Atómica, a partir de las capacidades técnicas adquiridas en la operación de la Central Nuclear Embalse.

Asimismo, la empresa firmó un memorándum de entendimiento para brindar servicios a las centrales nucleares de Rumania operadas con tecnología CANDU, en el marco de la estrategia de desarrollar una unidad de negocios orientada a la exportación de servicios, ingeniería y soluciones tecnológicas para la industria nuclear internacional.

Nucleoeléctrica indicó además que sus profesionales participaron en proyectos vinculados con instalaciones de Canadá, Brasil, China, Corea del Sur y España, y sostuvo que la comercialización internacional de estas capacidades abre oportunidades para proveedores argentinos, promueve el empleo especializado, diversifica las fuentes de ingresos y contribuye a la generación de divisas.

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El gobernador Maximiliano Pullaro participó este miércoles de la inauguración de la estación de servicio sobre la Autovía 19, en el ingreso a la localidad de San Agustín por la ruta Provincial 50-s. La iniciativa privada, que generará empleo local, cubrirá la demanda de años de automovilistas, transportistas y servicios de pasajeros que transitan uno de los corredores viales más importantes de la provincia de Santa Fe. 

El mandatario manifestó que su gobierno es “un aliado del sector privado”, porque “el sector público debe acompañar para generar empleo, crecimiento y mejores condiciones económicas”. “Argentina nos da una oportunidad de ser motor productivo, sumando al sector energético y el sector minero, y también de ese modo empezar a saldar el déficit en la balanza comercial y lograr equilibrio fiscal que necesita el país”, agregó. 

Por último, Pullaro pidió tener “mejor infraestructura vial y desarrollo energético”, ya que consideró que “hoy la minería y la energía tienen que ayudar al campo a generar divisas, para mostrar al país que tenemos una nueva oportunidad y que no vamos a perderla con políticas populistas”, convocando a “trabajar para que las divisas que hoy genera nuestro país, vuelvan en infraestructura productiva, desarrollo energético, gas, conectividad, mejor calidad de empleo, universidades, centros tecnológicos y mostrar que estamos dispuestos a abrirle los brazos al mundo y salir a generar el crecimiento económico que nuestro país necesita”.

El CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni, valoró “el espíritu emprendedor, las ganas de hacer, la frescura y el coraje con el cual buscamos construir cosas nuevas, que es lo que nos ayuda a levantarnos todos los días y apostar por la Argentina”, y aseguró que “vamos a seguir apostando porque estamos convencidos que la única forma en la cual el país va a poder salir adelante, es con inversión y empleo”.

Finalmente, el cofundador de Sinercom, Francisco Cussit, valoró las medidas tributarias del Gobierno Provincial que permitieron “deducir ingresos brutos por cada trabajador nuevo que se incorpora al plantel de la empresa, lo cual genera empleo, dinamiza la economía y genera un bienestar en toda la sociedad”.

La nueva estación de servicio tendrá un impacto regional, ya que actualmente en la Autovía 19 hay que recorrer más de 80 kilómetros para encontrar un área de servicios, desde Santo Tomé hasta más allá de San Jorge.

Desde la empresa, destacaron que la inversión realizada es de 3 millones de dólares y genera 18 puestos de trabajo directos, con proyección de alcanzar entre 20 y 25 empleos, en el nuevo punto de servicios sobre la Autovía 19, un eje clave que conecta Santa Fe con Córdoba y forma parte del corredor bioceánico.

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El Hilli Episeyo, primer buque del proyecto de Southern Energy, partió de Camerún rumbo a Singapur, donde será reacondicionado antes de arribar al Golfo San Matías a mediados de 2027 para producir y exportar GNL.

La partida de la unidad flotante de licuefacción representa un nuevo avance en el cronograma del proyecto que convertirá a la costa rionegrina en una plataforma estratégica para la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) producido en la Argentina.

Luego de ocho años de operación frente a las costas de Camerún, el buque de Golar LNG será trasladado al astillero Seatrium, en Singapur. Allí se realizarán tareas de mantenimiento, modernización, extensión de su vida útil y acondicionamiento para su futura operación frente a Río Negro.

El Hilli Episeyo cuenta con una capacidad de producción de 2,45 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a aproximadamente 11,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.

Su llegada al Golfo San Matías está prevista para mediados de 2027, mientras que el comienzo de las operaciones comerciales se proyecta para fines de ese mismo año. La unidad estará vinculada durante 20 años al proyecto impulsado por Southern Energy.

La compañía está integrada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. En una segunda instancia se incorporará el buque MKII, con lo que ambas unidades alcanzarán una capacidad conjunta cercana a los 6 millones de toneladas de GNL por año.

El avance del Hilli Episeyo se integra a las obras e inversiones que se desarrollan para vincular la producción de gas con la futura terminal flotante. El proyecto contempla infraestructura terrestre y submarina, instalaciones de compresión y sistemas de amarre frente a la costa rionegrina.

Esta nueva etapa productiva posiciona al Golfo San Matías como un punto estratégico para la salida de la energía argentina al mundo y fortalece el desarrollo portuario, logístico e industrial de la Región Atlántica.

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En el marco del acuerdo suscripto con el Gobierno del Chubut, la Cooperativa de Servicios Públicos de Rawson, a través del Servicio Eléctrico, continúa ejecutando una de las obras energéticas más importantes para el sistema sanitario de la ciudad de Rawson, con trabajos que permitirán poner en funcionamiento la nueva subestación transformadora del Hospital Santa Teresita.

En esta etapa, las cuadrillas concretaron la instalación de un conjunto de celdas de media tensión, equipamiento que posibilitará realizar las maniobras eléctricas necesarias en la Subestación Pellegrini. La intervención comprende las líneas de media tensión sobre Roberto Jones, la salida que abastece a los barrios Área 12 y Área 13, y el alimentador que suministra energía al hospital.

Para completar la obra, la próxima semana será necesario efectuar un corte programado del Alimentador 2, con una duración estimada de cuatro horas. Durante ese lapso se realizará la conexión definitiva de las nuevas celdas de media tensión, paso indispensable para habilitar la subestación transformadora instalada en el centro asistencial.

La nueva subestación, con una capacidad de 630 kVA, garantizará la potencia eléctrica necesaria para abastecer tanto las instalaciones actuales como la ampliación del Hospital Santa Teresita.

Entre los sectores que contarán con un suministro acorde a la nueva demanda se encuentran Esterilización, Laboratorio, Lavandería, el área del Tomógrafo y el resto de los servicios existentes, además de brindar capacidad para futuras ampliaciones.

La potencia instalada no sólo responde a las necesidades actuales del hospital, sino que también contempla el crecimiento proyectado del establecimiento sanitario.

En forma paralela, continúan las tareas de montaje del tablero general de baja tensión y de los tableros seccionales, trabajos que fueron contratados por la Cooperativa y que forman parte de la etapa final de esta obra estratégica para fortalecer la infraestructura eléctrica del hospital de Rawson.

También se colabora en la puesta en funcionamiento del nuevo sector de Esterilización, donde se ejecutan las instalaciones eléctricas específicas destinadas a alimentar el esterilizador de vapor, el esterilizador de óxido de etileno, tres esterilizadores tipo estufa y la unidad de tratamiento de aire del sector, un sistema fundamental para garantizar el control ambiental y la pureza del aire en las áreas críticas de asepsia.

Asimismo, las cuadrillas avanzan con la instalación de nuevo equipamiento lumínico en el entrepiso técnico y en los sectores exteriores del Hospital Santa Teresita, mejorando las condiciones de trabajo del personal, optimizando la operatividad de las instalaciones y reforzando la seguridad del predio.

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En julio se ejecutaron 2.005 etapas de fractura hidráulica en Vaca Muerta, con YPF dominando más del 53% de la actividad y Halliburton liderando entre las empresas de servicios. La actividad mantiene niveles históricamente altos en 2026.

La formación de Vaca Muerta continuó mostrando un ritmo elevado de actividad durante julio, con un total de 2.005 etapas de fractura hidráulica ejecutadas, según datos procesados hasta el 31 de ese mes. Este volumen confirma que el año 2026 se mantiene entre los de mayor intensidad operativa desde el desarrollo masivo del shale argentino iniciado en 2016.

El acumulado anual de fracturas alcanzó las 16.968 etapas, cifra que si bien es inferior al récord de 2025, sigue siendo notablemente alta en comparación con años anteriores. Pese a que julio representó el mes con menor actividad en 2026, fue el que marcó el nivel más alto de fracturas desde el inicio de la serie histórica.

Según el análisis elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, la estadística abarca registros de 46 operadoras y 11 empresas de servicios, permitiendo observar la evolución desde 2016. En total, desde ese año se han contabilizado más de 140.000 etapas de fractura en las cuencas argentinas, reflejo del enorme crecimiento que ha experimentado Vaca Muerta en la última década y especialmente desde 2021.

En julio, YPF reafirmó su liderazgo con la ejecución de 1.067 etapas de fractura, representando más del 53% de la actividad mensual. Detrás se ubicaron Vista Energy con 358, Pluspetrol con 210, Pan American Energy con 111, Tecpetrol con 105, Pampa Energía con 93 y GeoPark con 61 fracturas.

La concentración de la actividad quedó patente, ya que YPF y Vista Energy concentraron cerca del 71% de las etapas realizadas en el mes, y las siete operadoras principales concentraron prácticamente la totalidad del trabajo.

En cuanto a la prestación de servicios, Halliburton se destacó como la principal empresa, ejecutando el 56% de las fracturas del mes, todas para YPF. SLB lideró con Vista Energy y Pan American Energy, mientras que otras empresas como Tenaris, SPI y Calfrac participaron en menor medida con otras operadoras.

El ranking de empresas de servicios posicionó a Halliburton con 1.115 etapas realizadas en julio, seguida por SLB con 514, SPI con 195, Tenaris con 166 y Calfrac con 15. Esta dinámica confirma la fuerte presencia de Halliburton en YPF y la consolidación de SLB en otros operadores clave.

A pesar de la desaceleración mensual, la actividad de fractura hidráulica sigue siendo muy intensa. El acumulado de 2026 supera ampliamente los registros de años anteriores, aunque está por debajo del récord de 2025. Para ponerlo en perspectiva, en 2024 se habían realizado 17.814 fracturas en el mismo período, mientras que en 2020, afectado por la pandemia, la cifra fue de solo 3.276.

En la serie histórica desde 2016, YPF reafirma su dominio con un acumulado de 56.365 etapas de fractura, casi la mitad del total. Le siguen Vista Energy, Tecpetrol, Pan American Energy y Pluspetrol, reflejando cómo ha evolucionado el mapa operativo de Vaca Muerta en la última década.

Las etapas de fractura son un indicador clave para anticipar la producción futura de shale oil y shale gas, ya que representan la fase previa a la puesta en marcha de nuevos pozos horizontales. El nivel observado en julio confirma que las operadoras mantienen un ritmo elevado, impulsado por la expansión de las exportaciones de petróleo, la mejora en infraestructura y proyectos vinculados al gas natural licuado.

Aunque el récord de 2025 aún se mantiene, el volumen de fracturas registrado en 2026 se posiciona entre los más altos de la historia del shale argentino, lo que sostiene perspectivas optimistas para el crecimiento productivo en los próximos años.

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YPF Luz presentó su octavo Reporte de Sustentabilidad, en el que comparte los principales avances, desafíos y resultados alcanzados durante 2025 en materia ambiental, social, de gobernanza y desempeño del negocio. Durante el año, se consolidó como la principal compañía privada de generación eléctrica de Argentina por capacidad instalada, con un porfolio diversificado, con foco en la excelencia operacional y una gestión orientada a la creación de valor de largo plazo.

En 2025, YPF Luz abasteció el 10% de la energía eléctrica del país, equivalente al consumo de 7,2 millones de hogares y alcanzó una capacidad instalada de 3.5 GW en operación, con 16 activos distribuidos en ocho provincias. Además, registró más de 15.300 GWh de energía generada y continuó ampliando su capacidad para acompañar el crecimiento de la demanda energética argentina.

“En YPF Luz continuamos creciendo con una visión de largo plazo, combinando excelencia operacional, desarrollo de nueva infraestructura energética y una gestión responsable que integra criterios ambientales, sociales y de gobernanza en nuestras decisiones. Este reporte refleja el compromiso de todo nuestro equipo conformado por más de 500 personas que trabajan en equipo para impulsar la generación de energía eléctrica del país, cada vez más eficiente, confiable y sustentable”, afirmó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

Entre los hitos más relevantes del año se destacan la inauguración del Parque Eólico General Levalle (155 MW) en Córdoba; el inicio de construcción del Parque Solar El Quemado (305 MW) en Mendoza, primer proyecto renovable aprobado para ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que recibió durante diciembre la habilitación comercial de sus primeros 100 MW; el avance de la construcción del Parque Eólico CASA (63 MW) en Olavarría; y la adjudicación del proyecto de almacenamiento “Alma GBA”, que incorporará 90 MW de baterías en Central Dock Sud para aportar flexibilidad y confiabilidad al sistema eléctrico del AMBA.

En el marco de suestrategia ASG, la compañía ha avanzado en el cumplimiento de sus ambiciones 2030 que refuerzan su compromiso con la generación de energía eficiente y renovable. Como parte de su excelencia operacional, YPF Luz continuó consolidando relaciones de largo plazo con un total de 100 clientes y reforzó su liderazgo en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), donde alcanzó una participación del 23% durante 2025. Estos resultados se complementaron con niveles positivos de satisfacción de los grupos de interés.

Además, YPF Luz reafirmó su compromiso social con foco en los empleados y las comunidades donde opera mediante el fortalecimiento de su cultura de seguridad y la participación de sus empleados en iniciativas de inversión social. Este enfoque se reflejó en un desempeño del índice de incidentes de seguridad por encima de los objetivos establecidos y en el alcance de las acciones de inversión social que beneficiaron a más de 15.000 personas, con la participación del 61% de sus empleados.

En materia de integridad, se destacan el fortalecimiento del programa de compliance y antisoborno, que permitió mantener la certificación ISO 37001 y la capacitación del 79% de los empleados de la compañía.

En relación con su compromiso ambiental,YPF Luz avanzó en la gestión eficiente de sus emisiones, residuos y agua. En este sentido, se logró una reducción del 17% en la intensidad de emisiones de CO₂e respecto de 2020, una disminución del 19% en la intensidad energética y una valorización del 52% de los residuos generados. Estos avances reflejan su compromiso con una gestión cada vez más eficiente de los recursos y la mejora continua de su desempeño ambiental.

Accedé al reporte: https://ypfluz.com/Sustentabilidad/Reporte/2025 

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En una reunión virtual realizada recientemente, siete países integrantes de la OPEP+ decidieron elevar el límite de producción petrolera para septiembre en 188.000 barriles por día respecto a los niveles de agosto. Los participantes de esta decisión fueron Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán, quienes analizaron las perspectivas actuales del mercado global del petróleo.

La OPEP+ agrupa a los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) junto con sus aliados estratégicos. En un esfuerzo conjunto por mantener la estabilidad del mercado energético, estos siete países optaron por aumentar la producción en relación con los recortes voluntarios implementados desde abril de 2023.

Estos recortes voluntarios, que alcanzaron un total de 1,65 millones de barriles diarios, se anunciaron por primera vez en abril de 2023 y se extendieron hasta finales de 2026. La decisión adoptada este agosto representa el sexto mes consecutivo en que la OPEP+ incrementa su producción petrolera.

De acuerdo con el comunicado oficial, los países involucrados ajustarán su producción con flexibilidad, respondiendo a las condiciones cambiantes del mercado. Además, han programado una nueva reunión para el 6 de septiembre, donde definirán los niveles de producción para octubre.

Este movimiento se produce en un contexto global donde la estabilidad y el equilibrio del suministro energético son cruciales para la economía mundial, mientras los países miembros de la OPEP+ buscan mantener un balance entre la oferta y la demanda.

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La plataforma de movilidad Gou Argentina inició hace pocos días sus operaciones en Posadas con vehículos a combustión y ya superó mil solicitudes de viaje, consolidando su llegada a la capital de Misiones.

En los próximos días, la empresa incorporará una flota de triciclos eléctricos con capacidad para tres pasajeros, que se integrarán al tránsito urbano ofreciendo una alternativa sustentable y económica para los usuarios. Estos triciclos cuentan con asientos enfrentados, una autonomía de 150 kilómetros por carga y requieren una recarga eléctrica convencional de cuatro horas.

El fundador y CEO de Gou Argentina, Gonzalo Tracci, señaló que la compañía ya cuenta con más de 12.000 usuarios y ha realizado más de 20.000 viajes en vehículos eléctricos en otras provincias, lo que respalda la expansión hacia Posadas. Destacó que la transición hacia la movilidad eléctrica debe hacerse en conjunto con los remiseros y taxistas tradicionales: “Entendemos que el cambio de matriz energética se da con los remiseros y con los taxistas, con ellos, no sin ellos”.

Actualmente, en Posadas la plataforma registra alrededor de 500 usuarios activos. Para operar los nuevos triciclos, la empresa convocó a conductores con licencia D1, que habilita el transporte de hasta ocho pasajeros, y organizó una reunión informativa en Silicon Misiones para reclutar interesados.

Tracci enfatizó la importancia de cumplir con la normativa local, diferenciándose de plataformas multinacionales: “Al tener cara visible la empresa, nosotros seguimos todos los pasos de ir a la municipalidad, pedir las habilitaciones, mostrar el papeleo y demás”. Además, destacó la gestión de una póliza especial de seguro en colaboración con Río Uruguay Seguros, que cubre hasta 350 millones de pesos para estos vehículos eléctricos.

Los triciclos están equipados con sistemas de seguridad activa, sensores de retroceso, conectividad bluetooth y en algunos casos climatización, buscando brindar confort y protección a los pasajeros.

En cuanto al modelo económico, Tracci remarcó que estos vehículos son más económicos que los autos que funcionan con combustibles fósiles: “Estos vehículos son mucho más económicos que toda mi competencia, de todas las plataformas digitales que conocemos, porque son eléctricos, no consumen combustible”.

La empresa también propone un esquema de financiamiento directo para los choferes, quienes podrán usar los triciclos y pagarlos progresivamente a través de la aplicación móvil mientras trabajan. “Le damos la llave del triciclo y lo llevan a su casa y van pagando a través de la aplicación móvil mientras trabajan”, explicó el CEO, resaltando que esta estrategia busca replicar experiencias de reconversión laboral exitosas en otras provincias.

El plan inicial contempla una flota piloto de entre ocho y diez unidades concentradas en el centro de Posadas para evaluar la aceptación del servicio. Además, la compañía proyecta extender la propuesta a otras localidades de Misiones, con reuniones previstas en Oberá, Eldorado, Leandro N. Alem, Candelaria y Garupá para coordinar la expansión.

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Las cámaras empresariales CEPH y CASEPE junto a los sindicatos de Petroleros Privados y Personal Jerárquico de Río Negro, Neuquén y La Pampa cerraron el acuerdo de paritarias para el período abril 2026 – marzo 2027, que contempla un aumento salarial del 16% distribuido en cuatro tramos.

Este ajuste comenzará a impactar en los sueldos desde julio de 2026, con un esquema que combina incrementos en los básicos y adicionales convencionales junto con asignaciones de gratificaciones no remunerativas, según explicó Gonzalo Martín Gutiérrez, contador de la firma C. S. B. & ASOC.

Detalle del cronograma de aumento:

• Tramo 1 (julio 2026): aumento directo del 6% sobre sueldos básicos y adicionales tomando como referencia las escalas de abril de 2026.
• Tramo 2 (agosto y septiembre 2026): gratificación no remunerativa del 4%, que se incorporará a los básicos en octubre.
• Tramo 3 (octubre a diciembre 2026): gratificación no remunerativa del 3%, que pasará a básicos en enero de 2027.
• Tramo 4 (enero a marzo 2027): gratificación no remunerativa del 3%, integrada definitivamente a los básicos en abril de 2027.

Estos porcentajes se aplican sobre todos los conceptos remunerativos y no remunerativos habituales, incluyendo sumas por viandas y ayuda alimentaria, pero excluyen bonos por facturación, adicionales de vivienda y asignaciones por uso de vehículos.

En cuanto a los valores operativos para julio de 2026, se establecen las siguientes condiciones:

• Incremento efectivo del 6% sobre básicos y adicionales convencionales.
• Valor de la vianda alimentaria por jornada laboral de 8 horas fijado en $38.000.
• Salario mínimo bruto garantizado para un operario de 8 horas diarias alcanzando $4.130.864.
• Asignación especial por Vaca Muerta mantenida en $402.800.

Además, el acuerdo contempla una contribución sindical extraordinaria única de $225.000 por trabajador, que se abonará en nueve cuotas mensuales consecutivas hasta marzo de 2027.

La documentación correspondiente ya fue presentada ante el Ministerio de Trabajo, Empleo y Seguridad Social de la Nación y está pendiente de homologación oficial para su plena vigencia.

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Este martes 4 de agosto, YPF llevó a cabo un split de sus acciones en el mercado bursátil argentino, dividiendo cada título en diez por uno. Esta maniobra busca reducir el precio unitario de las acciones $YPFD para ampliar la base de inversores potenciales sin modificar el valor total de las tenencias ni la estructura societaria de la empresa.

Un split consiste en fragmentar cada acción en varias partes más pequeñas, manteniendo constante el valor global que representa para cada accionista. En el caso de YPF, cada acción previa al 3 de agosto se transformó en diez, con una reducción proporcional en su precio.

La operación no altera ni el capital social ni los derechos de voto vinculados a las acciones. El capital social permanece en $3.933.127.930, pero ahora está representado por un volumen diez veces mayor de acciones ordinarias, que pasaron de 393,3 millones a 3.933,1 millones. Asimismo, el valor nominal por acción disminuyó de 10 pesos a 1 peso. Los accionistas reciben las nuevas acciones adicionales automáticamente y sin costo.

Este tipo de movimientos no impacta en la rentabilidad ni en los fundamentos de la compañía, sino que es una estrategia técnica para mejorar la accesibilidad y liquidez de las acciones en el mercado. Generalmente, un mayor número de títulos facilita un mayor volumen operado.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, explicó el propósito de la medida en un comunicado: “Queremos que cada vez más argentinos puedan ser parte del crecimiento de YPF. El split de la acción es un paso concreto para acercar el mercado de capitales y hacer más accesible la inversión en la compañía”.

Antes del split, YPF tenía el valor nominal más alto entre las empresas energéticas que cotizan localmente, lo que dificultaba el ingreso de pequeños inversores interesados en adquirir un lote completo. Con la reducción del precio por acción, la petrolera busca atraer a un público minorista más amplio, incrementar el volumen de transacciones y profundizar la liquidez del papel.

En la presentación ante la Comisión Nacional de Valores, YPF vinculó esta decisión a prácticas habituales entre compañías similares a nivel nacional e internacional, donde los splits son comunes para acciones con precios elevados.

El precio de las acciones de YPF alcanzó máximos históricos en mayo, impulsado por una combinación de factores, entre ellos un aumento superior al 90% en el precio del petróleo crudo en 2026 debido a tensiones en Oriente Medio, con el Brent cotizando por encima de los 110 dólares por barril. Además, el interés inversor en activos argentinos vinculados a Vaca Muerta se reavivó, y la capitalización bursátil de YPF superó los 20.000 millones de dólares. El ADR de la empresa acumuló una suba superior al 30% en el año.

Entre los inversores destacados, Stanley Druckenmiller aumentó significativamente su participación en YPF durante el primer trimestre de 2026, convirtiendo a la petrolera en uno de los focos principales de su cartera global, con una compra de más de tres millones de acciones por alrededor de 150 millones de dólares.

En el primer trimestre de 2026, YPF reportó las mayores ganancias trimestrales de su historia, con un beneficio de 1.594 millones de dólares y un margen del 32% sobre ingresos. Este resultado reflejó el crecimiento en la producción de shale y una reducción significativa de los costos operativos.

Dentro del mercado local, YPF es uno de los papeles con mayor volumen de operaciones en el índice S&P Merval. La baja en el precio por acción favorece la rotación de títulos al permitir operar con lotes más pequeños, facilitando el ajuste de carteras sin necesidad de inmovilizar grandes sumas en una sola posición.

Para los accionistas actuales, el split no requiere ninguna gestión, ya que las nuevas acciones se acreditan automáticamente y sin costo adicional. Las variaciones observadas durante el período de transición se deben únicamente a la metodología de valuación en las cuentas comitentes y no alteran el patrimonio real de los inversores.

Quienes estén considerando comprar acciones por primera vez encontrarán un precio de entrada más accesible por unidad, lo que facilita operar con montos ajustados a sus perfiles financieros. Sin embargo, este cambio no modifica los fundamentos de la empresa ni el análisis de riesgo que debe realizar cada ahorrista antes de invertir.

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El conflicto desatado por la decisión de los prácticos y baqueanos de no aceptar nuevas operaciones ya empieza a generar un impacto significativo en el movimiento portuario nacional, afectando especialmente las maniobras vinculadas a Vaca Muerta. Más de 140 buques permanecen paralizados debido a esta medida, que responde a cambios regulatorios impulsados por el Gobierno.

La Prefectura Naval Argentina inició intimaciones en los domicilios de los profesionales para que retomen sus tareas, sin embargo, los prácticos insisten en que, como trabajadores independientes, pueden concluir las maniobras en curso pero rechazan asumir nuevos trabajos. Este rechazo llevó a la cancelación de la maniobra del buque semisumergible White Marlin, que debía transportar embarcaciones destinadas a operar en el oleoducto de Vaca Muerta.

Fuentes del sector petrolero confirmaron además que existen 12 operaciones comprometidas en el downstream, lo que evidencia la extensión del conflicto hacia actividades estratégicas para la energía en el país.

Desde el Centro de Capitanes de Ultramar explicaron que, aunque “los prácticos son profesionales independientes” y “no pueden interrumpir un trabajo iniciado, ese supuesto está penado por la ley”, tampoco tienen obligación de aceptar nuevos trabajos. En este marco, la Prefectura emitió un edicto notificando e intimando a 536 profesionales habilitados para el practicaje y pilotaje a ponerse a disposición inmediata, advirtiendo que la interrupción del servicio podría ser sancionada penalmente.

La normativa vigente, impulsada por Federico Sturzenegger, establece que el practicaje es un servicio público esencial para la seguridad de la navegación y la protección ambiental, e indica que los prácticos deben prestar servicio “en todo momento”, considerándose falta grave negarse a realizar operaciones salvo excepciones. No obstante, los profesionales sostienen que esta regulación no los transforma en empleados bajo órdenes directas ni les obliga a aceptar nuevos contratos.

Ante el agravamiento del conflicto, la Dirección de Policía de Seguridad de la Navegación (Polinave) consultó a los capitanes de ultramar sobre la posibilidad de reemplazar temporalmente a los prácticos. Jorge Tiravassi, presidente del Centro de Capitanes, confirmó que la respuesta fue negativa, argumentando que asumir esas funciones sin la habilitación y experiencia específica pondría en riesgo la seguridad propia y de las tripulaciones.

El práctico es un especialista con profundo conocimiento de las zonas de navegación, incluyendo ríos, puertos, pasos y canales, por lo que su reemplazo no puede realizarse de forma improvisada. Aunque el decreto habilita a Prefectura a designar reemplazos entre distintos profesionales, la falta de personal preparado impide una sustitución inmediata.

El paro afecta a profesionales que operan en áreas clave como el Río de la Plata, Paraná, Uruguay, Bahía Blanca y los principales puertos marítimos del país. Cada nueva operación rechazada incrementa la cantidad de embarcaciones afectadas, perjudicando tanto a buques que esperan ingresar como a los que necesitan zarpar o trasladarse por canales regulados.

Con la paralización del White Marlin, el conflicto trascendió el ámbito portuario tradicional y comenzó a impactar proyectos energéticos estratégicos vinculados a Vaca Muerta, lo que pone en tensión la cadena logística y productiva de una de las zonas más importantes para el desarrollo energético argentino.

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La Empresa Provincial de Energía de Chubut (EPECh) realizó una solicitud formal para incorporarse al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en calidad de comercializadora, lo que le permitiría comprar y vender energía eléctrica, celebrar contratos con generadores y grandes usuarios, y gestionar operaciones comerciales en el sector.

Este pedido fue presentado ante la Secretaría de Energía de la Nación y actualmente se encuentra en etapa de evaluación para determinar si surgen objeciones. La tramitación se realiza bajo el Anexo 31 de la Resolución 137/92, mediante cuatro expedientes iniciados durante el presente año.

La figura del comercializador en el MEM es fundamental, ya que actúa como intermediario en acuerdos de suministro sin necesidad de contar con centrales de generación o redes de transporte propias. De esta manera, la EPECh podrá desempeñarse en el mercado eléctrico nacional con mayor autonomía y flexibilidad.

Esta iniciativa se produce semanas después de la creación oficial de EPECh, una empresa estatal con un capital inicial de mil millones de pesos. Su objeto social abarca distintas áreas, incluyendo generación, transporte, distribución y comercialización de energía, además de proyectos en petróleo, gas, hidrógeno, combustibles sintéticos, energías renovables e infraestructura.

La autorización para operar en el MEM representa uno de los primeros pasos concretos de EPECh para consolidarse en el mercado energético nacional. La habilitación le permitirá contar con una herramienta clave para desarrollar negocios energéticos, comercializar tanto su propia producción como la de terceros y participar en contratos de abastecimiento.

Esta estrategia está alineada con el objetivo del Gobierno provincial de posicionar a EPECh como un actor relevante en diversos segmentos de la cadena de valor de la energía, fortaleciendo así su presencia y capacidad operativa en el sector.

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Cuba sufrió este domingo un nuevo apagón de alcance nacional luego de que el Sistema Eléctrico Nacional registrara una desconexión total a las 22:43, hora local. La interrupción dejó sin suministro a La Habana y a las demás provincias de la isla, en un contexto marcado por una prolongada crisis energética.

La estatal Unión Eléctrica de Cuba (UNE) confirmó el colapso de la red, mientras el Ministerio de Energía y Minas informó que se pusieron en marcha los procedimientos destinados a restablecer el servicio de manera gradual.

El corte se produjo apenas un día después de una falla que había afectado a varias provincias del oeste del país, entre ellas Pinar del Río, Artemisa, Mayabeque, La Habana y Matanzas. En esa oportunidad, las autoridades habían atribuido la interrupción a la salida simultánea de dos líneas de transmisión de 220 kilovoltios.

Según un recuento de la agencia AFP, con el episodio de este domingo ya son seis los apagones generalizados registrados en Cuba desde el comienzo de 2026. Desde finales de 2024, en tanto, se contabilizan 11 colapsos de gran magnitud.

Por el momento, las autoridades no precisaron cuál fue la causa inmediata de la desconexión ni cuánto tiempo será necesario para normalizar completamente el suministro eléctrico.

Problemas en el suministro de energía: Cuba apunta contra las restricciones impuestas por Estados Unidos

El apagón volvió a exponer las dificultades que atraviesa el sistema energético cubano. Las principales centrales termoeléctricas de la isla tienen varias décadas de funcionamiento y enfrentan problemas de mantenimiento, averías y falta de recursos para sostener una generación estable.

La situación se agrava por la escasez de combustible. Antes de la interrupción, la UNE había calculado una disponibilidad de apenas 1035 megavatios durante el horario de mayor consumo, frente a una demanda estimada en 3200 megavatios. La diferencia representaba un déficit de 2165 megavatios.

El Gobierno de Miguel Díaz-Canel sostiene que las restricciones impuestas por Estados Unidos dificultan el acceso de Cuba al combustible y profundizan las dificultades para sostener el funcionamiento de la red. Washington, por su parte, atribuye la crisis a problemas estructurales de la economía cubana, la gestión estatal y la falta de inversiones.

La crisis económica que atraviesa la isla también está vinculada al bloqueo económico, comercial y financiero impuesto por Estados Unidos desde la década de 1960. Sus restricciones limitan el acceso de Cuba a mercados, financiamiento y determinados bienes y tecnologías, lo que, según el Gobierno cubano y organismos que han cuestionado la política estadounidense, obstaculiza el desarrollo económico, contribuye a la escasez y encarece distintos productos y servicios de la vida cotidiana.

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En el marco del histórico operativo logístico de descarga y transporte de más de 6200 toneladas de equipamiento para la construcción de la nueva usina de Ushuaia, el gobernador de Tierra del Fuego AIAS, Gustavo Melella, visitó el predio donde estará emplazada la planta. Estuvo acompañado de la Ministra de Energía, Gabriela Castillo, del Administrador de la Aduana de Ushuaia, Luis María Novoa y de representantes de la empresa china a cargo de la obra.

El gobernador destacó la dimensión de los trabajos de los últimos días y aseguró que “este es un momento muy importante para la provincia de Tierra del Fuego, especialmente para la ciudad de Ushuaia, porque es la solución definitiva para los próximos 35 años en la generación de energía”.

“Es una inversión real, concreta, que algunos quizás no creían, pero que es una realidad, con un gran movimiento logístico, un gran trabajo de muchos sectores de la ciudad y de la provincia”, agregó.

Asimismo, el mandatario recalcó que “no puede haber desarrollo, no puede haber más generación de empleo, no puede haber inversiones si no teníamos asegurada la energía en la ciudad de Ushuaia, y esta obra realmente solucionará esa necesidad por las próximas décadas”.

En los primeros 4 días del operativo se realizaron 192 viajes y se descargaron 206 bultos de un total de 1.813, con un peso acumulado de 2.351,3 toneladas. Están afectados a la tarea 15 camiones y 5 carretones además de maquinaria vial y equipos de la DPE que participan junto a tránsito del Municipio para asegurar el traslado seguro de la carga.

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El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, encabezó el pasado viernes en San Rafael, el acto de toma de posesión de los bienes que integran el Complejo Hidroeléctrico Los Nihuiles, tras la finalización del período de transición establecido luego del vencimiento de la concesión anterior.

La formalización de la recepción constituye un paso necesario para avanzar en una nueva etapa del sistema hidroeléctrico y en el proceso licitatorio nacional e internacional que permitirá seleccionar al futuro operador privado del complejo.

Durante la actividad, el mandatario estuvo acompañado por la vicegobernadora, Hebe Casado; la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre; el gerente general de la Empresa Mendocina de Energía (Emesa) y presidente de Hidroelectricidad Mendocina SA (HEMSA), Mauricio Pinti Clop. También participaron el intendente de Guaymallén, Marcos Calvente; el presidente de la Cámara de Diputados, Andrés Lombardi; el apoderado de Hinisa, Gerardo Paz, y legisladores y concejales del Sur provinicial.

Mediante el acta suscripta entre la Provincia e Hidroeléctrica Los Nihuiles SA (Hinisa), quedó formalizada la finalización del período de transición y la restitución de los bienes afectados a la concesión. La recepción comprende las centrales Nihuil I, II y III; las estaciones transformadoras y de interconexión; las presas El Nihuil, Aisol, Tierras Blancas y Valle Grande, además del resto de las instalaciones, equipos y activos alcanzados por el contrato. El inventario completo de los bienes quedó incorporado como anexo del acta junto con la documentación correspondiente al estado de las instalaciones.

Durante el acto, Cornejo remarcó que el cierre de la concesión iniciada en la década de 1990 representa un paso clave para recuperar un activo estratégico de la provincia. En ese sentido, aseguró que “hemos podido recuperar la propiedad de estas centrales para la provincia de Mendoza” y explicó que mientras se desarrolla el proceso licitatorio, la operación continuará a cargo HEMSA (Hidroeléctrica Mendocina SA) con el mismo personal técnico y operativo para garantizar la continuidad del servicio.

El gobernador sostuvo que el nuevo esquema permitirá incorporar inversiones privadas para modernizar integralmente el complejo, al tiempo que generará nuevos recursos para la Provincia. “Vamos a recibir recursos nuevos en esa licitación y, además, los futuros concesionarios deberán realizar importantes inversiones para modernizar las instalaciones y garantizar la generación de energía”, afirmó.

Asimismo, recordó que dos (la II y la III) de las cuatro centrales fueron afectadas por el aluvión de enero de 2025 y señaló que el futuro concesionario deberá avanzar en la renovación tecnológica de todo el sistema. “Se van a renovar la I y la IV, se va a renovar la tecnología y se va a hacer mucho más eficiente la generación de energía”, indicó, y agregó que esas inversiones estarán a cargo de la empresa adjudicataria, mientras que la Provincia conservará los beneficios derivados del nuevo esquema concesionado.

Sobre la licitación, Cornejo explicó que “la nueva concesión tendrá una vigencia de 30 años” y estimó que la primera etapa del proceso podría completarse en los próximos meses, para luego avanzar con la evaluación de las ofertas y la adjudicación. Además, destacó que “el objetivo es generar la mayor competencia posible entre oferentes para asegurar inversiones que permitan renovar completamente las cuatro centrales durante la vigencia del contrato y fortalecer la producción de energía hidroeléctrica de Mendoza”.

En relación con las obras complementarias, el mandatario señaló que la Provincia decidió adelantar parte de la infraestructura necesaria sin esperar la adjudicación de la concesión. En ese marco, anunció que “en los próximos 15 días se licitará la reconstrucción del badén del Cañón del Atuel, con una inversión estimada en 1.000 millones de pesos, para restablecer la conectividad de la zona y mejorar el acceso al complejo”.

Un traspaso ordenado para garantizar la continuidad del sistema

El contrato de concesión para la generación de energía eléctrica mediante el aprovechamiento del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles había sido otorgado por 30 años y venció el 1 de junio de 2024.

A partir de entonces, el Gobierno de Mendoza dispuso un período de transición durante el cual Hinisa continuó operando el sistema para preservar la seguridad de las personas, los bienes y la continuidad del servicio. Tras los daños ocasionados por el aluvión de enero de 2025, la Provincia declaró la emergencia del complejo y extendió ese período hasta el 31 de julio de 2026.

Con la firma del acta comenzó además una etapa de colaboración de 90 días entre las partes para coordinar el intercambio de información y los aspectos vinculados al traspaso de la operación y el mantenimiento del sistema. En paralelo, HEMSA recibió formalmente los bienes en el estado en que se encuentran actualmente, incluidos aquellos afectados por el siniestro, mientras continúan las gestiones con las compañías aseguradoras para el cierre de la cobertura.

Hacia una nueva concesión con inversión privada

La toma de posesión de los bienes forma parte del proceso impulsado por el Gobierno de Mendoza para definir un nuevo esquema de concesión, operación, mantenimiento e inversiones para el Complejo Hidroeléctrico Los Nihuiles.

La Provincia y el Estado nacional llevan adelante una licitación pública nacional e internacional para seleccionar al futuro operador del sistema, de acuerdo con las competencias de cada jurisdicción. Mientras Mendoza administra los activos del complejo y el derecho de uso del agua, la Nación tiene a su cargo la concesión para la generación y comercialización de la energía. La adjudicación se concretará únicamente cuando ambas jurisdicciones coincidan en la selección del mismo oferente.

En ese contexto, la ministra de Energía y Ambiente explicó que la Provincia ya inició formalmente la etapa operativa transitoria mediante Hidroelectricidad Mendocina SA (HEMSA), creada para administrar el complejo hasta la adjudicación definitiva. Además, detalló que “Mendoza elaboró los pliegos técnicos vinculados con la seguridad de las presas, el plan de inversiones y la recuperación de las instalaciones afectadas por el aluvión, mientras que el Gobierno nacional licitará la concesión correspondiente a la generación de energía”.

Posteriormente, la funcionaria señaló que “los dos procesos deben avanzar en conjunto, porque no sirve que un adjudicatario tenga los bienes y otro tenga el derecho de inyectar energía al sistema; tiene que ser el mismo”.

Latorre explicó que el proyecto ya despertó interés de empresas nacionales e internacionales y comentó que ese escenario responde tanto a la recuperación del mercado energético como a la mejora de la remuneración de la energía generada. “Hoy el mercado remunera alrededor de 65 dólares por esa energía, cuando hasta hace poco estaba entre 15 y 17 dólares”, precisó.

Asimismo, destacó que durante el último año la Provincia avanzó, junto con Emesa, en la elaboración de los pliegos, el inventario de bienes y el saneamiento de los pasivos ocasionados por el aluvión, etapa en la que distintas empresas realizaron visitas técnicas para conocer el estado de las instalaciones.

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El Gobierno de Río Negro abrió la inscripción a dos cursos digitales gratuitos, junto a Fundación YPF, para mayores de 18 años de Sierra Grande, Valcheta y San Antonio Oeste, con foco en las habilidades del futuro laboral.

Las propuestas son Data Analytics + IA y Project Management + IA. Ambas son de nivel inicial y se dictarán a través del programa Energía Digital de Fundación YPF a partir del 18 de agosto.

Las capacitaciones brindarán herramientas vinculadas con el análisis de datos, la Inteligencia Artificial y la gestión de proyectos, competencias que adquieren un papel cada vez más relevante en el mundo del trabajo.

La iniciativa forma parte del rumbo de desarrollo productivo y energético que impulsa la Provincia, con el objetivo de que el crecimiento de Río Negro se traduzca en más conocimientos, oportunidades y preparación para sus habitantes.

En esta etapa, la convocatoria está destinada a personas mayores de 18 años con residencia en Sierra Grande, Valcheta y San Antonio Oeste, tres localidades estratégicas de la región Atlántica.

Una agenda conjunta de formación y desarrollo

La propuesta profundiza el trabajo articulado entre el Gobierno de Río Negro y Fundación YPF, que sostienen una agenda común orientada a la capacitación, el empleo y el desarrollo territorial.

Con estas herramientas, la Provincia busca acompañar a las comunidades y preparar a las y los rionegrinos para que puedan ser protagonistas de las transformaciones productivas y tecnológicas que ya están en marcha.

Cómo inscribirse

Las personas interesadas pueden completar la inscripción a través de los siguientes enlaces:

Data Analytics + IA: https://lab.fundacionypf.org/formacion-digital/energia-digital/data-analytics–ia

Project Management + IA: https://lab.fundacionypf.org/formacion-digital/energia-digital/project-management–ia

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El Departamento Provincial de Aguas (DPA) realizó una inspección técnica en Sierra Grande, en el marco del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), para verificar el desarrollo de las obras en Punta Colorada y supervisar el cumplimiento de las condiciones establecidas para la protección de los recursos hídricos.

La recorrida estuvo a cargo de un equipo interdisciplinario de Recursos Hídricos del DPA, junto a personal de VMOS, y tuvo como objetivo evaluar distintos aspectos de la obra en los que el organismo tiene competencia. Entre ellos, se verificaron los usos de agua para pruebas hidráulicas, la gestión y control de efluentes, las tareas de construcción en el sector costero y marítimo, y el avance de las gestiones técnicas vinculadas al cumplimiento de la normativa vigente.

Durante la inspección se recorrieron diferentes sectores de las instalaciones de Punta Colorada. En la zona costera se verificó la toma de agua de mar utilizada para las pruebas hidráulicas de dos tanques de almacenamiento de crudo, así como el sistema implementado para la gestión y disposición de los efluentes generados durante esas tareas.

Además, se inspeccionó el avance de la perforación horizontal dirigida, una obra destinada a instalar el tramo de ducto que conectará la infraestructura terrestre con los ductos submarinos.

La recorrida también incluyó las tomas de agua dulce autorizadas por el DPA, donde se controla el volumen de agua utilizado de acuerdo con los permisos otorgados por el organismo.

Control técnico y cumplimiento de la normativa

En forma conjunta con representantes de la empresa, el equipo del DPA revisó el estado de las gestiones técnicas y administrativas necesarias para el desarrollo de los distintos frentes de obra.

Estas inspecciones forman parte de las acciones permanentes que lleva adelante el Departamento Provincial de Aguas para supervisar el uso responsable del recurso hídrico, controlar la gestión ambiental de las obras y garantizar que las actividades se ejecuten conforme a la legislación vigente, resguardando los recursos hídricos superficiales y subterráneos de Río Negro.

Cabe destacar que el aprovechamiento de los recursos energéticos representa una oportunidad para impulsar el desarrollo de Río Negro, generando inversiones, empleo y nuevas oportunidades para las comunidades. Por eso, el control técnico y ambiental de las obras es una herramienta clave para asegurar que ese proceso se desarrolle de manera responsable.

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El Gobierno de Río Negro lanzó la semana pasada el Concurso Público Nacional e Internacional para otorgar la concesión integrada de las áreas Puesto Flores–Estancia Vieja y Puesto Prado, con el objetivo de reactivar su producción.

La convocatoria establece una inversión mínima de USD 11.990.200 durante los primeros cinco años y busca impulsar la actividad hidrocarburífera convencional, reactivar áreas maduras y aprovechar mejor los recursos energéticos.

Mediante el Decreto 701/2026, el Gobierno Provincial declaró de interés público la iniciativa presentada por la Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial S.A. (EDHIPSA), aprobó el Pliego de Bases y Condiciones y autorizó el llamado al concurso nacional e internacional.

El procedimiento contempla el otorgamiento de una única concesión de explotación para las áreas Puesto Flores–Estancia Vieja y Puesto Prado. La integración permitirá unificar la planificación, optimizar los recursos técnicos y económicos y avanzar en la recuperación gradual de la producción.

La decisión se enmarca en un rumbo energético que busca sostener la actividad en los yacimientos convencionales, incorporar nuevas inversiones, preservar las fuentes de trabajo y asegurar la continuidad operativa con criterios de seguridad y cuidado ambiental.

Inversión para reactivar pozos

El programa mínimo de trabajos estará concentrado durante los primeros cinco años de la concesión e incluirá la reactivación de pozos inactivos o de baja productividad mediante tareas de pulling y workover, además de nuevos punzados, repunzados y fracturas hidráulicas.

Estas intervenciones permitirán mejorar la recuperación de hidrocarburos, optimizar los proyectos existentes y maximizar el aprovechamiento de las reservas remanentes. El monto de inversión establecido podrá ser mejorado por las empresas interesadas durante el proceso competitivo.

La concesión integrada constituye una herramienta para dar previsibilidad a la operación de las áreas y generar las condiciones necesarias para recomponer sus niveles productivos. Río Negro avanza así con planificación y decisiones concretas para fortalecer una actividad estratégica para el desarrollo provincial.

La apertura de ofertas está prevista para el 4 de septiembre, a las 12, en la sede del organismo provincial en Cipolletti.

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“Estamos pensando en llevar gas al mundo, pero primero es importante llevar el gas a rionegrinos y neuquinos en cada uno de los rincones de nuestras provincias”, afirmó al gobernador Rolando Figueroa este viernes, al participar por videollamada de un acto realizado por su par Alberto Weretilneck en la ciudad rionegrina de Bariloche y al que también se sumó el mandatario de Chubut, Ignacio Torres.

Durante el anuncio de la obra de gas para 980 vecinos de esa localidad rionegrina, los mandatarios se refirieron al trabajo conjunto que realizaron para poder recuperar la capacidad del Gasoducto Cordillerano y ampliar el acceso al gas natural en la región cordillerana de las tres provincias.

El gobernador neuquino sostuvo que la decisión de fortalecer la infraestructura energética responde a una visión compartida entre las provincias patagónicas, que busca consolidar el desarrollo de la región sin perder de vista las necesidades de las comunidades locales.

Por su parte el gobernador de Río Negro remarcó que la ampliación del servicio fue posible gracias al trabajo conjunto entre las tres jurisdicciones junto con Camuzzi. Recordó que el financiamiento otorgado por el Banco Provincia del Neuquén y el Banco del Chubut permitió ejecutar las obras de repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico, luego de que el proyecto quedara paralizado.

“Si no hubiese sido por las tres provincias, que asumimos una obra que el Estado nacional dejó paralizada, hubiese sido imposible estar viviendo este momento”, afirmó el mandatario rionegrino, al señalar que las obras benefician tanto a Bariloche como a localidades neuquinas como Villa La Angostura, Junín de los Andes y San Martín de los Andes.

Por su parte, el gobernador de Chubut agradeció a todos los que hicieron posible la concreción de esta obra. Coincidió con Figueroa al decir que “estas son las obras que dignifican, que hacen la diferencia y el hecho político de habernos reunido tres provincias para poder financiar una obra más que importante, porque además de las plantas compresoras que se estaban oxidando en Rosario, también se conectó el gasoducto San Martín con el gasoducto Cordillerano y le pudimos dar factibilidad a más de 12.000 familias”.

Figueroa también destacó que la cooperación entre las provincias permitió avanzar en soluciones concretas para los vecinos y aseguró que el próximo desafío será continuar ampliando la infraestructura energética para garantizar un abastecimiento seguro y suficiente en toda la región cordillerana. “Estoy muy agradecido por este trabajo en conjunto que llevamos a cabo, defendiendo lo nuestro, eso es muy importante”, opinó.

“Defendemos nuestra gente, nuestra tierra y estoy convencido que de la mano de la obra desde Alicurá hasta Villa La Angostura vamos a lograr trabajar juntos para que llegue la energía como corresponde a los barilochenses también. Creo que es el gran trabajo que se nos viene ahora para poder lograr entre todos que la energía fluya para nuestra gente”, consideró al marcar el rumbo del próximo proyecto.

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Las autoridades iraníes rechazaron este domingo las afirmaciones del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, sobre un supuesto pedido de Teherán para evitar nuevos ataques y negaron que exista un acuerdo para modificar las condiciones de circulación por el estrecho de Ormuz.

La agencia semioficial iraní Mehr calificó de “nueva mentira” la versión difundida por Trump, quien había anunciado la suspensión de ataques al sostener que se habían establecido los parámetros de un acuerdo. Según el medio, fuentes militares aseguraron que las Fuerzas Armadas iraníes se encuentran en máxima alerta y preparadas para responder ante cualquier escenario.

Otros medios iraníes también cuestionaron al mandatario estadounidense. El diario Kayhan sostuvo que Trump volvió a retroceder después de varios días de amenazas contra Irán, mientras que Mehr señaló que el presidente presentó su decisión de no atacar como una concesión.

La controversia también se trasladó al estrecho de Ormuz. Un informe difundido por el canal israelí Channel 12 indicó que Trump habría cancelado los ataques luego de que el canciller iraní, Abbas Araghchi, aceptara una propuesta para garantizar la apertura de la estratégica vía marítima.

De acuerdo con ese reporte, basado en fuentes diplomáticas, el supuesto entendimiento habría sido impulsado por Qatar y Estados Unidos y contemplaría que los barcos ingresaran al Golfo Pérsico por el sector iraní del estrecho y salieran por aguas de Omán. El gobierno omaní habría aceptado la propuesta a cambio de garantías sobre su cumplimiento por parte de la Guardia Revolucionaria iraní.

Sin embargo, la agencia Fars desmintió esa información. El medio citó a un integrante del equipo negociador de Irán, quien aseguró que el reporte israelí era falso y advirtió que el estrecho continuará cerrado mientras Estados Unidos mantenga lo que Teherán considera acciones hostiles.

El funcionario sostuvo además que los barcos que pretendan atravesar la zona deberán coordinar su paso con la Guardia Revolucionaria, una fuerza de línea dura que representa uno de los principales obstáculos para cualquier eventual acuerdo y cuya posición no siempre coincide con la de los sectores diplomáticos que participan de las negociaciones con Washington.

El estrecho de Ormuz permanece en el centro de la tensión regional por su importancia estratégica para el comercio energético mundial. Desde el inicio de la guerra, Irán mantiene restringido el tránsito marítimo y exige autorización y el pago de tasas a los buques que buscan atravesar esta ruta.

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La Secretaría de Energía aprobó un incremento de hasta 4% en el precio de los biocombustibles destinados para la mezcla obligatoria por ley con las naftas y el gasoil, a través de las Resoluciones 188 y 189/2026 publicadas este lunes en el Boletín Oficial.

La medida se da tras la actualización parcial en el valor de los impuestos a los combustibles, por lo que este factor sumará mayor presión en los costos del sector, pudiendo trasladarse a los surtidores en las próximas semanas.

De esta manera, el precio mínimo de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil subió un 4%, quedando en $2.001.063 por tonelada, para las operaciones a llevarse a cabo durante agosto y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

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

Por otro lado, el precio mínimo de adquisición por litro del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar trepó 1,74% y se fijó en $1.061,878. Mientras que para el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, Energía dispuso una suba del 1,75%, ubicando el nuevo valor en $973,244.

El documento oficial precisó que el plazo de pago del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar y maíz no podrá exceder, en ningún caso, los 30 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.

Asimismo, aclaró que los nuevos precios fijados “son los valores mínimos a los cuales deberán ser llevadas a cabo las operaciones de comercialización en el mercado interno”.

En los considerandos, se recordó que la secretaría energética está facultada para modificar los precios “tanto en los casos en que se detecten desfasajes entre los valores resultantes de su implementación y los costos reales de elaboración de los productos, o bien cuando dichos precios puedan generar distorsiones en los precios del combustible fósil en el pico del surtidor, esto último lo cual resulta necesario atender en el contexto actual, fijando excepcionalmente precios que se ajusten a dicha necesidad”.

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En Chubut se lanzó una campaña destinada a abrir el debate sobre los pasivos ambientales que afectan a la provincia, con especial énfasis en Comodoro Rivadavia. La iniciativa busca informar de manera clara y accesible, generar conciencia y fomentar la participación ciudadana ante esta problemática ambiental, sanitaria y económica.

Como parte de la campaña, se instalaron afiches en diversos espacios públicos de Comodoro Rivadavia que contienen datos, preguntas frecuentes y referencias sobre las consecuencias de los pasivos ambientales. Además, durante la inauguración de la Feria Internacional del Libro local, se distribuyeron materiales informativos para incentivar a la comunidad a profundizar en el tema.

El eje central de esta propuesta es el sitio web pasivosambientales.info, que reúne información actualizada, explicaciones y contenido periodístico para comprender qué son estos pasivos, cómo se originan y por qué representan un desafío para la provincia. La plataforma también analiza el abandono de áreas petroleras tras la salida de YPF de la región, cuestiona el acuerdo firmado entre la gobernación y la empresa estatal, y denuncia la ausencia de planes efectivos de remediación ambiental.

Esta iniciativa busca poner en agenda una discusión de largo plazo y facilitar el acceso a información pública sobre un tema que habitualmente queda fuera del debate cotidiano, pese a su impacto directo en el territorio. La plataforma ofrece artículos sobre antecedentes históricos, el estado de pozos abandonados y las acciones en marcha para establecer responsabilidades y avanzar en la reparación ambiental.

Los contenidos de la campaña también se difunden a través de sus perfiles en redes sociales (@pasivosambientalesinfo), donde se comparten materiales audiovisuales y novedades vinculadas a los pasivos ambientales en Chubut, reforzando así la visibilidad y el compromiso ciudadano.

En paralelo, la Municipalidad de Comodoro Rivadavia emitió una carta abierta en la que anuncia que impulsará una demanda judicial contra YPF para que la Justicia verifique si la petrolera cumplió con la recomposición de los pasivos ambientales dentro del ejido urbano. El Municipio también remitirá los antecedentes a la Comisión Nacional de Valores (CNV), considerando que se trata de un asunto relevante para una empresa que cotiza en mercados de capitales y que tiene compromisos públicos en materia de sostenibilidad.

El documento municipal destaca que “durante más de un siglo, el nombre de YPF y el de Comodoro Rivadavia fueron prácticamente inseparables” y que la ciudad fue la cuna de la industria petrolera argentina. Sin embargo, señala que esta historia también dejó “una deuda pendiente con la comunidad”, en forma de pozos abandonados, instalaciones industriales obsoletas, ductos, suelos afectados y numerosos pasivos ambientales que aún no han sido resueltos.

En la carta se afirma que esta situación no es solo una afirmación retórica, sino que está respaldada por años de documentación, expedientes administrativos, auditorías ambientales, inspecciones oficiales y planes de remediación. El Municipio concluye con un mensaje claro dirigido a YPF y a la comunidad: “Comodoro Rivadavia no desconoce todo lo que YPF significó para su historia. Pero precisamente porque esa historia fue extraordinaria, la ciudad espera una respuesta igualmente extraordinaria.”

El texto finaliza con una reflexión que sintetiza la posición municipal: “Existe un principio que no admite negociación. El ambiente no pertenece a una generación. Pertenece también a quienes todavía no han nacido. Y ninguna sociedad puede construir un futuro sostenible mientras permanezcan sin resolver las consecuencias ambientales de su propio pasado.”

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El presidente Javier Milei participó de la presentación del proyecto de Pampa Energía, aprobado por el Comité Evaluador del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), para la construcción de una nueva planta de producción de urea, junto al presidente de la compañía, Marcelo Mindlin, y funcionarios nacionales, en el Salón de la Ciencia Argentina de la Casa Rosada.

La inversión prevista asciende a 2.700 millones de dólares. Durante la etapa de construcción, el proyecto generará más de 3.500 puestos de trabajo entre directos e indirectos. Una vez en operación, la planta empleará alrededor de 300 personas y producirá 2,1 millones de toneladas anuales de urea.

También participaron de la reunión la secretaria general de la Presidencia, Karina Milei; el jefe de Gabinete de Ministros, Diego Santilli; el ministro de Economía, Luis Caputo; el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González; la secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti; el CEO de Pampa Energía, Gustavo Mariani; y el director ejecutivo de Pampa Energía, Nicolás Mindlin.

La inversión

Pampa Energía construirá una planta de producción de urea granulada en el Polo Industrial de Bahía Blanca, que hacia fines de 2029 producirá 2,1 millones de toneladas anuales de urea. Será el comienzo de un nuevo negocio para Pampa Energía y abrirá una nueva fuente de generación de divisas para el país, con un aporte estimado de alrededor de 1.000 millones de dólares anuales entre sustitución de importaciones y exportaciones. La producción tendrá como principal mercado de exportación a Brasil, que importa entre 7 y 8 millones de toneladas de urea por año. El proyecto ya fue presentado para su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, afirmó que “Es la decisión de inversión más importante en la historia de Pampa y la más grande que emprendemos en años. La Argentina depende de fertilizantes que llegan desde miles de kilómetros de distancia, desde regiones con alta inestabilidad geopolítica. Con esta planta, el país tendrá su propio abastecimiento de urea, más previsible y competitivo, y podrá exportar a la región y al mundo. Permitirá generar divisas, conquistar nuevos mercados y conectar el gas de Vaca Muerta con uno de los sectores más importantes de la economía argentina, como es el campo”.

Con un plazo de ejecución estimado de tres años y medio, el proyecto impulsará una importante generación de empleo y desarrollo para Bahía Blanca y su región. Durante la etapa de construcción demandará más de 3.500 puestos directos en su pico de obra, además de miles de empleos indirectos asociados a la cadena de valor. Una vez en operación, la planta generará alrededor de 300 empleos permanentes. Pampa priorizará la contratación de mano de obra local y de proveedores de Bahía Blanca y la región. Asimismo, ofrecerá oportunidades de incorporación a colaboradores de la compañía de otras áreas que deseen sumarse a este nuevo proyecto.

El proyecto estará a cargo de Tecnimont, parte de la Business Unit E&C Solutions de MAIRE, y SACDE. Tecnimont, líder global en ingeniería y ejecución de grandes proyectos industriales, se enfocará en las actividades de ingeniería y procurement, mientras que SACDE estará a cargo de la construcción. MAIRE combina las capacidades de ingeniería de proyectos de clase mundial de Tecnimont con el portafolio tecnológico líder de Nextchem —al frente de la Business Unit STS de MAIRE— para desarrollar proyectos industriales de gran escala a nivel global. Tecnimont cuenta con una sólida trayectoria en el sector de fertilizantes, habiendo completado más de 100 plantas de amoníaco y más de 75 plantas de urea en todo el mundo.

La tecnología será provista por Nextchem, a través de su subsidiaria Stamicarbon y KBR, dos de las compañías líderes a nivel mundial en tecnologías para plantas de fertilizantes.

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El Gobierno confirmó la actualización de los impuestos que gravan a la nafta y el gasoil correspondientes a las actualizaciones de 2024, 2025 y primer trimestre de 2026. El resto de la totalidad del aumento, la Secretaría de Energía lo pospuso para entrar en vigencia a partir del 1° de septiembre.

En las páginas publicadas en el Decreto 693/2026 que lleva las firmas del presidente Javier Milei, el ministro de Economía Luis Caputo y el jefe de Gabinete de Ministros, Diego Santilli, dispusieron que “con el propósito de continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible, resulta necesario, para los productos en cuestión, diferir parcialmente los incrementos remanentes originados en las referidas actualizaciones”.

En esa línea remarcaron que “el incremento total en los montos de impuesto a que se refiere el primer párrafo de este artículo que resulte del remanente de las actualizaciones correspondientes a los años calendario 2024 y 2025, y al primer trimestre del año calendario 2026, en los términos del artículo 7° del Anexo del Decreto N° 501/18, surtirá efectos respecto de la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil para los hechos imponibles que se perfeccionen desde el 1° de septiembre de 2026, inclusive”.

El Gobierno informó sobre el aumento parcial mediante un cuadro donde estableció los montos. Para el grupo compuesto por la nafta sin plomo y la nafta virgen, se aplica un incremento en el monto fijo actualizado del gravamen de $ 10,572 correspondiente al artículo 4° del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos. Por otro lado, este producto no registra ningún valor de incremento bajo el tratamiento diferencial del artículo 7°, inciso d), mientras que en el Impuesto al Dióxido de Carbono (artículo 11) se establece un incremento de $ 0,648.

En el caso del gasoil, se detalla un incremento de $ 9,511 en el monto fijo actualizado del gravamen según el artículo 4° del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos. A diferencia de las naftas, este combustible sí presenta un incremento por tratamiento diferencial conforme al artículo 7°, inciso d), el cual asciende a $ 5,150. Finalmente, para este mismo producto, el incremento en el monto fijo actualizado según el artículo 11 del Impuesto al Dióxido de Carbono es de $ 1,084.

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El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) oficializó los nuevos esquemas tarifarios que comenzarán a regir a partir de agosto de 2026 para el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

Las resoluciones, publicadas este viernes, alcanzan a usuarios residenciales (con y sin subsidio), clubes de barrio, entidades de bien público y usuarios-generadores.

Tarifas de luz: aumentos promedio de hasta 1,78%

Mediante las resoluciones 374/2026 y 375/2026 publicadas en el Boletín Oficial, el organismo regulador estableció el ajuste en los valores que cobran Edenor y Edesur, impulsado principalmente por el Costo Propio de Distribución (CDP):

• Edenor: registro de suba del 1,78%. El Valor Agregado de Distribución (VAD) Medio se fijó en $69,394.
• Edesur: incremento del 1,71%. El VAD Medio ascendió a $63,540.

En el documento aclararon que ambas distribuidoras cuentan con un plazo de cinco días corridos tras la notificación para publicar los nuevos cuadros en diarios de mayor circulación zonal.

La disposición también contempla la adecuación tarifaria para los sistemas de medición autoadministrada y actualiza los montos correspondientes al Costo de la Energía Suministrada en Malas Condiciones (CESMC) y al Costo de la Energía No Suministrada (CENS). Además aclararon que el esquema de subsidios energéticos continúa activo según los niveles de ingreso familiar y topes de consumo.

Gas: nuevos cuadros tarifarios para Metrogas y Naturgy BAN

En paralelo, se actualizaron los valores para el servicio de gas natural por red. Las facturas deberán detallar expresamente el Precio Anual Uniforme (PAU) y las bonificaciones aplicables bajo el esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

Metrogas

Para los usuarios residenciales sin subsidios, los valores a partir de agosto serán los siguientes:

• Categoría R1 (Capital Federal): Cargo fijo de $4.350,12 y cargo variable de $155,74 por m³ (para consumos de hasta 1.000 m³ anuales).
• Categoría R1 (Provincia de Buenos Aires): Cargo fijo de $5.023,67 y cargo variable de $157,32 por m³.
• Categorías superiores y grandes demandas: Los cargos fijos ascienden de forma progresiva hasta un máximo de $103.928,59, con un variable de $146,28 por m³.

Naturgy BAN

• Cargos fijos: Parten desde $4.350,12 (CABA) y $5.023,67 (PBA) en los escalones más bajos; se ubican en $12.896,90 en tramos intermedios y alcanzan los $103.928,59 en los segmentos de mayor consumo.
• Cargo variable: Se fijó en $208,66 por m³, integrando una deducción de -$4,78 por diferencias diarias acumuladas (valor efectivo final de $203,88 por m³).
• Estructura de costos: El costo del gas retenido se posicionó en $8,72 y el costo de transporte en $100,48 por m³.

Composición del precio del gas: el Precio en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) representa el 72,88% del cargo variable, mientras que el transporte explica el 25,58% (con la ruta TGS – Neuquén – GBA representando el 59,61% del transporte total).

Esquema diferenciado para entidades sociales

Tanto en energía eléctrica como en gas, las entidades de bien público y los clubes de barrio y de pueblo mantienen una estructura tarifaria protegida con costos sensiblemente menores.

Diferenciados según subzonas y escalas de consumo, los cargos fijos parten de $1.782,38 y escalan a $19.086,21, mientras que el cargo variable se mantiene en $148,96 hasta llegar a $195,02 en los tramos superiores de consumo.

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La construcción de la terminal del oleoducto de Vaca Muerta en el Golfo San Matías volvió a toparse con un nuevo obstáculo. La Organización de las Naciones Unidas para la Educación, la Ciencia y la Cultura (Unesco) le pidió al Estado argentino que suspenda todas las obras en esa zona y que presente “urgentemente” información adeuda sobre el impacto ambiental que el proyecto podría tener.

“Solicita al Estado Parte (Argentina) que suspenda cualquier obra de construcción en curso relacionada con el proyecto hasta que se haya presentado al Centro del Patrimonio Mundial la evaluación solicitada”, dice el documento difundido hoy en la 48.ª sesión del Comité del Patrimonio Mundial que se está desarrollando en Busan, Corea del Sur.

La polémica principal es que el puerto de Punta Colorada está sobre las costas del Golfo San Matías, ubicado a apenas unos 30 kilómetros de la Península Valdés, Patrimonio de la Unesco y una zona protegida de la provincia. En diciembre de 2024, YPF inició la construcción del oleoducto de 437 kilómetros que busca transportar crudo desde el yacimiento a la costa patagónica.

El proyecto quedó en medio de una polémica en su momento porque el Golfo San Matías, destino final del oleoducto que nace en la Cuenca Neuquina, fue un área protegida por ley hasta septiembre de 2022, cuando las autoridades cambiaron la legislación para poder hacer posible este proyecto. En agosto pasado hasta la Iglesia se metió en la discusión, con una carta enviada por el Roberto Álvarez, obispo de Rawson, al gobernador de Chubut, Ignacio Torres, haciéndose eco de las inquietudes de ciudadanos y ambientalistas.

Ahora la Unesco expresó que “toma nota con preocupación de los altos riesgos que plantea el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), que incluiría el transporte de combustibles fósiles a través de una terminal portuaria, ubicada en el Golfo de San Matías” y le puso fecha al Estado argentino para que envíe la documentación que falta: el 1 de febrero de 2027.

En el mismo documento, el organismo de Naciones Unidas señala que “observa con preocupación que ya se están realizando las obras preliminares en la terminal portuaria y que, según se informa, la exportación de petróleo comenzará a operar en 2026”.

En cuatro oportunidades, la Unesco pidió al Estado argentino información complementaria sobre la construcción del oleoducto de Vaca Muerta que tiene una desembocadura en Punta Colorada, en el Golfo San Matías y advirtió sobre el “riesgo potencial de daño irreversible al Valor Universal Excepcional (VUE) del sitio” .

Recordó también que dicha terminal fue posible por el cambio en la legislación introducido en 2022, durante el gobierno de Alberto Fernández, y que no hubo un “proceso participativo adecuado” para realizar la Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) y poder así determinar el impacto en la fauna marina, los riesgos de colisión con cetáceos, la contaminación acústica submarina y los posibles derrames de petróleo.

A pesar de los reiterados reclamos de información, la respuesta llegó recién el pasado 15 de diciembre de 2025, cuando Argentina envió al Centro del Patrimonio Mundial una evaluación donde se detallan “las medidas de mitigación y gestión ambiental para las fases de planificación, construcción, operación y mantenimiento del proyecto, así como los mecanismos de monitoreo y control”.

Sin embargo, para la Unesco “no está claro si la EIA (Evaluación de Impacto ambiental) evalúa adecuadamente los posibles impactos del proyecto” y si efectivamente se puede “garantizar que no haya impactos negativos”. El organismo también resalta que “existe información limitada sobre cómo se gestionarían los posibles riesgos durante la fase operativa del proyecto en caso de incidentes accidentales”.

Por último, también destaca que existe una dificultad “vinculada a la fragmentación de las responsabilidades institucionales entre las jurisdicciones provinciales”, es decir entre Río Negro y Chubut. “El Comité del Patrimonio Mundial, Toma nota con preocupación de los altos riesgos que plantea el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur”, sintetiza el documento.

En octubre del año pasado, la Unión Internacional para la Conservación de la Naturaleza (UICN), la mayor red global ambiental, exhortó al Gobierno argentino y a la provincia de Río Negro a restablecer la protección ambiental del Golfo San Matías y les pidió suspender los proyectos que amenacen su biodiversidad.

“El Congreso Mundial de la Naturaleza de la UICN 2025, en su sesión de Abu Dabi (Emiratos Árabes Unidos): EXHORTA a la República Argentina y a la provincia de Río Negro a derogar toda norma que disminuya el umbral de protección del Golfo San Matías, incluyendo el restablecimiento de la protección brindada por la Ley 3308, y a garantizar la conservación de la biodiversidad cancelando todo proyecto que pudiera comprometerla”, señaló la resolución votada por la UICN.

Y agregó que la Ley 3308 “fue modificada de manera inconsulta, apresurada y regresiva en el año 2022 poniendo en riesgo la integridad ambiental del Golfo San Matías a partir de proyectos que allí buscan instalarse”.

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El Ministerio de Energía de Tierra del Fuego, en coordinación con la Dirección Provincial de Energía, concretó el regreso a Tolhuin del grupo generador Cummins 2, luego de que el equipo fuera sometido a un mantenimiento integral en talleres especializados de Buenos Aires.

El Cummins 2 es uno de los equipos que integran la usina de Tolhuin y había sido trasladado para realizar un mantenimiento mayor, necesario tras alcanzar cerca de 30 mil horas de funcionamiento. La intervención incluyó la revisión completa de la unidad y el reemplazo de distintos componentes.

El equipo, de aproximadamente 15 toneladas, fue descargado y ubicado dentro de la usina mediante un operativo coordinado especialmente para su traslado y posicionamiento.

El jefe del Departamento Tolhuin de la DPE, Néstor Oyarzo, explicó que en los próximos días arribará desde Buenos Aires personal técnico especializado, que trabajará junto con los equipos de la Dirección Provincial de Energía en su instalación y puesta a punto.

Las tareas incluirán las conexiones mecánicas y eléctricas, la revisión de los sistemas auxiliares y las pruebas necesarias para comprobar su correcto funcionamiento. Una vez finalizado este proceso, el Cummins 2 podrá reincorporarse al sistema de generación eléctrica de la ciudad.

La recuperación del equipo permitirá mejorar la disponibilidad operativa de la usina y contar con mayor respaldo ante posibles contingencias, como parte de las acciones que se desarrollan para recomponer progresivamente el sistema eléctrico de Tolhuin.

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En el segundo trimestre de 2026, los términos del intercambio comercial subieron 5% contra el mismo período del último año, en donde destacaron el alza de los precios en los combustibles y energías como consecuencia del alza del petróleo internacional.

Los términos del intercambio se dieron como consecuencia del índice de precios de las exportaciones (13,7%) e importaciones (8,2%), debido a que el aumento de los precios de venta al exterior fue superior al de los precios de compra.

En términos de valor, el segundo trimestre se caracterizó por una suba de las exportaciones de 30,9% -explicada tanto por mayores precios como por mayores cantidades-, mientras que las importaciones tuvieron una disminución de su valor de 0,8%, debido a que el aumento de los precios fue compensado por una reducción de las cantidades importadas.

Los datos corresponden al informe difundido por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).

Dada la escalada del conflicto en Medio Oriente y la suba del precio internacional del petróleo, el rubro de Combustibles y Energía (CyE) representó el 17,3% de las exportaciones, con una suba de precios de casi 40% (38,5%) y de 33,9% en las cantidades. El segmento aumentó su participación en cinco puntos porcentuales (p.p.) respecto de igual período del año anterior.

El incremento en los precios se explicó por el aumento de 46,1% en los precios del petróleo crudo, mientras que el de las cantidades se dio por mayores embarques de crudo y gas de petróleo.

• Manufacturas de Origen Industrial (MOI): representaron el 26,5% de las exportaciones, con subas en los precios de todos los subrubros y en las cantidades (12,1%).
• Manufacturas de Origen Agropecuario (MOA): representaron el 32,9% de las exportaciones, con subas en los precios (11,9%) y en las cantidades (10,2%).
• Productos Primarios (PP): representaron el 23,4% de las exportaciones, sin variación en los precios y con un aumento en las cantidades (17%).

Las exportaciones superaron los US$ 49.000 millones

Con estos resultados, el primer semestre del año cerró con un valor total de US$ 49.454 millones en exportaciones, 24,4% mayor al mismo semestre de 2025. El mismo estuvo influenciado por el aumento de los precios (9%) y las cantidades (14,2%).

En cuanto a las importaciones, el índice de precios aumentó 6,1% y el de cantidades descendió 9,4%. El valor importado alcanzó los US$ 35.531 millones, lo que implicó un descenso interanual de 3,9%.

Así, el índice de los términos de intercambio registró una variación positiva de 2,7%.

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El sector energético se consolidó en el primer semestre de 2026 como el gran protagonista del mercado de deuda corporativa argentino, al captar US$ 5.307 millones mediante emisiones de obligaciones negociables (ON). 

Esto equivale al 55,1% de los US$ 9.632 millones colocados por todas las empresas entre enero y junio, impulsado por el dinamismo de la cuenca no convencional de Vaca Muerta y por proyectos de hidrocarburos y generación eléctrica que demandan financiamiento de gran escala.

Según un informe de la consultora RICSA ALyC citado por Minuto Neuquén y medios especializados de Neuquén, las compañías energéticas realizaron apenas 24 series de ON sobre un total de 169 emisiones del mercado, es decir, el 14% de las colocaciones, pero con montos muy superiores al resto de los sectores: el ticket promedio del segmento energético trepó a US$ 221 millones, frente a US$ 56,9 millones del promedio general, reflejando la escala de los proyectos de exploración, producción, transporte y distribución vinculados a Vaca Muerta y al sistema eléctrico.

El mercado de ON en su conjunto creció un 8% respecto del mismo período de 2025, pero el salto más fuerte se dio entre el primer y el segundo trimestre: las emisiones totales pasaron de US$ 3.956 millones a US$ 5.676 millones, un incremento del 43% en tres meses. 

En el caso del sector energético, el avance fue aún más marcado: de US$ 1.848 millones en el primer trimestre a US$ 3.459 millones en el segundo, lo que implica una suba del 87%, en línea con la aceleración de inversiones en perforaciones, plantas de tratamiento y obras de transporte (gasoductos y oleoductos) necesarias para acompañar los récords de producción de la cuenca neuquina.

Entre los principales emisores del semestre se destacaron YPF, Pampa Energía, Edenor, Pluspetrol y Vista Energy, que concentraron el 62% del financiamiento del sector energético. 

YPF realizó tres emisiones por US$ 833 millones, Pampa Energía obtuvo US$ 700 millones, Edenor colocó US$ 640 millones, Vista Energy levantó US$ 617 millones y Pluspetrol sumó US$ 500 millones; en conjunto, los diez mayores emisores del segmento acapararon el 90,8% del volumen energético total, equivalente a la mitad de todo el mercado de deuda corporativa del semestre.

El informe también subraya la fuerte dolarización del financiamiento energético: el 99,4% de las emisiones del sector se realizó en dólares, muy por encima del promedio general del mercado, donde el 58% de las ON se colocó en esa moneda y el 42% restante en pesos. 

Este perfil responde a la naturaleza exportadora de buena parte de los proyectos de Vaca Muerta y a la necesidad de fondear inversiones de largo plazo con tasas de un dígito, que el mercado de capitales argentino convalidó para las principales compañías del rubro.

El contexto productivo acompaña este boom de endeudamiento: la cuenca de petróleo y gas no convencional Vaca Muerta viene marcando récords de producción mes a mes. 

En mayo el país alcanzó un máximo histórico de 903.700 barriles de petróleo por día, mientras el gas natural rozó en junio su propio techo con 158 millones de metros cúbicos diarios; las proyecciones oficiales apuntan a una extracción anual de 54,5 millones de m³ de petróleo, un 16% más que en 2025, lo que convertiría a 2026 en el año de mayor producción petrolera de la historia argentina, superando el registro de 1998.

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El gobierno de Neuquén informó que la provincia registró durante junio de 2026 un nuevo récord en la producción de petróleo, con un volumen de 648.114 barriles por día. El nivel alcanzado representa un incremento del 1,86% respecto de mayo de 2026 y del 30,48% en comparación con junio de 2025.

Al considerar la producción acumulada entre enero y junio, el volumen registrado durante 2026 fue un 32,62% superior al correspondiente al mismo período de 2025.

El crecimiento mensual estuvo impulsado principalmente por el aumento de la producción en las áreas Bajo del Choique-La Invernada, con 11.183 barriles diarios adicionales; Cruz de Lorena, con 5.798 barriles diarios; La Amarga Chica, con 4.586 barriles diarios; Bajada de Añelo, con 3.545 barriles diarios; y La Calera, con 2.680 barriles diarios.

Nuevo máximo en la producción de gas

La producción de gas también alcanzó un nuevo récord provincial durante junio, al ubicarse en 118,64 millones de metros cúbicos por día. Este resultado significó un crecimiento del 3,04% respecto de mayo de 2026 y del 5,12% frente a junio de 2025.

En el análisis acumulado de enero a junio, la producción de gas de 2026 mostró un incremento del 6,96% en comparación con el mismo período del año anterior.

El aumento mensual se explicó principalmente por los mayores volúmenes registrados en La Calera, con 1,00 MMm³/d adicionales; Sierra Chata, con 0,99 MMm³/d; Aguada Pichana Oeste, con 0,95 MMm³/d; Bajo del Choique-La Invernada, con 0,63 MMm³/d; Loma La Lata-Sierra Barrosa, con 0,55 MMm³/d; y Bajada de Añelo, con 0,52 MMm³/d.

La producción no convencional de petróleo alcanzó los 630.234 barriles por día y representó el 97,24% del total provincial.

En el caso del gas, la producción no convencional fue de 108,42 MMm³/d, equivalente al 91,38% del total. Dentro de ese volumen, el shale gas aportó un 82,35% de la producción provincial.

Para la elaboración del informe se estimaron los valores de producción de las áreas operadas por Bentia Energy.

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En una tendencia que comenzó en el mes de febrero, las ventas de combustible al público -nafta y gasoil- totalizaron en todo el país 1.331.423 metros cúbicos durante junio, con una caída del 2,9% frente al mismo mes de 2025 y un descenso del 6,2% respecto a mayo.

Así lo informó la consultora Politikon Chaco, elaborado sobre la base de datos oficiales de la Secretaría de Energía. El trabajo señala que la cifra de junio representa la “quinta baja consecutiva en ese nivel comparativo, y es el menor volumen para un primer semestre desde 2021″.

La venta de combustible en detalle

• El consumo de naftas, que representó el 56% del total, bajó un 1,9% interanual
• El gasoil tuvo un retroceso del 4,2%. En este último segmento, el gasoil común experimentó una merma del 8,9%, que fue compensada parcialmente por un crecimiento del 4,0% en el segmento Premium.
• En el desglose por empresas, YPF concentró el 55,1% del mercado, seguida por Shell con el 22,5% y Axion con el 12,0%.
• Solo cuatro provincias mostraron aumentos en sus ventas: Neuquén (7,7%), Entre Ríos (1,3%), Tierra del Fuego (0,5%) y Mendoza (0,4%).
• En tanto, diecinueve registraron caídas, con los retrocesos más marcados en La Rioja (-8,0%), Formosa (-9,3%) y Salta (-11,3%).

Con estos resultados, el primer semestre de 2026 acumuló ventas por 8,21 millones de metros cúbicos, lo que implica una baja del 1,3% contra el año anterior.

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El Gobierno convocó a licitación pública nacional e internacional para la concesión del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles, de Mendoza, mediante el Decreto 667/2026, publicado en el Boletín Oficial.

Esta medida se toma tras el vencimiento de las concesiones anteriores y en un contexto de emergencia del sistema tras daños por fenómenos climáticos. La licitación se llevará a cabo de forma conjunta entre el Estado Nacional y la provincia de Mendoza.

En el proceso licitatorio, el Ejecutivo nacional busca otorgar una nueva concesión para la generación de energía eléctrica de las centrales Nihuil I, II, III y IV, mientras que Mendoza apunta a vender el 100% del paquete accionario de la empresa Hidroelectricidad Mendocina S.A., sociedad constituida recientemente para gestionar estos activos.

Este esquema busca que un mismo operador se haga cargo tanto de las concesiones nacionales como de los derechos de uso de los bienes y del recurso hídrico, que son de dominio provincial.

El sistema hidroeléctrico de Mendoza se encuentra en emergencia, ya que el 11 de enero de 2025, un aluvión histórico provocó la inundación de las centrales Nihuil II y III, dejándolas fuera de servicio hasta ahora.

Tras el vencimiento de las concesiones originales en junio de 2024, se inició un periodo de transición. Ahora, el decreto determinó que la empresa provincial Hidroelectricidad Mendocina será la responsable de la operación del complejo de manera provisional desde el 27 de julio de 2026 hasta el 31 de diciembre de 2026, o hasta que el nuevo adjudicatario tome posesión.

La Secretaría de Energía nacional actuará como Autoridad de Aplicación de la concesión y, junto con el Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza, fijará las pautas del proceso licitatorio. Además, se designará un veedor de la Subsecretaría de Energía Eléctrica para supervisar la operación durante el periodo de transición.

En la normativa se informó que la licitación se realizará a través de la plataforma CONTRAT.AR. Además, se dispuso que el nuevo concesionario deberá realizar inversiones obligatorias para extender la vida útil de los activos y que todos los ingresos derivados de la concesión nacional pertenecerán exclusivamente al Estado Nacional.

El Sistema Los Nihuiles es considerado una infraestructura estratégica “multipropósito”, no solo por la generación de energía, sino también por su capacidad para regular flujos eléctricos regionales y abastecer a departamentos del sur mendocino como General Alvear y Malargüe.

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La titular del Fondo Monetario Internacional (FMI), Kristalina Georgieva, viajó el pasado martes a Vaca Muerta, pieza clave para generar divisas. Junto al ministro de Economía, Luis Caputo y a Horacio Marín, presidente de YPF, recorrieron el yacimiento Loma Campana, uno de los desarrollos centrales de la empresa en la provincia de Neuquén.

La visita formó parte de la agenda oficial de Georgieva en la Argentina, tras su encuentro con el presidente Javier Milei en Casa Rosada, y previamente su reunión con Caputo.

En Neuquén, la jefa del FMI fue recibida por el presidente de YPF, Horacio Marín, en una recorrida que buscó mostrar el avance del sector energético y su potencial para generar exportaciones por entre u$s11.000 millones y u$s15.000 millones al año.

El interés del organismo por Vaca Muerta quedó reflejado en las declaraciones que Georgieva realizó durante la conferencia de prensa que compartió con Caputo. Allí destacó que la industria petrolera lidera el crecimiento económico del país y remarcó la importancia de sostener ese impulso.

El viaje a Neuquén tuvo como eje la recorrida por Loma Campana, el yacimiento ubicado en Vaca Muerta que opera YPF. La presencia de Marín apunta a mostrar el desempeño de la petrolera y las perspectivas de crecimiento de la producción no convencional. El objetivo del viaje buscó acercar a la conducción del FMI al territorio donde se concentra buena parte del crecimiento petrolero y gasífero argentino.

El presidente Javier Milei no participó de la visita a Loma Campana, ya que viajó a Perú para asistir a la jura de Keiko Fujimori como presidenta.

Pese al peso de Vaca Muerta, la titular del FMI sostuvo que el desafío para la próxima etapa será lograr que el crecimiento de energía y minería se extienda hacia otros sectores de la economía.

“Este era el tema principal de debate, tenemos un fuerte desempeño en petróleo, gas y minería, y ese desempeño fuerte está arraigado en la mejora en la confianza de la economía argentina. Es más difícil, quizás, elevar la economía en sectores como la construcción, los servicios y la logística y por ende, el foco del Gobierno en términos de reformas y de respaldo dentro de la capacidad limitada del Gobierno debe dirigirse allí”, afirmó Georgieva.

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Las autoridades de Egipto han atribuido este jueves a drones el incendio provocado en dos buques cisterna de gas en el puerto de Damietta, en Egipto, sin que por el momento haya responsabilizado a ningún actor del ataque.

“Tras controlar el incendio que afectó a dos buques en el puerto de Damietta el 29 de julio de 2026, y a raíz de las investigaciones preliminares sobre el incidente llevadas a cabo por las autoridades competentes, se ha revelado que fue provocado por un dron, y ninguna parte ha reivindicado la autoría del incidente”, ha indicado el gabinete del Gobierno egipcio en un mensaje en redes sociales.

En este sentidol, ha indicado que las autoridades competentes continúan con las investigaciones “para determinar las circunstancias del incidente” y, en este caso, adoptará “las medidas necesarias para proteger los intereses y la seguridad nacional de Egipto”.

La Autoridad Portuaria de Damietta ha confirmado que el puerto sigue operando con plena normalidad y todas las terminales y amarres gestionan las llegadas y salidas de buques según lo previsto, informa el diario ‘Ahram’.

La voz de alarma la dio el Ministerio de Petróleo y Recursos Minerales de Egipto, que en un comunicado precisó que las embarcaciones afectadas son “un buque de gasificación y un buque de almacenamiento atracados en el puerto de Damietta”.

Horas más tarde, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, indicó que el ataque “es más de lo mismo”, en relación con los presuntos indicios que relacionan el suceso con la guerra en curso en Irán. “Nos toca a nosotros golpearles. Saben que va a pasar. Nos están pidiendo que no lo hagamos”, aseguró antes de que Washington volviera a atacar a Irán en medio del repunte de las tensiones por la crisis regional y la situación en el paso de Ormuz.

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El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENREGE) formalizó el cambio en el esquema de traslado de los costos de adquisición de gas a las facturas de los usuarios y el ajuste de las diferencias de precio pasa de ser estacional a bimestral desde agosto, mediante la Resolución 331/2026, publicada este jueves en el Boletín Oficial.

La normativa se enfoca en las denominadas Diferencias Diarias Acumuladas (DDA). Estas representan la brecha entre el valor del gas que las empresas distribuidoras compran efectivamente y el precio estimado que se incluyó originalmente en la tarifa del usuario.

Hasta ahora, estas diferencias se acumulaban y ajustaban de forma estacional. Con la nueva resolución, el cálculo e incorporación de estas diferencias a las tarifas se realizará cada dos meses. Con este cambio, las autoridades buscan evitar que los usuarios enfrenten saltos bruscos en sus facturas debido a la acumulación de saldos por períodos de tiempo más extensos.

Al respecto en el texto oficial, se explicó que el ajuste en la periodicidad busca “adecuarla, transitoriamente, a un esquema que sostenga los principios de gradualidad y previsibilidad, evitando todo ajuste significativo derivado de plazos más extensos”.

Asimismo, el Gobierno argumentó que la decisión se implementa en el marco de la emergencia del sector energético nacional, la cual ha sido prorrogada recientemente hasta el 31 de diciembre de 2027.

La Secretaría de Energía instruyó al ENREGE a adecuar los procedimientos para que el sistema refleje el costo real del gas sin que esto genere beneficios ni pérdidas extraordinarias para las empresas distribuidoras, respetando el principio de “mínimo costo para los consumidores”.

De esta manera, se suspende transitoriamente la Resolución 559/2025, que regía el procedimiento anterior, para evitar contradicciones legales durante la emergencia. El organismo regulador deberá velar por que se mantengan los criterios de transparencia y los lineamientos que aseguren que los precios no excedan los niveles de mercado.

Los nuevos cuadros tarifarios que apliquen esta metodología comenzarán a regir a partir de agosto de 2026. La medida ya fue notificada a todas las licenciatarias del servicio de distribución de gas natural del país para su inmediata aplicación. 

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El Gobierno de Santa Cruz llevó adelante este miércoles el acto de apertura del Sobre “A” correspondiente a la Licitación Pública Nacional e Internacional N° 02/ENERMIN/2026 para la exploración del área hidrocarburífera Sur Río Deseado Este, ubicada en la Cuenca del Golfo San Jorge.

El acto fue encabezado por el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, junto al secretario de Estado de Hidrocarburos, Juan Carlos Morales; acompañados por los secretarios de Estado de Minería, Paola Pavanello; y de Gestión Financiera, Javier Hernández; la subsecretaria de Coordinación y Planeamiento Estratégico, Victoria Videla; la presidenta de Cámara de Proveedores de Insumos y Prestadores de Servicios de los Sectores Energético, Minero y Ambiental de la Provincia de Santa Cruz, Carina Mendoza; como así también el vicepresidente de Alianza Petrolera S.A., Pedro Martínez Cereijo.

En esta primera instancia del proceso licitatorio, se procedió a la apertura de la documentación administrativa y de antecedentes presentada por Alianza Petrolera S.A., única oferente de la convocatoria. El Sobre “B”, que contiene la propuesta económica, permanecerá resguardado hasta la siguiente etapa, conforme al cronograma establecido en el pliego.

Durante el acto, el ministro Jaime Álvarez destacó el trabajo realizado por la Secretaría de Estado de Hidrocarburos para concretar el proceso licitatorio, y remarcó que la iniciativa se enmarca en la política impulsada por el gobernador Claudio Vidal para recuperar la actividad en los yacimientos de la provincia.

En ese sentido, el titular de la cartera energética recordó que se trata de un área que permaneció inactiva durante años y señaló que el desarrollo tecnológico abre nuevas posibilidades para su explotación, al señalar que “cuando en su momento se intentó poner a producir este yacimiento con las tecnologías disponibles, el proyecto no resultó económicamente viable. Hoy contamos con nuevas técnicas que nos permiten pensar en su desarrollo y en la recuperación de un área con gran potencial”.

Además, sostuvo que “esperamos que esta experiencia sea positiva y que el conocimiento que se genere en Santa Cruz pueda aplicarse en otras áreas de la Cuenca del Golfo San Jorge y del país. La posibilidad de desarrollar tecnología y capital humano especializado, también representa una oportunidad para nuestros trabajadores y técnicos”.

Cabe destacar que la Comisión de Pre-adjudicación analizará la documentación presentada para verificar el cumplimiento de los requisitos establecidos en las bases y condiciones de la licitación, a fin de determinar la aptitud de la empresa para continuar en el proceso.

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La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, mantuvo en Santiago de Chile una reunión bilateral con la ministra de Energía de ese país, Ximena Rincón, para avanzar en una agenda común orientada a fortalecer la integración energética entre ambos países y promover proyectos estratégicos de infraestructura eléctrica que permitan consolidar el desarrollo regional.

El encuentro se realizó en la antesala de la participación de Latorre en la 47ª Conferencia Internacional de la Asociación Internacional para la Economía de la Energía (IAEE, por su sigla en inglés), uno de los encuentros más prestigiosos de la comunidad internacional especializada en economía energética, que reúne a más de 500 expertos, ministros, académicos y líderes empresariales de 70 países.

Durante la reunión, ambas autoridades coincidieron en que la articulación de políticas energéticas y el desarrollo de infraestructura compartida constituyen herramientas fundamentales para fortalecer la seguridad de los sistemas eléctricos, acompañar la transición energética y generar condiciones favorables para nuevas inversiones productivas.

«La integración con otros países con el fin de articular políticas es fundamental, especialmente cuando compartimos la misma cordillera y una visión de desarrollo con similitudes», expresó Latorre.

Uno de los principales temas abordados fue la Interconexión Internacional Los Cóndores–Río Diamante, un proyecto de transmisión eléctrica de 500 kV que unirá la Región del Maule, en Chile, con la provincia de Mendoza. La obra prevé transportar energía desde la central hidroeléctrica Los Cóndores hacia el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) mediante su conexión con la Estación Transformadora Río Diamante, ubicada en el sur de Mendoza.

«La modernización de la infraestructura eléctrica es esencial para la política de desarrollo de ambos países y de toda la región. Por ello, nos comprometimos a seguir de cerca los avances y a mantener un contacto directo con todas las provincias que se beneficiarán de estos proyectos, que dotarán de seguridad al sistema eléctrico binacional», afirmó Latorre.

Latorre explicó que durante el encuentro también analizaron la importancia de dar continuidad a la planificación de la infraestructura eléctrica más allá de la frontera, integrando los proyectos binacionales con las futuras obras previstas en Argentina.

La ministra destacó que la interconexión Los Cóndores–Río Diamante podrá complementarse con la futura Línea de Extra Alta Tensión Río Diamante–Charlone, otra obra estratégica prevista dentro del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico.

Ese proyecto contempla una línea de 500 kV de aproximadamente 487 kilómetros entre la Estación Transformadora Río Diamante y la futura Estación Transformadora Charlone, en el noroeste de la provincia de Buenos Aires, además de más de 400 kilómetros de líneas complementarias de 132 kV.

«Lo interesante de este proyecto es que conectaría con la línea Río Diamante–Charlone. Por lo tanto, estaríamos hablando de un corredor eléctrico de carácter bioceánico, que comenzaría en Chile, atravesaría Mendoza y se integraría a la red troncal argentina, fortaleciendo la infraestructura necesaria para el desarrollo económico y nuevas inversiones», destacó Latorre.

Las ministras coincidieron en que el fortalecimiento de la infraestructura energética regional constituye un factor clave para mejorar la competitividad, facilitar la incorporación de nuevas fuentes de generación, incrementar la seguridad del abastecimiento y consolidar un proceso de integración que beneficie tanto a Argentina como a Chile.

Tras la reunión bilateral, la ministra mendocina participará como panelista en la 47º Conferencia Internacional de la IAEE, donde integrará el panel «Infraestructura para el desarrollo económico, la seguridad energética y la resiliencia».

Durante su exposición presentará la estrategia que impulsa Mendoza para acelerar la transición energética mediante el desarrollo de infraestructura, la promoción de inversiones privadas, la previsibilidad institucional y la integración regional, mostrando la experiencia provincial como un caso de planificación de largo plazo para transformar una matriz históricamente vinculada al petróleo y al gas en un sistema energético cada vez más diversificado, resiliente y sostenible.

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En el marco del proceso de evaluación ambiental de la nueva Usina de Ushuaia, la ministra de Energía de Tierra del Fuego, Gabriela Castillo, encabezó una recorrida por la obra junto a equipos técnicos de la Secretaría de Ambiente, con el objetivo de verificar el cumplimiento de los requerimientos ambientales previstos para esta etapa del proyecto.

Durante la visita, la ministra destacó la importancia del trabajo articulado entre las distintas áreas del Gobierno provincial para garantizar que el desarrollo de la obra avance conforme a las exigencias ambientales.

«Es un momento importante porque el monitoreo responsable de la obra, con la intervención de las áreas que corresponden del Gobierno de la Provincia, brinda tranquilidad sobre la ejecución que se viene llevando adelante durante el proceso de construcción de la nueva usina», afirmó Castillo.

La funcionaria explicó que el seguimiento ambiental no solo abarca la construcción de la central de generación eléctrica, sino también las obras complementarias necesarias para su funcionamiento. En ese sentido, precisó que la Secretaría de Ambiente lleva adelante el monitoreo a partir de la documentación técnica elaborada por la consultora contratada por Terra Ignis, junto con los requerimientos específicos que demanda una central de ciclo combinado.

Además, señaló que el objetivo es asegurar que cada una de las intervenciones se desarrolle con el menor impacto posible sobre el entorno natural, respetando los estándares ambientales establecidos para este tipo de proyectos.

Por su parte, el secretario de Ambiente de la Provincia, Martín Juárez, indicó que la inspección forma parte de las instancias de seguimiento contempladas en el estudio de impacto ambiental y adelantó que los controles continuarán durante las próximas etapas de ejecución para verificar el cumplimiento de las exigencias previstas.

En la recorrida también participaron profesionales de la Dirección de Gestión Ambiental y de la Dirección General de Recursos Hídricos, quienes realizan el monitoreo técnico de una obra considerada estratégica para fortalecer la capacidad de generación eléctrica de Ushuaia y acompañar la creciente demanda energética de la ciudad.

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El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, firmó con su par de Chubut, Ignacio Torres, el convenio que permitirá ejecutar la interconexión eléctrica entre El Bolsón y la provincia vecina. La obra mejorará para siempre y de manera estructural la calidad, la estabilidad y la eficiencia del servicio para miles de familias rionegrinas.

Los trabajos permitirán abastecer la totalidad de la demanda eléctrica de El Bolsón a través del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), eliminando la necesidad de utilizar la Central Térmica local como fuente de suministro.

La obra forma parte de la compensación acordada por la Provincia de Río Negro en el marco del cumplimiento de una sentencia judicial y constituye una inversión estratégica para fortalecer la infraestructura energética y la integración de la Comarca Andina.

Estuvieron presentes acompañando el acto el intendente de El Bolsón, Bruno Pogliano, junto a autoridades provinciales y municipales.

De esta manera, Río Negro dio un paso fundamental hacia el fortalecimiento del sistema eléctrico en la región Andina. Se ejecutarán obras de interconexión entre las estaciones transformadoras El Coihue, Golondrinas y la futura Estación Transformadora Cerro Perito Moreno.

La iniciativa contempla la construcción de una doble terna subterránea de 33 kV entre las estaciones transformadoras El Coihue y Golondrinas, a lo largo de 26 kilómetros, la ampliación de esta última y la construcción de una nueva Estación Transformadora 33/13,2 kV – 10 MVA en el área de Cerro Perito Moreno.

Una infraestructura con alcance regional

Además de mejorar el abastecimiento eléctrico de El Bolsón, la obra fortalecerá el sistema energético de toda la Comarca Andina al optimizar la vinculación entre El Coihue y Golondrinas, beneficiando también a las localidades chubutenses de El Hoyo, Lago Puelo, Epuyén, Cholila, El Maitén y Esquel.

Desde la Estación Transformadora Golondrinas partirá, además, la interconexión hacia El Bolsón y la futura Estación Transformadora Cerro Perito Moreno, consolidando un sistema eléctrico regional más robusto, seguro y confiable.

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La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación abrió una instancia de consulta pública para que los ciudadanos y organizaciones accedan a información sobre los impactos ambientales y sociales del Proyecto de Interconexión Eléctrica en 500 kV en el Corredor Sur: Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca y Obras Complementarias, y conozcan las medidas de mitigación previstas.

El proyecto forma parte del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, que contempla 16 obras prioritarias orientadas a mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver los cuellos de botella estructurales que hoy limitan el transporte de energía desde los centros de generación hacia los centros de consumo. Corredor Sur se encuentra, además, en proceso de obtención de la garantía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

Qué comprende el proyecto Corredor Sur

– Construcción de la Línea de Extra Alta Tensión (LEAT) 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel.
– Construcción de la Línea de Extra Alta Tensión (LEAT) 500 kV Choele Choel – Bahía Blanca.
– Ampliación de la E.T. Puerto Madryn.
– Ampliación de la E.T. Choele Choel.
– Ampliación de la E.T. Bahía Blanca.

Formatos de participación

Evento presencial

Autoridades de la Secretaría de Energía expondrán los impactos ambientales y sociales del proyecto Corredor Sur y sus medidas de mitigación

• Sede: Salón de Paradores Austral.
• Dirección: Hipólito Yrigoyen 3664, Bahía Blanca.
• Fecha y hora: 29 de julio de 2026, 11 hs.

El evento se transmitirá en vivo por el canal de YouTube de la Secretaría de Energía y podrá seguirse también desde los siguientes puntos digitales:

• Puerto Madryn: Roberto Gómez y Tucumán (Punto Digital – Centro Cultural Quemú), Puerto Madryn, Chubut.
• Las Grutas: Peatonal Viedma 823, Las Grutas, Río Negro.

Consultas virtuales

Quienes no puedan asistir de manera presencial pueden realizar consultas o comentarios sobre el proyecto a través de la web o escribiendo a ampliaciontransporte@mecon.gov.ar. Todas las consultas serán respondidas de manera online.

Esta convocatoria se enmarca en los procesos de participación ciudadana que la Secretaría de Energía lleva adelante para garantizar la transparencia y el acceso a la información sobre los proyectos de infraestructura energética en desarrollo.

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La Secretaría de Energía dispuso un cambio transitorio en el mecanismo de traslado a las tarifas de las diferencias entre el precio estimado y el precio efectivo de compra del gas natural por parte de las distribuidoras. A partir de agosto, esos ajustes se calcularán e incorporarán a las tarifas cada dos meses, mientras se mantenga vigente la emergencia energética, prorrogada hasta el 31 de diciembre de 2027.

La medida modifica la periodicidad con la que se aplican las denominadas Diferencias Diarias Acumuladas (DDA), un mecanismo previsto en la normativa que permite compensar las diferencias entre el precio del gas considerado para fijar las tarifas y el costo real de adquisición que afrontan las distribuidoras.

Según la resolución, el nuevo esquema busca evitar que los usuarios enfrenten un doble impacto durante el invierno, cuando coinciden un mayor consumo de gas y un incremento estacional del precio del combustible. El objetivo, sostiene la Secretaría de Energía, es aportar mayor previsibilidad y gradualidad en la evolución de las facturas.

La norma también señala que el cambio responde a la nueva organización del mercado del gas natural, en el que las empresas distribuidoras pasarán a asumir directamente la gestión de compra del combustible, sin intervención de las autoridades públicas, en el marco de la reconfiguración del sistema de transporte de gas definida este año.

La implementación del nuevo mecanismo quedará a cargo del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, que deberá aplicarlo a partir de los cuadros tarifarios de agosto de 2026. En esa instancia se realizará la primera determinación bajo el esquema bimestral y el organismo deberá adecuar los procedimientos necesarios para su puesta en marcha.

La resolución mantiene vigente el principio de que las distribuidoras trasladen a las tarifas únicamente el costo de adquisición del gas, sin generar ganancias ni pérdidas por las variaciones del precio del combustible, tal como establece la Ley 24.076 y su reglamentación.

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El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, recorrió el nuevo Parque Solar Fotovoltaico “Arroyo Seco – Ingeniero Gabriel Saunders”, ubicado en Esquel, el primero de la Patagonia desarrollado por el sistema cooperativo. La obra fortalece la infraestructura energética de la región, impulsa la generación de energía renovable y constituye un paso importante en la estrategia provincial de diversificación de la matriz energética.

El parque abastecerá con energía renovable a 230 hogares de la región y evitará la emisión de 150 toneladas de dióxido de carbono (CO₂) al año, desplazando el uso de combustibles fósiles y contribuyendo a reducir la huella de carbono provincial.

Acompañaron al mandatario el intendente de Esquel, Matías Taccetta; el presidente de la Federación Argentina de Cooperativas de Electricidad, José Álvarez; representantes de cooperativas prestadoras de servicios eléctricos de la provincia; instituciones y fuerzas vivas de la región; y autoridades, consejeros, equipos técnicos y trabajadores de la Cooperativa de Provisión de Servicios Públicos, Vivienda y Consumo “16 de Octubre”, encabezados por su presidente, Miguel Illuminati.

Durante la recorrida, Torres destacó que “estamos transformando la matriz energética de la provincia desde el interior” y sostuvo que el nuevo parque fotovoltaico “es un modelo de lo que queremos impulsar en todo Chubut: más producción local de energía, mayor eficiencia y un desarrollo sustentable que genere oportunidades para nuestras comunidades”.

En ese sentido, remarcó que “muchas familias cordilleranas van a acceder a energía limpia” y agregó que “esto no es solo un logro técnico. Significa producir energía en nuestra provincia, reducir la dependencia de otros sistemas, bajar costos, cuidar el bolsillo de los chubutenses y seguir impulsando el desarrollo local”.

Parque Solar Fotovoltaico

El Parque Solar Fotovoltaico “Arroyo Seco – Ingeniero Gabriel Saunders” cuenta con una superficie de 4.335 metros cuadrados y una potencia instalada de 300 kW, que le permitirá generar aproximadamente 560.984 kWh de energía al año.

La obra demandó una inversión de $331.085.021,96 y fue ejecutada por la empresa Krenergy Ingeniería S.A., constituyéndose en el primer proyecto de generación solar impulsado por el sistema cooperativo en la Patagonia.

Además de abastecer con energía renovable a 230 hogares de la región, evitará la emisión de 150 toneladas de CO₂ por año, un impacto ambiental equivalente al que generan más de 6.900 árboles para capturar esa misma cantidad de carbono durante un año.

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El presidente de YPF, Horacio Marín, enfrió una futura baja en el precio de las naftas y advirtió que la reciente suba del barril de petróleo la demorará más.

“Todavía no llegamos al valor de equilibrio para bajar el precio de las naftas”, señaló Marín, al tiempo que alertó que “con estos precios se dilata más”.

El barril de crudo Brent saltó este miércoles a la zona de US$ 93 al reactivarse el conflicto en Medio Oriente.

El CEO de la petrolera defendió la política de acuerdo que se produjo en el sector por la cual se amortiguó el impacto de la suba del petróleo por la guerra.

“Decidimos hacer un buffer de precios donde no subimos todo lo que había que subir y cuando bajaba compensábamos”, explicó Marín en diálogo con Radio Rivadavia y, en este contexto, afirmó que aún no se alcanzó el punto de equilibrio entre las dos situaciones.

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La histórica planta de producción de caucho sintético ubicada en el Complejo Petroquímico de Puerto General San Martín dejará de operar, confirmó Pampa Energía en un comunicado oficial emitido tras la preocupación generada en el Cordón Industrial y la advertencia del gremio SOEPU por la paralización de la unidad que alguna vez fue PASA.

La empresa, liderada por el empresario Marcelo Mindlin, fundamentó el cierre en el deterioro del mercado interno de insumos para la industria automotriz, especialmente por la caída en la demanda de caucho sintético. Este descenso se debe, en gran parte, a la menor actividad en el sector de neumáticos, lo que hizo insostenible la continuidad del negocio local.

Según el comunicado, la paralización afecta exclusivamente a la línea de caucho sintético, mientras que las demás operaciones del complejo petroquímico continuarán con normalidad.

El principal motivo detrás de esta decisión fue la pérdida de un cliente estratégico: la empresa Fate. Tras el cierre de su planta en Virreyes (San Fernando) y la desvinculación de 920 trabajadores meses atrás, Fate dejó de adquirir caucho sintético producido en la región, generando un fuerte impacto comercial para la planta de Pampa Energía.

Para mitigar el impacto sobre los trabajadores afectados, la firma anunció un plan de reubicación dentro del grupo, ofreciendo oportunidades en otras compañías del holding como SACDE, TGS y Transener.

Finalmente, la compañía explicó que la medida forma parte de un reordenamiento estratégico de capital enfocado en concentrar inversiones en proyectos de mayor escala y potencial de crecimiento. En este sentido, destacaron su reciente iniciativa para construir una megaplanta de urea fertilizante en Bahía Blanca como ejemplo de las nuevas prioridades del grupo.

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El Gobierno nacional avanzó en los preparativos de una nueva licitación para importar 50.000 vehículos híbridos y eléctricos con arancel cero, con el objetivo de dar continuidad al régimen de beneficios fiscales para la movilidad sustentable. La medida apunta a que las primeras unidades de este nuevo cupo ingresen al mercado argentino a partir de enero de 2027.

La iniciativa forma parte del Régimen de Importación de Vehículos Electrificados, creado mediante el Decreto 49/2025, que permite importar determinados modelos con un arancel del 0%. Según trascendió, el nuevo llamado se realizará una vez agotados los cupos correspondientes a 2025 y 2026.

Hasta el momento, el Estado concretó tres licitaciones que autorizaron el ingreso de 100.000 unidades: dos tramos destinados a 2025 y un tercero para 2026. La nueva convocatoria sumará otras 50.000 unidades y marcará la cuarta etapa del programa.

El Ministerio de Economía ya inició consultas con las cámaras del sector para estimar la demanda del próximo llamado y garantizar una transición sin interrupciones entre los cupos actuales y los previstos para 2027.

Para acceder al beneficio del arancel cero, los vehículos deberán cumplir con un requisito clave: tener un valor FOB, precio en puerto de origen, de hasta 16.000 dólares. Este límite determina qué modelos pueden ingresar al país bajo el régimen especial.

El tope favorece principalmente a fabricantes chinos, cuyos costos de producción permiten ofrecer vehículos híbridos y eléctricos dentro de ese rango de precios. En cambio, gran parte de los modelos provenientes de Europa, Estados Unidos o Corea del Sur superan ese valor y quedan fuera del beneficio.

Crece la presencia de marcas chinas

El impacto del programa ya comenzó a reflejarse en el mercado automotor argentino. Durante el primer semestre de 2026, las marcas de origen chino alcanzaron entre el 12% y el 14% de participación en los patentamientos nacionales.

Uno de los casos más destacados fue el de BYD, que pasó de no tener presencia en el mercado local a convertirse en la novena marca más vendida del país. En los primeros seis meses del año patentó 8.249 unidades.

La incorporación de otras 50.000 unidades cobra relevancia en un contexto de desaceleración del mercado. Si bien las proyecciones indican que durante 2026 podrían venderse unas 580.000 unidades en Argentina, los patentamientos acumularon una caída interanual del 9,9% en el primer semestre. En ese escenario, el Gobierno apuesta a que los incentivos para la importación de vehículos híbridos y eléctricos contribuyan a ampliar la oferta disponible y dinamizar las ventas.

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Los sindicatos petroleros de Chubut y Santa Cruz alcanzaron un acuerdo paritario para el periodo que va de abril de 2026 a marzo de 2027, estableciendo una recomposición salarial total del 16%. Este aumento será aplicado de forma escalonada y contempla una cláusula de revisión para noviembre, con el fin de analizar la evolución económica y ajustar el convenio si fuera necesario.

En Santa Cruz, el Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables (SIPGER), liderado por Rafael Güenchenen, destacó que este acuerdo es fruto de varias semanas de negociación para mantener el poder adquisitivo de los trabajadores en un contexto de alta inflación e incertidumbre económica.

Por su parte, en Chubut, el Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables, encabezado por Jorge “Loma” Ávila, resaltó que el entendimiento otorga una recomposición salarial con previsibilidad y un acompañamiento constante para el bolsillo de cada trabajador, luego de intensas negociaciones.

El incremento se aplicará inicialmente mediante sumas extraordinarias no remunerativas que, paulatinamente, pasarán a formar parte del salario básico. El cronograma de pagos es el siguiente:

Detalle del aumento salarial:

• Entre julio y septiembre: 6% no remunerativo, que se incorporará al salario como remunerativo desde octubre.
• Durante agosto y septiembre: 4% adicional, alcanzando un 10% acumulado, que también será remunerativo desde octubre.
• Entre octubre y diciembre: 3% no remunerativo, que pasará a ser remunerativo en enero de 2027.
• De enero a marzo de 2027: 3% final, incorporado definitivamente al salario en abril de 2027.

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La balanza comercial energética volvió a consolidarse como uno de los principales motores del ingreso de divisas para la Argentina durante el primer semestre de 2026. De acuerdo con un informe elaborado por el economista Nadin Argañaraz, el saldo del sector mejoró u$s2.207 millones respecto del mismo período de 2025, explicado casi en su totalidad por el fuerte crecimiento de las exportaciones de energía.

El estudio señala que, solo en junio, la balanza energética registró un superávit de u$s611 millones, producto de exportaciones por u$s1.406 millones e importaciones por u$s794 millones. En el acumulado del primer semestre, la mejora interanual del saldo energético alcanzó los u$s2.207 millones.

Según el análisis de Argañaraz, este resultado se explica por un incremento de u$s2.274 millones en las exportaciones, parcialmente compensado por un aumento de u$s67 millones en las importaciones.

El informe que recibió Energy Report destaca que el desempeño responde tanto a una mejora en los precios internacionales como, principalmente, al crecimiento de los volúmenes exportados. Los dos motivos son dos: la guerra en Medio Oriente y una mayor actividad de Vaca Muerta.

Al descomponer la evolución del saldo comercial energético entre efecto precio y efecto cantidad, Argañaraz concluye que el primero aportó u$s552 millones, mientras que el aumento de las cantidades comercializadas explicó otros u$s1.656 millones. La combinación de ambos factores dio como resultado una mejora neta de u$s2.207 millones frente al primer semestre del año pasado.

En otras palabras, si bien la evolución de los precios internacionales colaboró con el resultado, el principal motor del superávit fue el incremento de la producción y de las exportaciones energéticas.

El mejor primer semestre de la última década

El gráfico elaborado por Argañaraz en base a datos del INDEC muestra un cambio de tendencia histórico en la balanza comercial energética. Tras varios años de fuertes déficits, con un piso cercano a los u$s5.200 millones en 2022, producto del incremento de las importaciones de gas y combustibles, el sector inició una rápida recuperación en 2023, consolidó el superávit en 2024 y alcanzó un nuevo récord en 2025.

Entre 2017 y 2022 la balanza energética alternó pequeños superávits con déficits crecientes, hasta tocar su peor registro en el primer semestre de 2022, con un rojo cercano a u$s4.600 millones, impulsado por el fuerte aumento del costo de las importaciones de energía tras la invasión rusa a Ucrania.

A partir de 2023 comenzó una recuperación acelerada. El déficit se redujo aproximadamente un 76% respecto de 2022, mientras que en 2024 el país volvió al superávit, con una mejora interanual superior al 350%. En 2025 el saldo positivo siguió expandiéndose otro 35,7%, y 2026 marca un nuevo récord histórico, con un superávit acumulado cercano a u$s6.000 millones, un 57,9% superior al de igual período del año anterior y el mejor primer semestre de toda la serie analizada.

Sin dudas, la evolución refleja el impacto del crecimiento de la producción de Vaca Muerta, el aumento sostenido de las exportaciones de petróleo y gas y la sustitución de importaciones energéticas, consolidando a la energía como uno de los principales motores de generación de divisas para la economía argentina.

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El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, confirmó que la provincia buscará recuperar la concesión de la Central Hidroeléctrica Futaleufú, actualmente en manos de Aluar desde hace tres décadas, sin que esto comprometa el contrato vigente con la empresa. La concesión fue extendida hasta diciembre de 2026, mientras se avanza en la organización de una nueva licitación internacional para definir su futuro.

Torres explicó que el control de la represa y el abastecimiento energético a Aluar son procesos que pueden coexistir. Subrayó que, aunque Aluar seguirá siendo cliente clave, eso no implica que mantenga un rol preponderante en la próxima concesión. En paralelo, la empresa está invirtiendo en parques eólicos y sistemas de almacenamiento para aumentar su autonomía energética.

El mandatario provincial remarcó que la estrategia judicial de Chubut persistirá para reclamar la titularidad de la concesión, fundamentando el reclamo en que los recursos hidroeléctricos pertenecen a la provincia según la Constitución. Considera la central un activo estratégico y un símbolo de soberanía energética para Chubut. La Justicia ya aceptó intervenir en la demanda presentada y, en caso de no alcanzar un acuerdo previo a la licitación, será el ámbito judicial quien determine el poder concedente.

Para despejar dudas sobre el futuro de Aluar en el nuevo esquema, Torres afirmó que la empresa continuará siendo un actor central, dado que mantiene vigente el contrato de suministro eléctrico y deberá participar en las negociaciones futuras sobre la compra de energía del complejo hidroeléctrico.

Este anuncio adquiere especial relevancia en medio del debate sobre la continuidad y el impacto que un cambio en la concesión podría tener en el suministro eléctrico de la planta de aluminio ubicada en Puerto Madryn, que depende de Futaleufú.

En paralelo, Aluar avanza en una estrategia para fortalecer su independencia energética. La compañía consolidó una capacidad de generación eólica propia de 582 MW, lo que le permite cubrir una parte creciente de su demanda con recursos propios. Además, recientemente obtuvo adjudicaciones en convocatorias oficiales que le sumarán 80 MW de potencia instalada en Buenos Aires y el noreste argentino.

Este proyecto incluye la instalación de dos centrales de almacenamiento con baterías —30 MW en San Fernando y 50 MW en Goya—, con una inversión cercana a los US$ 50 millones. Así, la empresa busca diversificar sus fuentes de energía, ganar flexibilidad operativa y afrontar la relicitación de Futaleufú con mayor capacidad de autoabastecimiento.

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Vista Energy reportó un crecimiento destacado en su producción y resultados financieros durante el segundo trimestre de 2026, período en el que finalizó la adquisición de los activos de Equinor en Vaca Muerta. Esta combinación entre expansión orgánica y compra estratégica posicionó a la empresa como la principal productora independiente de petróleo y el mayor exportador de crudo del país.

Durante el trimestre de abril a junio, la producción de Vista alcanzó 156.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), lo que representa un aumento del 32% en comparación con el mismo periodo de 2025. Este impulso se atribuye tanto al desarrollo de sus activos en Vaca Muerta como a la consolidación de los bloques adquiridos a Equinor desde mayo.

En cuanto a costos, el lifting cost –el costo de extracción por barril equivalente– descendió un 4%, ubicándose en 4,5 dólares por barril. Este descenso se produjo simultáneamente al crecimiento en la escala productiva, reflejando una mayor eficiencia operativa.

La compañía también destacó un aumento significativo en sus exportaciones, que crecieron un 54% interanual. En total, exportó 8,6 millones de barriles de petróleo en el trimestre, cifra que representa el 72% del total de sus ventas. “Desde la adquisición de los activos de Petronas en abril de 2025, Vista se mantiene como el mayor exportador de crudo del país”, afirmaron desde la empresa.

Los resultados económicos reflejan esta expansión: los ingresos totales alcanzaron 1.150 millones de dólares, un aumento del 89% respecto al segundo trimestre de 2025, impulsados por el mayor volumen de producción y la favorable evolución de los precios internacionales.

El Ebitda ajustado del trimestre se ubicó en 805 millones de dólares, casi duplicando (+99%) la cifra del año anterior, mientras que la utilidad neta fue de 322 millones de dólares, un 37% superior a la registrada en el mismo periodo de 2025 y un 199% más que en el trimestre previo.

Durante estos meses, la inversión de Vista ascendió a 467 millones de dólares, principalmente destinados a la perforación y completación de 27 nuevos pozos. El flujo de caja libre, excluyendo el pago por la compra de activos de Equinor, fue de 491 millones de dólares, gracias a la mejora en el Ebitda ajustado y la gestión del capital de trabajo.

Al cierre del trimestre, el ratio de apalancamiento neto fue de 1,41 veces el Ebitda ajustado, y en base proforma, considerando los últimos doce meses de los activos adquiridos, este indicador bajó a 1,25 veces.

En mayo, Vista anunció la compra de la participación de Equinor en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, con la expectativa de sumar 22.000 barriles diarios y alcanzar una producción superior a 160.000 boe/d. Si bien la producción del segundo trimestre quedó en 156.000 boe/d, representa un avance sustancial frente al año anterior.

Además, la empresa proyecta un plan de inversiones para 2026 de 1.800 millones de dólares, un 12,5% más que lo estimado en noviembre de 2025, y prevé un Ebitda ajustado anual de 3.000 millones de dólares, un 58% por encima de la proyección inicial. La meta es alcanzar una producción de 208.000 boe/d para 2028, con inversiones totales que podrían alcanzar los 5.600 millones de dólares entre 2026 y 2028.

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Los precios internacionales del petróleo siguen en alza y se acercan a los US$95 este miércoles, ante la persistencia de los ataques entre Estados Unidos e Irán y la inseguridad del paso por el estrecho de Ormuz.

El Brent, referencia para Europa, avanza durante esta jornada 3,63%, cotizando a 94,28 dólares por barril, mientras que el crudo West Texas Intermediate (WTI), de referencia en Estados Unidos, trepa un 3,35% y se ubica en 87,17 dólares por barril.

Antes de la ofensiva estadounidense e israelí contra Teherán, el 28 de febrero, el Brent cotizaba en torno a los 73 dólares por barril, valor al que retornó tras el acuerdo de paz alcanzado entre los países involucrados, pero en los últimos días volvió a avanzar por nuevos desencuentros.

El retorno de la tendencia alcista en el precio del crudo se da frente al cese de la tregua acordada entre Estados Unidos e Irán, que incluye ataques de ambos lados en las últimas jornadas tras la declaración de Donald Trump sobre el fin del acuerdo al señalar que “se ha terminado”.

La continuidad de las agresiones y la profundización del alejamiento de las negociaciones produce la inestabilidad del tránsito fluvial seguro en la vía navegable por la que transita una quinta parte del suministro mundial de petróleo.

En este sentido, el secretario de Estado de Estados Unidos, Marco Rubio, apuntó contra la voluntad negociadora de Irán al señalar que “el problema que tenemos ahora es que no se toman en serio las conversaciones. Si van en serio, nosotros hablamos en serio. Si no lo están, haremos lo necesario para proteger nuestros intereses y también los intereses de nuestros aliados”.

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El Gobierno reglamentó la libre exportación de hidrocarburos y creó un nuevo registro simplificado para agilizar las ventas al exterior de petróleo, gasolinas y derivados.

La medida fue oficializada mediante la Resolución 166/2026, publicada este miércoles en el Boletín Oficial.

La normativa instrumentada por la Secretaría de Energía redefine el marco regulatorio para la comercialización externa de recursos energéticos en Argentina en línea con la política desreguladora que viene implementando la administración de Javier Milei.

En el texto oficial, se explicó que el cambio normativo busca dar cumplimiento a los principios de libre mercado y libre concurrencia establecidos en el Decreto 70/2023 y la Ley Bases, limitando la intervención estatal solo a lo estrictamente necesario para garantizar la seguridad del suministro.

El punto central de la reforma es la creación del Registro de Operaciones de Exportación, bajo la órbita de la Subsecretaría de Hidrocarburos. En este registro se asentarán todas las notificaciones de exportación, las eventuales objeciones y las “Constancias de Libre Exportación”.

Los productos alcanzados por este régimen de registro incluyen:

• Aceites crudos de petróleo y de mineral bituminoso.
• Gasolinas (excepto de aviación).
• Gasoil.
• Propano (crudo y otros).
• Butano.
• Gas Licuado de Petróleo (GLP).

La normativa derogó la Resolución 241/2017, bajo la cual, los exportadores debían demostrar que habían ofrecido previamente el producto al mercado interno antes de obtener el permiso de exportación. El Gobierno consideró que este mecanismo no cumplía con su finalidad de asegurar el abastecimiento y generaba distorsiones que no se adecuaban a los nuevos principios de libertad comercial.

Ahora, los permisionarios y concesionarios tienen el dominio sobre los hidrocarburos que extraen y pueden comercializarlos y exportarlos libremente, sujetos a un régimen de “no objeción” basado en criterios técnicos y económicos.

En este marco, se introdujo un procedimiento ágil realizado a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD). La autoridad podrá realizar alguna objeción dentro de 30 días hábiles para aceites crudos, gasolinas y gasoil y en un lapso de 7 días hábiles para propano, butano y GLP.

En caso de que la Secretaría de Energía no se expida en esos plazos, se aplica el silencio con sentido positivo, permitiendo al interesado exigir la emisión de su Constancia de Libre Exportación. Esta constancia otorga estabilidad a la operación, garantizando que el derecho a exportar no sea interrumpido durante el programa de embarques.

Para contratos que excedan los 12 meses, la norma exige documentación adicional, como contratos firmes y proyecciones de reservas probadas de las áreas de origen. Asimismo, para proyectos que requieran nueva infraestructura, se contempla una articulación con el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), facilitando los trámites a quienes ya hayan iniciado su adhesión a dicho régimen.

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YPF, la petrolera bajo control estatal, anunció un split bursátil que comenzará a regir a partir del 4 de agosto. Esta operación consiste en dividir cada acción ordinaria en diez títulos, lo que implica que los accionistas recibirán nueve acciones adicionales por cada una que posean al 3 de agosto, sin necesidad de realizar trámites.

Como resultado, el valor nominal de cada acción disminuirá de AR$10 a AR$1, mientras que la cantidad total de acciones en circulación se multiplicará, pasando a ser 3.933.127.930 títulos, manteniéndose inalterado el capital social de la empresa. La maniobra busca incrementar la liquidez y facilitar el acceso al mercado de capitales para inversores minoristas.

La compañía comunicó formalmente esta decisión a la Comisión Nacional de Valores (CNV) y a Bolsas y Mercados Argentinos (ByMA), asegurando que esta medida no alterará el valor económico ni los derechos de voto de los accionistas.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, explicó el propósito de la iniciativa: “Queremos que cada vez más argentinos puedan ser parte del crecimiento de YPF. El split de la acción es un paso concreto para acercar el mercado de capitales y hacer más accesible la inversión en la compañía”.

Además, la petrolera anticipó el desarrollo de una nueva funcionalidad en su aplicación móvil, que permitirá a los usuarios comprar acciones de forma directa a través de la APP YPF, ampliando así la accesibilidad para millones de usuarios que ya forman parte de su ecosistema digital.

Esta estrategia se enmarca en el contexto de expansión sostenida en la producción de Vaca Muerta, la formación neuquina que representa un pilar clave para el superávit energético del país. YPF concentra allí gran parte de su capital en el desarrollo de pozos horizontales y etapas avanzadas de fractura.

Con esta medida, la empresa apunta a que el crecimiento industrial en Vaca Muerta esté respaldado por un abanico más amplio de pequeños inversores, reduciendo las barreras económicas para sumarse a la dinámica exportadora y a los proyectos midstream.

El split también impactará en los mercados internacionales, donde el acuerdo con The Bank of New York Mellon modificará la relación de acciones Clase D representadas por cada American Depositary Share (ADS) en Wall Street, pasando de una acción por ADS a diez acciones por certificado.

La gestión de YPF fundamenta esta decisión en tres objetivos principales: mejorar la liquidez bursátil, facilitar la accesibilidad masiva mediante la reducción del precio nominal y adoptar prácticas financieras alineadas con las grandes compañías energéticas globales.

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El Gobierno aprobó formalmente la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto “Rincón de Aranda” de Pampa Energía, que prevé una inversión de US$4.500 millones en desarrollo de hidrocarburos en Vaca Muerta.

Este ingreso al RIGI quedó autorizado mediante la Resolución 1025/2026, publicada este martes en el Boletín Oficial, donde se calificó a la iniciativa como un “Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo” (PEELP) dentro del sector de petróleo y gas.

El ministro de Economía, Luis Caputo, había destacado días atrás, al momento de anunciar su aprobación, que “generará aproximadamente 800 empleos directos y 1.000 indirectos” y precisó que “prevé la exportación de US$17.000 millones a partir de la producción de 305 millones de barriles de petróleo durante sus 30 años de duración”.

Al valorar la inserción del proyecto al régimen, Caputo sostuvo que “las condiciones favorables que generó el RIGI permitieron que la empresa pudiera incrementar 50% la actividad de explotación y producción de hidrocarburos inicialmente planeada en el área”.

El denominado “Proyecto Rincón de Aranda” se localizará en el departamento de Añelo, provincia de Neuquén. El objetivo central es el desarrollo integral de recursos hidrocarburíferos no convencionales mediante la perforación de 259 nuevos pozos horizontales y la construcción de la infraestructura asociada necesaria.

La normativa detalló que el proyecto no solo contempla la explotación de los pozos, sino también el tratamiento, procesamiento, almacenamiento y transporte de petróleo, gas natural y agua, incluyendo la operación de plantas, oleoductos y gasoductos.

La empresa ha declarado una inversión total en activos computables de US$4.521 millones. Este plan se ejecutará en tres fases sucesivas:

• Primera etapa (2024-2028): se prevé una inversión de US$1.159 millones para infraestructura de transporte (Planta Central de Procesamiento, ductos) y la perforación de los primeros 50 pozos.
• Segunda etapa (2028-2031): con un desembolso de US$1.107 millones, se perforarán otros 70 pozos, alcanzando en esta fecha el compromiso de inversión mínima de US$2.000 millones exigido para su categoría.
• Tercera etapa (2031-2041): se destinarán US$2.255 millones para los últimos 139 pozos que completarán el desarrollo total del campo.

La calificación del proyecto como “estratégico” se fundamenta en su potencial para posicionar a la Argentina como un proveedor global de petróleo crudo en mercados donde actualmente posee una participación inferior al 10%. De hecho, los informes técnicos indicaron que la participación nacional actual es menor al 1%.

Al estar bajo el marco del RIGI, el vehículo de proyecto único (VPU) accederá a incentivos tributarios, aduaneros y cambiarios, como la exención de aranceles para la importación de mercaderías necesarias para el proyecto y beneficios en la liquidación de divisas.

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La decisión de San Antonio Internacional (SAI) de retomar sus operaciones en Santa Cruz fue valorada por la Cámara de Servicios Petroleros (CaSePe) como una muestra del proceso de recuperación que atraviesa la industria hidrocarburífera provincial, y de las oportunidades que comienzan a abrirse para las empresas de servicios y los proveedores locales.

Tras la reunión encabezada por el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el presidente de CaSePe, Tomás Hess, sostuvo que la decisión de la compañía de retomar sus operaciones, responde al escenario de inversiones que se viene consolidando en la provincia.

“El regreso de San Antonio Internacional, es el resultado de las oportunidades y las condiciones que está generando Santa Cruz para concretar inversiones e incrementar la actividad. Se trata de una empresa con amplia trayectoria en el sector, que vuelve a la provincia con la experiencia y el conocimiento adquiridos durante años de trabajo”, afirmó luego de la reunión.

Hess señaló que la incorporación de una empresa de estas características, tendrá un efecto directo sobre la actividad económica vinculada al petróleo, al precisar que “cuando una empresa de esta magnitud decide volver a operar, se fortalece el ecosistema de servicios petroleros, se generan nuevas oportunidades de empleo y se impulsa toda la cadena de valor”.

Mayor demanda para proveedores locales y mayor demanda laboral 

Respecto del impacto sobre las empresas santacruceñas, explicó que la puesta en marcha de nuevos equipos, también representa una mayor demanda para los proveedores locales: “Cada equipo que vuelve a operar, moviliza una importante red de proveedores locales, como empresas de logística, alquiler de equipos, hotelería, seguridad, servicios ambientales y muchos otros rubros que forman parte de la operación diaria. Esto significa más trabajo para las empresas santacruceñas, mayor demanda de mano de obra local, y la posibilidad de consolidar capacidades para acompañar nuevos proyectos”.

Finalmente, el directivo destacó la capacidad de respuesta del entramado empresarial provincial y la importancia de sostener un trabajo articulado entre todos los actores del sector, al asegurar que “los proveedores de Santa Cruz han demostrado una gran capacidad de adaptación. Hoy están respondiendo al incremento de la actividad con compromiso, experiencia y conocimiento de las necesidades operativas de la industria. Estamos preparados para acompañar este proceso, trabajando junto a las operadoras, las empresas de servicios, los sindicatos y el Gobierno Provincial para garantizar un crecimiento sostenible”.

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En el marco del Programa Provincial de Almacenamiento de Energía en Baterías, la Provincia de Buenos Aires, a través de Buenos Aires Energía S.A. (BAESA), adjudicó la incorporación de una nueva capacidad de almacenamiento de energía, una iniciativa que permitirá fortalecer el sistema eléctrico bonaerense, mejorando la calidad del servicio en zonas estratégicas.

Impulsado por la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, el programa prevé la instalación de Sistemas de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) con el objetivo de incrementar la confiabilidad del suministro eléctrico en nodos críticos de la provincia.

El proyecto cuenta con una inversión estimada en $31.200 millones y contempla una potencia total de 25 MW, además de una capacidad de almacenamiento de 125 MWh, que se distribuirán en cuatro nodos estratégicos ubicados en las localidades Mar del Tuyú, Carmen de Areco, Arrecifes y Capitán Sarmiento. 

El inicio de las obras está previsto para el segundo semestre de 2026, mientras que la puesta en operación de los sistemas se proyecta para enero de 2027, planificada para resolver los picos de consumo de energía por las altas temperaturas.

La incorporación de esta tecnología permitirá optimizar el uso de la infraestructura eléctrica existente, reduciendo las restricciones en el sistema de transporte, brindar mayor flexibilidad operativa, facilitar la integración de energías renovables y disminuir la utilización de generación térmica de respaldo.

El programa se financia mediante el Adicional de Costo de Generación Distribuida (ACGD), canalizado a través del FITBA, consolidando un esquema que articula la planificación pública, el financiamiento específico y la implementación operativa a través de Buenos Aires Energía S.A. (BAESA).

Con esta obra, la Provincia continúa avanzando en la modernización de su sistema energético, incorporando soluciones tecnológicas que fortalecen la red eléctrica, mejoran la respuesta ante la demanda y acompañan la transición hacia una matriz energética más eficiente y sustentable.

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La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación abrió una instancia de consulta pública para que los ciudadanos y organizaciones accedan a información sobre los impactos ambientales y sociales del proyecto AMBA I, y conozcan las medidas de mitigación previstas.

El proyecto forma parte del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, que contempla 16 obras prioritarias orientadas a mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver los cuellos de botella estructurales que hoy limitan el transporte de energía desde los puntos de generación hacia los centros de consumo. AMBA I se encuentra, además, en proceso de obtención de la garantía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

Qué comprende el proyecto AMBA I

* Construcción de una nueva estación transformadora (E.T. Plomer).
* Ampliación de la E.T. 25 de Mayo.
* Adecuación de las estaciones transformadoras E.M. Atucha, E.T. Ezeiza, E.T. General Rodríguez, E.T. Mercedes, E.T. Luján, E.T. Zapalorto y E.T. Pantanosa.
* Construcción de las líneas asociadas.

Formatos de participación

Evento presencial

Autoridades de la Secretaría de Energía expondrán los impactos ambientales y sociales del proyecto AMBA I y sus medidas de mitigación.
* Sede: Paseo Cultural “El Galpón”.
* Dirección: Avellaneda 2441 (esquina Gral. Roca), Marcos Paz, Provincia de Buenos Aires.
* Fecha y hora: 22 de julio de 2026, 11 hs.

Consultas virtuales

Quienes no puedan asistir de manera presencial pueden realizar consultas o comentarios sobre el proyecto a través de esta web o escribiendo a ampliaciontransporte@mecon.gov.ar. Todas las consultas serán respondidas de manera online.

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DLS Archer anunció la incorporación de un equipo de perforación de última generación que comenzará a operar en Vaca Muerta durante el primer trimestre de 2027, en el marco del plan para fortalecer los desarrollos en la formación neuquina.

El nuevo rig, denominado Súper High Spec DLS-177, está equipado con tecnología Managed Pressure Drilling (MPD), un sistema que permite un control más preciso de la presión durante la perforación. Esta innovación apunta a mejorar la seguridad en las operaciones y a optimizar la eficiencia en pozos no convencionales.

Esta incorporación forma parte del acuerdo de largo plazo entre DLS Archer e YPF, cuyo objetivo es ampliar la capacidad operativa y adaptar las soluciones tecnológicas a las crecientes demandas del shale argentino.

Gerardo Molinaro, vicepresidente de Land Drilling de DLS Archer, señaló que “la llegada del nuevo equipo fortalece el vínculo estratégico con YPF y acompaña el crecimiento sostenido que viene mostrando el shale argentino”. Además, destacó que este rig permitirá “elevar los niveles de productividad y mantener altos estándares de seguridad en cada operación”.

El nuevo equipo se suma a la estrategia de expansión que la empresa inició meses atrás, cuando supervisó en Houston, Estados Unidos, el acondicionamiento de dos rigs eléctricos APEX 1500 de 1.500 HP. Estos equipos están diseñados especialmente para perforaciones no convencionales y cuentan con sistemas automatizados para el manejo de tuberías, top drive de 500 toneladas y equipos de circulación de alta presión, características que agilizan los tiempos y reducen riesgos en Vaca Muerta.

La inversión, que forma parte de un contrato quinquenal entre DLS Archer e YPF valorado en aproximadamente 600 millones de dólares, contempla la operación de siete equipos de perforación con servicios integrados, incluyendo la tecnología MPD, considerada clave para optimizar el desempeño en formaciones de baja permeabilidad.

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Pampa Energía anunció una inversión de US$2.700 millones para desarrollar en Bahía Blanca la planta de producción de urea granulada más grande de Sudamérica y una de las más importantes a nivel global. Este proyecto se emplazará en un predio de 80 hectáreas dentro del Polo Industrial, con conexión directa a los gasoductos que transportan gas natural extraído de Vaca Muerta.

La iniciativa, que ya fue presentada para sumarse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), busca aprovechar el crecimiento de Vaca Muerta para agregar valor al gas argentino. La construcción demandará aproximadamente tres años y medio, con la planta comenzando a operar hacia finales de 2029.

El complejo tendrá una capacidad anual para producir 2,1 millones de toneladas de urea granulada, lo que equivale a unas 6.000 toneladas diarias distribuidas en dos líneas de producción. Además, contará con una planta de amoníaco, sistemas de almacenamiento y una infraestructura diseñada para abastecer tanto al mercado interno como a las exportaciones, mediante transporte por camiones y buques.

Esta inversión estratégica apunta a fortalecer el suministro de fertilizantes para el sector agrícola argentino, reduciendo la dependencia de importaciones. También se espera generar ingresos por ventas al exterior, especialmente hacia Brasil, que actualmente importa entre siete y ocho millones de toneladas anuales de urea.

Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, subrayó que se trata del proyecto de inversión más significativo en la historia de la empresa, ya que conecta el desarrollo gasífero de Vaca Muerta con la producción agropecuaria, “garantizando un suministro más estable y competitivo de fertilizantes”.

La ingeniería y construcción estarán a cargo de SACDE y Tecnimont, la unidad de la firma italiana MAIRE. La tecnología para la producción de amoníaco y urea será suministrada por Nextchem, a través de su subsidiaria Stamicarbon, y por la empresa KBR.

El proyecto incluye además obras complementarias para mejorar la infraestructura de Bahía Blanca. Entre ellas se destaca la construcción de una planta desalinizadora, que abastecerá de agua al complejo industrial sin afectar el consumo urbano, y la ampliación del sistema portuario local para incrementar la capacidad operativa y facilitar la salida de la producción hacia los mercados internacionales.

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YPF alcanzó un nuevo hito en la explotación de Vaca Muerta al completar 203 horas continuas de fractura hidráulica en el bloque Bandurria, entre el 2 y el 11 de julio. Esta operación, que equivale a más de 8 días y 11 horas de trabajo sin interrupciones, se realizó bajo un sistema totalmente remoto y autónomo, sin registrar incidentes.

Durante este período, la empresa llevó a cabo 86 etapas de fractura que fueron monitoreadas desde su Real Time Intelligence Center (RTIC). Esta metodología forma parte de la estrategia de YPF para aumentar la productividad en desarrollos no convencionales mediante la automatización y el uso de tecnología avanzada.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó que este logro representa «un nuevo hito para Vaca Muerta» y remarcó que la operación los acerca a los estándares de productividad de la cuenca estadounidense del Permian. «Este logro refleja una operación de fractura 100% remota y autónoma, con cero incidentes. Es un hito para Vaca Muerta que nos acerca aún más a los estándares del Permian y demuestra que, cuando apostamos por la innovación, la tecnología y la excelencia operativa, podemos competir con los mejores del mundo», afirmó.

Marín también resaltó el esfuerzo colectivo y la incorporación de nuevas tecnologías como factores clave para alcanzar este resultado, señalando que «el resultado es fruto del trabajo conjunto, la incorporación de nuevas tecnologías y la mejora continua de los procesos».

Este récord refuerza la apuesta de YPF por optimizar sus operaciones a través de la automatización y el monitoreo remoto, herramientas que permiten reducir tiempos, mejorar la eficiencia y aumentar la competitividad del shale argentino.

Con esta marca, YPF continúa avanzando en su meta de posicionar a Vaca Muerta entre los desarrollos no convencionales más eficientes a nivel mundial, en un contexto donde la productividad es clave para sostener el crecimiento tanto de la producción como de las exportaciones de petróleo y gas.

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El área offshore CAN 200, incorporada por el gobierno nacional al proceso de licitación para la exploración de hidrocarburos en el Mar Argentino, está ubicada a 249 kilómetros de Mar del Plata en su punto más cercano, una distancia que la convierte en una de las áreas de exploración más próximas a la ciudad dentro de la Cuenca Argentina Norte. El bloque, de unos 5.000 kilómetros cuadrados de superficie, es además lindero con el CAN 102, donde YPF y Equinor ya llevaron adelante trabajos exploratorios sin resultados positivos.

Aunque la actividad se desarrollará mar adentro, la cercanía con la costa bonaerense vuelve a poner a Mar del Plata como uno de los principales puntos de referencia para el desarrollo offshore en el país, con los antecedentes de conflicto que ya vivieron en años recientes. El límite más cercano del bloque se encuentra a unos 249 kilómetros del centro de la ciudad, mientras que el extremo más alejado alcanza aproximadamente los 354 kilómetros.

La distancia resulta apenas mayor que la que tiene el CAN 107, otro de los bloques de la Cuenca Argentina Norte que llegó a ser concesionado y cuyo punto más cercano se ubicaba a 196 kilómetros de Mar del Plata. Ese bloque, finalmente, fue devuelto al Estado luego de que las empresas decidieran no continuar con la exploración ante la acumulación de resultados negativos tras las exploraciones sísmicas realizadas.

En cuanto a sus dimensiones, el CAN 200 abarca alrededor de 5.000 kilómetros cuadrados, una superficie que equivale a más de tres veces la extensión del partido de General Pueyrredon, que posee aproximadamente 1.460 kilómetros cuadrados.

Frente a la costa bonaerense

El bloque se encuentra en el sector norte de la Cuenca Argentina Norte, sobre el límite lateral marítimo entre Argentina y Uruguay. Su ubicación lo sitúa frente a distintos municipios de la costa bonaerense.

Tomando una referencia en línea recta, el extremo norte del área queda aproximadamente frente a Punta Médanos, en el Partido de La Costa, mientras que el límite sur se ubica a la altura de La Caleta, en el partido de Mar Chiquita. En consecuencia, la zona de exploración se proyecta mar adentro frente a las costas de Partido de La Costa, Pinamar, Villa Gesell y Mar Chiquita, además de mantenerse relativamente próxima a General Pueyrredon.

Vecino del CAN 102

Otro dato relevante es que el CAN 200 limita con el bloque CAN 102, concesionado al consorcio integrado por YPF y Equinor, donde se desarrolló una de las primeras perforaciones exploratoria de aguas profundas de la Cuenca Argentina Norte.

Durante 2024, las petroleras llevaron adelante la etapa de explotación sísmica a través del buque panameño Pxgeo2. Si bien los trabajos permitieron obtener una importante cantidad de información geológica sobre la cuenca, las empresas concluyeron que el prospecto no contenía hidrocarburos en volúmenes comercialmente explotables, por lo que no se confirmó un descubrimiento.

La proximidad entre ambas áreas hace que buena parte de la información geológica obtenida en el CAN 102 resulte de interés para evaluar el potencial del nuevo bloque, que ahora buscará atraer inversiones privadas a través de la licitación lanzada por el Gobierno nacional.

De concretarse una futura adjudicación, el CAN 200 pasará a integrar el conjunto de áreas offshore que concentran las expectativas de encontrar nuevos recursos hidrocarburíferos en la plataforma continental argentina, con Mar del Plata como la principal ciudad de referencia logística sobre la costa atlántica.

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En la provincia de Buenos Aires continúa la ampliación del plan de infraestructura renovable diagramado por la gobernación de Axel Kicillof con la construcción de ocho nuevos parques solares distribuidos en distintos municipios.

Las iniciativas forman parte de un pan de generación distribuida solar que impulsa el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos junto con el Foro Regional Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires (FREBA), a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida (PROINGED).

¿Dónde están los cinco parques solares ya en construcción?

De los ocho proyectos previstos, cinco ya se encuentran en ejecución en Alberti; 16 de Julio (Azul); Pehuen –Co (Coronel Rosales); Pipinas (Punta Indio); y San Cayetano.

En los parques de San Cayetano y Pehuen-Có se incorporan sistemas de almacenamiento mediante baterías, lo que permite atender demandas específicas de la red eléctrica, mejorar la calidad del servicio y dar respuesta a consumos estacionales.

En total, los cinco parques actualmente en ejecución sumarán una potencia fotovoltaica de 3,5 MW (mega watt) de potencia solar y 2.900 kWh (Kilo Watt hora) de almacenamiento, lo que permitirá aumentar la disponibilidad de energía en localidades con restricciones de abastecimiento a la vez que acompañar el crecimiento de las comunidades a partir de energías renovables.

Los tres parques solares en proceso de licitación

A estas intervenciones se suman tres nuevos emprendimientos en Castilla (Chacabuco), Marisol (Coronel Dorrego) y Gorchs (General Belgrano) que actualmente están en proceso de licitación.

En ese sentido, el parque solar Castilla contará con una potencia de 400 kWp y será operado por la cooperativa eléctrica de Chacabuco. Su incorporación permitirá reforzar el abastecimiento en una zona ubicada en punta de línea, donde las características de la red generan limitaciones en la calidad del servicio. En tanto, el parque solar Marisol dispondrá de una potencia de 200 kWp y estará asociado a un sistema de almacenamiento de 1.500 kWh; y el de Gorchs tendrá una potencia de 400 kWp y un sistema de acumulación de 1.600 kWh, permitiendo aliviar restricciones en una red caracterizada por extensas líneas de distribución y una importante demanda de usuarios rurales e industriales.

Plan de generación de energía solar

El plan de generación distribuida solar tiene como objetivo brindar soluciones energéticas sustentables en localidades con limitaciones de infraestructura eléctrica, especialmente aquellas ubicadas en puntas de línea. Esto significa que se encuentran en el extremo final de la red de transmisión o distribución eléctrica. Al estar al final del tendido, cualquier falla que se produzca en el trayecto previo interrumpe directamente el suministro.

Con la entrada en operación de estas nuevas instalaciones durante 2027, la provincia de Buenos Aires alcanzará un total de 34 parques solares en funcionamiento y una potencia fotovoltaica instalada de 12 MWp, consolidando uno de los programas de generación distribuida renovable más importantes del país.

En su conjunto, estos desarrollos generarán alrededor de 21.000 MWh anuales, energía equivalente al consumo de aproximadamente 7.000 hogares bonaerenses. Además, permitirán evitar la emisión de más de 11.000 toneladas de dióxido de carbono por año.

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Durante el segundo trimestre de 2026, Vista consolidó su crecimiento en Vaca Muerta al alcanzar una producción promedio de 156.000 barriles equivalentes de petróleo por día, lo que significa un aumento del 32% en comparación con el mismo período del año anterior.

La producción de petróleo crudo se situó en 135.000 barriles diarios, reflejando una mejora interanual del 33%. Este avance reafirma la posición de Vista como la mayor productora independiente de hidrocarburos en Argentina y principal exportadora de petróleo.

En materia de exportaciones, la empresa envió al exterior 8,6 millones de barriles durante el trimestre, lo que representa un incremento del 54% respecto a 2025. Estas ventas internacionales constituyen el 72% del total comercializado, un dato que destaca la expansión global de Vista tras la adquisición de activos de Petronas en abril del año pasado.

La petrolera invirtió US$ 467 millones en perforación y completación de pozos, sumando 27 nuevos pozos conectados a producción. Esta inversión permitió ampliar la capacidad operativa y mejorar la eficiencia, reduciendo el costo de extracción a 4,5 dólares por barril equivalente, un 4% menos que en el mismo trimestre de 2025.

Los resultados financieros reflejaron este desempeño con ingresos por US$ 1.150 millones, un aumento del 89% interanual, impulsado por el mayor volumen producido y un contexto favorable en los precios internacionales del petróleo. La utilidad neta alcanzó los US$ 322 millones, mejorando un 37% frente al segundo trimestre de 2025 y un 199% en comparación con el trimestre previo.

Parte del crecimiento se atribuye al desarrollo de los bloques propios de Vista en la Cuenca Neuquina, lo que ha fortalecido su presencia en el sector y su capacidad para competir en mercados internacionales.

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En el marco de una agenda de trabajo desarrollada en la provincia del Neuquén, autoridades del Ministerio de Energía de Tierra del Fuego realizaron una serie de recorridas técnicas por instalaciones vinculadas a la actividad hidrocarburífera, con el objetivo de conocer los procesos productivos y las tecnologías aplicadas a la explotación convencional y no convencional en esa zona.

Como parte de la agenda, la ministra de Energía, Gabriela Castillo, junto a la secretaria de Hidrocarburos, Julieta Balderramas, y la directora general de Fiscalización de las Operaciones Hidrocarburíferas, Ana Laura López, participaron de una visita a la empresa SAN S.R.L., junto a autoridades de Terra Ignis Energía S.A. Allí recorrieron la planta, especializada en el tratamiento y disposición final de residuos petroleros, y conocieron los procesos implementados para su gestión.

Posteriormente, las autoridades del Ministerio de Energía visitaron el centro de acopio y acondicionamiento de arenas de San Benito Energía, en cercanías de Añelo, y recorrieron la planta Aguada Pichana y el yacimiento no convencional operado por Total Austral. Durante la visita participaron de una reunión técnica sobre la operación de la planta de tratamiento y conocieron las distintas etapas del proceso productivo, desde la preparación de arenas para fractura hidráulica, la perforación horizontal y las tareas de flowback, hasta la limpieza de los pozos para su posterior puesta en producción.

Al respecto, la ministra de Energía, Gabriela Castillo, señaló que “recorrimos las distintas etapas de la explotación hidrocarburífera en Vaca Muerta para conocer de primera mano cómo funciona la actividad no convencional, una modalidad que hoy no tenemos en Tierra del Fuego, pero que representa un horizonte de desarrollo a futuro”.

“Conocer cada uno de los procesos, desde la preparación de arenas para fractura hidráulica hasta la perforación, la limpieza de los pozos y el funcionamiento de las plantas de tratamiento, nos permite incorporar herramientas y experiencias valiosas para seguir planificando el desarrollo energético de nuestra provincia”, concluyó la funcionaria.

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El gobierno de Río Negro publicó este jueves un decreto que autoriza la reversión total del área hidrocarburífera Cerro Manrique de YPF a la Provincia, después de que finalizara el período exploratorio y la petrolera de bandera cumpliera con sus obligaciones.

Se trata del Decreto 662/26, que fue difundido hoy en el Boletín Oficial 6508 y formaliza la devolución del 100% del área al Estado provincial, solicitada por YPF, luego del vencimiento del segundo período exploratorio, ocurrido el 21 de septiembre de 2024.

La reversión no se origina en un incumplimiento. De acuerdo con el expediente, YPF cumplió y superó el compromiso de inversión previsto para la segunda etapa exploratoria.

La empresa debía acreditar 820 Unidades de Trabajo mediante la perforación de un pozo exploratorio. Finalmente, certificó 1.021,69 unidades, 201,69 más que las exigidas.

La evaluación técnica comprendió los resultados obtenidos mediante dos pozos exploratorios. Tras analizar la documentación, la Secretaría de Hidrocarburos aceptó la reversión total del área.

Además, la empresa presentó el informe técnico final y acreditó los libres deuda correspondientes a regalías, canon de superficie, aporte complementario y compromisos de capacitación. También obtuvo la aprobación de la Auditoría Ambiental exigida para completar el procedimiento.

YPF había resultado adjudicataria del permiso de exploración mediante el Decreto 644/18, luego de una licitación pública nacional e internacional. El contrato contemplaba inicialmente inversiones superiores a los USD 22,2 millones.

Durante el segundo período exploratorio, la empresa avanzó con el pozo BdC.x-1, destinado a evaluar reservorios convencionales y tight. Esa perforación representó una inversión estimada superior a los USD 6 millones y permitió sumar información sobre el potencial del bloque.

Con el Decreto 662/26, Cerro Manrique queda nuevamente bajo administración provincial. La decisión ordena el cierre formal de la etapa exploratoria y preserva la capacidad de Río Negro para definir los próximos pasos sobre el área.

La medida refleja una gestión energética basada en reglas claras, controles técnicos y ambientales, y seguimiento de los compromisos asumidos por las empresas. Río Negro mantiene una administración activa de sus recursos, con planificación y una mirada puesta en el desarrollo productivo de la Provincia.

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El Gobierno nacional analiza reactivar el Tren Norpatagónico, una obra ferroviaria de cargas que permanece suspendida y que busca fortalecer la logística de Vaca Muerta mediante la modernización de la infraestructura entre Bahía Blanca y Añelo.

La iniciativa apunta a mejorar la capacidad y confiabilidad del corredor ferroviario que conecta la provincia de Buenos Aires con el principal polo de producción de hidrocarburos no convencionales del país.

Según replicó la agencia Noticias Argentinas, el proyecto es evaluado por el impacto que podría tener sobre la expansión de Vaca Muerta, cuya producción de petróleo y gas continúa creciendo y demanda una red logística más eficiente.

La propuesta contempla la intervención de 665 kilómetros de vías férreas para conectar de manera directa la estación de Bahía Blanca con la localidad neuquina de Añelo, considerada el epicentro operativo del desarrollo energético.

De acuerdo con la documentación técnica, la ejecución total de la obra demandaría un plazo estimado de 48 meses.

El objetivo es incrementar de manera sustancial la capacidad de transporte ferroviario de cargas, reducir los tiempos de traslado y mejorar la eficiencia del corredor logístico.

Cómo es el proyecto ferroviario que permanece suspendido

El proyecto del Tren Norpatagónico, que actualmente figura con estado “suspendido”, contempla una profunda modernización del corredor ferroviario de cargas entre Bahía Blanca y Añelo para responder a las necesidades logísticas del desarrollo de Vaca Muerta.

Las obras previstas incluyen:

• Mejoramiento de 374 kilómetros de vías existentes sobre el trazado troncal que atraviesa Bahía Blanca, Río Negro y Neuquén.
• Renovación integral de 208 kilómetros en los sectores más deteriorados del histórico ramal ferroviario.
• Construcción de 83 kilómetros de vías nuevas, mediante un desvío ferroviario entre Contraalmirante Cordero y Añelo, que permitirá evitar el paso por zonas urbanas y conectar de forma directa con el corazón operativo de Vaca Muerta.

El desarrollo ferroviario aparece como una herramienta estratégica para abastecer la creciente demanda de arena, caños, maquinaria y otros insumos utilizados en las operaciones de extracción de petróleo y gas.

Además, permitiría facilitar el traslado de la producción hacia los principales polos industriales y puertos de exportación, reduciendo la presión sobre el transporte por camión.

Para el sector energético, la recuperación del Tren Norpatagónico representa una infraestructura clave para mejorar la competitividad logística, disminuir costos y acompañar el crecimiento de Vaca Muerta durante los próximos años.

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El Gobierno nacional abrió una investigación por presunto dumping en la importación de torres eólicas industriales de acero provenientes de China, luego de una denuncia presentada por la empresa Gri Calviño Towers Argentina S.A. La decisión fue oficializada este jueves mediante la Resolución 218/2026 publicada en el Boletín Oficial.

La pesquisa se centrará en las torres eólicas de una altura mínima de 50 metros y buscará determinar si las importaciones chinas ingresaron al país bajo condiciones de competencia desleal que perjudiquen a los fabricantes locales y comprometan el empleo y la producción nacional.

La Comisión Nacional de Comercio Exterior concluyó que existen elementos suficientes para avanzar con la investigación y estimó un margen promedio ponderado de dumping del 46,39% para las operaciones de origen chino.

Según el informe técnico del organismo, los precios de las torres importadas resultaron significativamente inferiores a los de la industria local. Durante 2025, la subvaloración detectada osciló entre el 31% y el 38% respecto de los valores comercializados por la empresa denunciante.

En ese contexto, la CNCE advirtió que “esta presión de precios provocará un deterioro de los precios reales de venta, especialmente ante los proyectos ya adjudicados, provocando un deterioro real en la rentabilidad de la industria nacional”.

Aunque el organismo descartó la existencia de un daño consolidado durante el período analizado, debido a que la producción local logró recuperar participación en el mercado durante 2025, sí alertó sobre una posible “amenaza de daño” para el sector.

Al justificar la apertura del expediente, el Gobierno sostuvo que “la presencia en el mercado local de las importaciones chinas en condiciones de subvaloración de precios podría estar afectando y podría continuar afectando los volúmenes de producción de la rama de producción nacional y, por ende, el grado de utilización de la capacidad instalada y los niveles de empleo que han mostrado una relevante disminución”. Además, remarcó que la adjudicación de proyectos a exportadores chinos durante el primer semestre de 2026 derivó en la paralización de la planta de la firma denunciante.

La investigación se desarrolla en el marco de la emergencia del Sector Energético Nacional y contempla el carácter estratégico de las torres eólicas para la infraestructura eléctrica del país. La recopilación de información abarcará el período comprendido entre marzo de 2025 y febrero de 2026, mientras que las partes interesadas tendrán un plazo de 30 días para presentar la documentación requerida ante la Comisión Nacional de Comercio Exterior.

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YPF Luz, la mayor generadora eléctrica independiente de Argentina, dio un avance significativo al iniciar formalmente el proceso para realizar una oferta pública inicial (IPO) de acciones en la Bolsa de Nueva York (NYSE) y en Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA). La compañía presentó ante la Securities and Exchange Commission (SEC) el formulario F-1, el prospecto preliminar que marca el primer paso para esta operación financiera.

Esta oferta no implicará la emisión de nuevas acciones ni la obtención de fondos para YPF Luz, ya que la totalidad de la colocación será realizada por BNR Power Investments B.V., que posee el 24,99% del capital de la empresa. Este accionista, controlado actualmente por GE Vernova y Silk Road Fund, venderá su participación, mientras que el 75,01% restante continúa bajo control de YPF, cuyo 51% de capital pertenece al Estado argentino.

El prospecto señala que cada American Depositary Share (ADS) representará diez acciones Clase B de YPF Luz y que la cotización se realizará bajo el símbolo YLUZ tanto en la NYSE como en BYMA. La coordinación global de la transacción estará a cargo de bancos de inversión como Goldman Sachs, BofA Securities y Citigroup, con BNP Paribas, Itaú BBA, J.P. Morgan y Santander actuando como colocadores conjuntos.

YPF Luz se presenta en el documento como la mayor generadora independiente del país, con 17 activos y una potencia instalada total de 3.764 MW, equivalente al 8,2% de la capacidad nacional. Durante los últimos doce meses finalizados en marzo de 2026, la compañía suministró 15 TWh de electricidad, cerca del 10% del total entregado al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

El proceso de YPF Luz se suma al iniciado días atrás por Genneia, lo que podría significar el regreso de las ofertas públicas iniciales de empresas argentinas a Wall Street tras más de ocho años, siendo las primeras en la gestión del presidente Javier Milei. El antecedente más reciente en la NYSE fue Central Puerto, que debutó en febrero de 2018.

El prospecto también anticipa un cambio en la estructura accionaria: “Al completarse la oferta global, YPF pasará a ser nuestro único accionista controlante, y sus intereses pueden diferir de los de nuestros otros accionistas”, advirtió la empresa, señalando un riesgo potencial relacionado con el control luego de la venta de la participación de BNR Power Investments.

Este movimiento refleja el interés creciente del sector energético argentino por acceder a mercados internacionales de capitales, en un contexto donde otras compañías también evalúan o han iniciado procesos similares para financiar su crecimiento y expansión.

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Impulsado por el Gobierno de San Juan a través de EPSE como organismo ejecutor e inspector técnico, el Parque Solar Fotovoltaico Ullum Alfa atraviesa una de las etapas más dinámicas y estratégicas de toda la obra, con actividad simultánea en tareas civiles, viales y electromecánicas que ya transforman el paisaje energético de la provincia. Actualmente la obra tiene un avance de casi el 50%.

Actualmente, el proyecto registra 125 trabajadores distribuidos en distintos frentes activos dentro del predio ubicado en Ullum, consolidando una de las obras energéticas más importantes hoy en ejecución en San Juan.

Pero, además, Ullum Alfa representa un hecho histórico para EPSE: será el parque solar de mayor potencia desarrollado íntegramente como patrimonio propio de la empresa provincial.

Hasta ahora, los parques de propiedad exclusiva de EPSE eran la Planta Solar San Juan I —la primera planta fotovoltaica de Latinoamérica, con 1,7 MWp de potencia instalada— y el Parque Solar Anchipurac, de 3 MWp.

Con sus 50 MWp de capacidad instalada, Ullum Alfa marcará un salto de escala histórico para la infraestructura energética desarrollada íntegramente por EPSE.

“Hoy ya no se trata solamente de un proyecto en planos, sino de una obra con muchísima actividad en campo, con distintos equipos trabajando al mismo tiempo y con avances visibles todos los días”, señalaron desde la inspección técnica de EPSE.

El corazón tecnológico: cinco hincadoras trabajando al mismo tiempo

El mayor despliegue operativo se concentra actualmente en el frente electromecánico, donde avanzan las tareas de armado de estructuras, excavaciones para tendido eléctrico e hincado de alta precisión y velocidad, una de las etapas más técnicas y estratégicas de toda la obra.

En campo operan simultáneamente cinco hincadoras especializadas capaces de ejecutar alrededor de 80 hincas diarias cada una, permitiendo alcanzar un ritmo cercano a las 400 estructuras por día.

Estas estructuras metálicas constituyen la base que sostendrá los futuros seguidores solares (trackers), un sistema inteligente que permitirá que los paneles acompañen la trayectoria del sol para maximizar la generación energética del parque.

El sistema de hincado combina velocidad de ejecución, precisión milimétrica y capacidad de montaje simultáneo en distintos sectores del predio, acelerando significativamente los tiempos de avance del proyecto.

En total, el parque contempla la instalación de 12.744 hincas metálicas que servirán de soporte para 1.062 trackers y 79.650 paneles solares bifaciales de alta eficiencia.

Energía para acompañar el crecimiento de San Juan

El Parque Solar Ullum Alfa tendrá capacidad para abastecer el consumo eléctrico promedio de aproximadamente 50.000 hogares y forma parte del desarrollo integral del denominado Parque Solar Ullum, un polo energético donde la provincia proyecta alcanzar entre 330 y 360 MWp de potencia instalada futura.

Además de incorporar tecnología de seguimiento solar, sistema SCADA, monitoreo integral y operación remota desde instalaciones de EPSE.

En paralelo al avance de Ullum Alfa, también continúa la ejecución de la infraestructura eléctrica necesaria para incorporar la nueva generación al sistema energético provincial.

La obra de las ampliaciones de la Estaciones Transformadora Solar Ullum y Estación Transformadora Albardón-Chimbas ya supera el 50% de avance, mientras que la línea de doble terna de 132 kV, de 18 km, que vinculará a ambas Estaciones avanza por encima del 70 %. Se prevé inaugurar a corto plazo.

Esta obra permitirá evacuar gran parte de la energía generada por el parque e incorporarla al sistema eléctrico provincial y nacional, fortaleciendo la capacidad de transporte energético necesaria para acompañar el crecimiento productivo e industrial de San Juan.

“Este tipo de obras no solamente fortalecen la generación eléctrica, sino que también muestran la capacidad técnica, profesional y operativa que tiene hoy San Juan para desarrollar infraestructura de gran escala”, destacaron desde EPSE.

La construcción de Ullum Alfa no solo representa una obra energética estratégica, sino también una infraestructura pensada para acompañar el crecimiento de la provincia y garantizar mayor capacidad de generación para el desarrollo productivo y para miles de familias sanjuaninas.

Con proyectos como Ullum Alfa, el Gobierno de San Juan continúa consolidando una política energética de largo plazo basada en planificación, infraestructura, empleo y desarrollo provincial.

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Mundo Marino eligió a YPF Luz como socio energético para abastecer la demanda eléctrica de su parque temático, ubicado en San Clemente del Tuyú.

A través de este acuerdo, cubre el 80% de su consumo y consolida su compromiso por hacer más sustentable y eficiente sus operaciones. La energía proviene del Parque Solar El Quemado, que se inauguró recientemente, cuenta con 305 MW de capacidad instalada y representa el 11% de la potencia solar del país.

El contrato tiene una duración total de 5 años y permite abastecer un total de 2.400 MWh de energía renovable por año, equivalente al consumo de aproximadamente 700 hogares argentinos por año.

“La protección de la biodiversidad y el cuidado de los ecosistemas son parte esencial de nuestra razón de ser. Por eso, incorporar energías renovables es una decisión natural, coherente con el compromiso que asumimos día a día. Este acuerdo nos permite elevar nuestros estándares ambientales y seguir aportando a la construcción de un futuro más sostenible. Además, estamos especialmente entusiasmados de poder hacerlo junto a otra organización argentina porque es un símbolo que refuerza el compromiso del país en esta dirección”, explicó Andrea Cabrera, presidenta de la Fundación Mundo Marino.

“Estamos felices de acompañar a Mundo Marino en este nuevo paso. Este acuerdo refleja cómo cada vez más empresas en Argentina eligen incorporar energía renovable en sus operaciones. Desde YPF Luz, continuamos impulsando soluciones energéticas a medida que permiten a nuestros clientes contar con un suministro confiable y eficiente para potenciar su crecimiento”, destacó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

La iniciativa refuerza la estrategia de Mundo Marino por seguir fortaleciendo su gestión ambiental. Por su parte, YPF Luz continúa posicionándose como un socio estratégico para grandes y medianos usuarios que buscan soluciones energéticas confiables, previsibles y sustentables. La compañía abastece actualmente a más de 100 industrias a través de diferentes contratos de abastecimiento, acompañando el crecimiento de una matriz energética Argentina.

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La presidenta encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez, informó que la producción petrolera de ese país alcanzó 1.203.000 barriles por día.

Así lo afirmó la funcionaria en un contexto de esfuerzos oficiales por mantener el crecimiento económico tras los sismos que afectaron siete estados y generaron daños estimados por la ONU en 37.000 millones de dólares.

“Las fuentes de ingresos de nuestro país se mantienen en su curso de crecimiento. La producción petrolera ya está en 1.203.000 barriles día. Mantenemos el plan de crecimiento de la producción petrolera para este año“, declaró Rodríguez en la televisora estatal.

La cifra implica un incremento respecto a los 1.179.000 barriles diarios reportados por fuentes directas a la OPEP en mayo pasado, lo que sugiere una tendencia al alza en el bombeo de crudo venezolano.

Además, la funcionaria afirmó que el Gobierno “va por la senda de recuperar la economía venezolana”, pese a las consecuencias del doble terremoto.

Según datos del Banco Central de Venezuela, los ingresos por exportaciones petroleras crecieron 21 % en el primer trimestre de 2026, al pasar de 4.518 millones de dólares en 2025 a 5.491 millones en igual período de este año, lo que representa un incremento de 973 millones de dólares entre ambos períodos.

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El Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires continúa con el desarrollo del Trambús T1, un nuevo sistema de transporte público completamente eléctrico que conectará el Aeroparque Jorge Newbery con la estación Sáenz, en Nueva Pompeya, a través de un trayecto cercano a los 20 kilómetros.

El servicio unirá el norte y el sur de la Capital con vehículos que circularán sobre neumáticos, sin utilizar vías ferroviarias. Para agilizar el recorrido, las unidades transitarán por carriles exclusivos y preferenciales, además de contar con prioridad en los semáforos.

El Trambús T1 tendrá una frecuencia aproximada de cuatro minutosen horario pico, transportará a unos 50.000 pasajeros por día y permitirá completar el recorrido de extremo a extremo en menos de una hora.

Las unidades estarán equipadas con distintas prestaciones orientadas a mejorar el viaje de los usuarios, entre ellas:

• Conexión WiFi gratuita.
• Puertos USB para cargar dispositivos móviles.
• Piso bajo y rampas de acceso para personas con movilidad reducida.
• Aire acondicionado.
• Información del servicio en tiempo real.
• Sistema de pago multipropósito.
• Cámaras de seguridad, GPS y tecnología de detección de puntos ciegos.

El trazado contará con más de 70 paradas, ubicadas aproximadamente cada 500 metros. El recorrido atravesará los barrios de Nueva Pompeya, Parque Patricios, Boedo, Parque Chacabuco, Almagro, Caballito, Villa Crespo y Palermo, hasta llegar a Aeroparque.

Además, el nuevo corredor permitirá una mejor integración con otros medios de transporte. Tendrá conexión con las líneas A, B, D, E y H del subte, las estaciones ferroviarias de Sáenz, Caballito, Villa Crespo, Palermo y Tres de Febrero, así como también con los corredores del Metrobús Juan B. Justo, Cabildo y Del Sur.

La implementación del Trambús también traerá modificaciones en el tránsito, especialmente en el barrio de Caballito, donde cinco calles cambiarán su sentido de circulación para adecuarse al nuevo esquema.

Los cambios previstos son:

• Acoyte pasará a tener sentido único y contará con carril exclusivo.
• Honorio Pueyrredón será mano única entre Neuquén y Gaona.
• Felipe Vallese conservará el doble sentido entre Acoyte y Ambrosetti.
• Ambrosetti tendrá sentido único hacia el sur entre Jauretche y Rivadavia.
• Balcarce será mano única hacia el norte entre Yerbal y Rivadavia.

Con este proyecto, la Ciudad apuesta por incorporar un medio de transporte sustentable, aumentar la capacidad del sistema de movilidad, reducir los tiempos de traslado y fortalecer la conexión entre el norte y el sur porteño.

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El presidente de la Nación, Javier Milei, firmó un decreto para que la Secretaría de Energía comience un nuevo proyecto de exploración petrolera offshore en aguas argentinas. La iniciativa contempla la adjudicación de un área marítima de 5 mil kilómetros cuadrados ubicada un poco más al norte de la zona explorada frente a Mar del Plata.

Bajo la conducción de María del Carmen Tettamanti, la Secretaría de Energía convocará a un concurso público internacional para otorgar un permiso de exploración en el área denominada CAN_200, dentro del ámbito costa afuera nacional. Esta decisión responde a la manifestación de interés presentada por la empresa Challenger Energy Group PLC en febrero de 2025.

El proyecto representa un primer paso que podría tardar varios meses en activarse plenamente, pero la administración actual ya estableció que la exploración tendrá una duración inicial de ocho años con posibilidad de prórroga. Se busca profundizar el conocimiento y la producción de hidrocarburos en la Plataforma Continental Argentina, un área considerada clave para el desarrollo energético nacional.

Desde el gobierno señalaron que “las tareas y actividades de exploración en el ámbito Costa Afuera Nacional revisten un rol fundamental y necesario para determinar el potencial hidrocarburífero de los yacimientos ubicados en la Plataforma Continental Argentina”. Además, remarcaron que varias compañías internacionales han mostrado interés en aportar su capacidad técnica y financiera para estas actividades.

El decreto destaca que la adjudicación de la exploración en el área CAN_200 es “necesaria y oportuna” para continuar con las medidas destinadas a incrementar el conocimiento y la producción de recursos hidrocarburíferos en aguas profundas, lo que forma parte de la estrategia energética del gobierno libertario.

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El gobernador Rolando Figueroa promulgó la Ley 3566, que aprobó el Acta Acuerdo firmada entre YPF y la Provincia YPF, para el desarrollo del proyecto de Gas Natural Licuado (GNL). Ratificó así la garantía de estabilidad fiscal provincial por 30 años para las áreas alcanzadas que aplican al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

El acuerdo estableció un régimen especial de incentivos para viabilizar el desarrollo del proyecto de GNL asociado a áreas no convencionales de Vaca Muerta.

El acuerdo suscripto el 4 de junio alcanza a las actividades que se desarrollen en las concesiones no convencionales Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte, Las Tacanas I y Las Tacanas II, condicionada a la efectiva vigencia y cumplimiento del RIGI.

La aprobación legislativa fue un paso decisivo para brindar seguridad jurídica a una inversión estratégica destinada a ampliar la capacidad de exportación del gas de Vaca Muerta.

El desarrollo del GNL permitirá agregar valor a la producción, diversificar los mercados de exportación y generar empleo e inversiones en infraestructura, consolidando a Neuquén como el principal polo energético del país.

Durante el tratamiento, Figueroa había señalado que el acuerdo con YPF representaba “una oportunidad histórica” para transformar el potencial gasífero de Neuquén en desarrollo económico sostenible.

Reconoció que las garantías de estabilidad fiscal constituyen una condición indispensable para atraer inversiones de largo plazo, al brindar previsibilidad a proyectos cuya ejecución demanda desembolsos multimillonarios y plazos de varias décadas.

El acuerdo

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

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

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

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

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En la primera quincena de agosto, el Puerto de San Antonio Este recibirá al carguero VIGOR OL con 3.640 caños para el San Matías Pipeline, tras la gestión provincial que habilitó el ingreso de buques de hasta 200 metros de eslora.

La llegada del buque marcará la puesta en funcionamiento de una nueva capacidad operativa para el puerto rionegrino y será el resultado de las gestiones articuladas por la Secretaría de Puertos entre Servicios Portuarios Patagonia Norte y la Prefectura Naval Argentina.

El proceso incluyó la presentación de estudios técnicos específicos, inspecciones y el cumplimiento de los requisitos operativos y de seguridad establecidos por la autoridad marítima.

Como resultado, Prefectura autorizó el amarre en el Sitio 1 del Muelle de Ultramar de embarcaciones de hasta 200 metros de eslora y 50.000 toneladas de desplazamiento, ampliando las posibilidades logísticas y comerciales de San Antonio Este.

El VIGOR OL será la primera embarcación en utilizar la nueva autorización. Se trata de un buque de carga construido en 2025, de bandera liberiana, que mide 183 metros de eslora y 31 metros de manga.

La nave partió de India a comienzos de julio y trasladará 3.640 caños destinados a Southern Energy S.A. (SESA) para el desarrollo del San Matías Pipeline. Será el primero de los 11 buques previstos para abastecer esta etapa del proyecto.

Una vez descargados, los caños serán trasladados a la plazoleta de 20 hectáreas especialmente acondicionada dentro del predio portuario de San Antonio Este, donde permanecerán acopiados hasta su utilización.

La ampliación de la eslora habilitada fortalece la capacidad del puerto para recibir embarcaciones de mayor porte y acompañar el crecimiento de la actividad energética, logística y productiva de la región Atlántica.

No se trata de una acción aislada, sino de una gestión concreta para preparar la infraestructura provincial frente al movimiento que generarán las nuevas inversiones. El proyecto prevé un gasoducto dedicado de 471 kilómetros que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina, como parte del esquema de producción y exportación de Gas Natural Licuado desde el Golfo San Matías.

La llegada de los caños representa un nuevo avance del proyecto de Southern Energy, que contempla la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción y una inversión superior a los USD 15.000 millones. Su desarrollo permitirá ampliar la actividad portuaria, generar oportunidades para empresas y trabajadores locales y consolidar a Río Negro como puerta de salida de la energía argentina al mundo.

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Un pozo de la empresa Phoenix Global Resources (PGR) ubicado en Vaca Muerta, al este de Río Negro, está marcando un hito en la explotación de hidrocarburos en la región. El pozo PET.RN.CoS.x-3 (h), situado en el área Confluencia Sur, cerca de la frontera con Neuquén, superó la producción acumulada de 500.000 barriles en apenas siete meses, posicionándose entre los más destacados de toda la formación.

Hace solo cinco años, la viabilidad económica para desarrollar Vaca Muerta en Río Negro era dudosa. Sin embargo, esta perforación récord desafía esas expectativas, mostrando un desempeño comparable e incluso superior al de muchos pozos del lado neuquino, donde ya existen más de 2.000 pozos activos.

En febrero, este pozo alcanzó un pico de producción diaria de 2.700 barriles, el mayor de toda Vaca Muerta en ese momento. En mayo, continuó entregando un volumen significativo de 2.038 barriles diarios, representando casi el 10% de la producción provincial, que asciende a 22.098 barriles diarios distribuidos en 1.547 pozos activos.

Comparativamente, el pozo récord de Vista Energy, BPO-2801 (h), que tiene el récord de mayor producción mensual con 3.560 barriles diarios, acumuló en sus primeros siete meses un volumen similar al del pozo rionegrino, con 516.000 barriles.

El CEO de Phoenix Global Resources, Pablo Bizzotto, destacó que “el pozo PET.RN.CoS.x-3(h) superó los 580.000 barriles en apenas 8,5 meses de producción, con una recuperación final estimada de 2,3 millones de barriles, ubicándolo entre los mejores pozos de toda Vaca Muerta” y calificó el resultado como “extraordinario para un área exploratoria”.

Bizzotto explicó que las áreas Confluencia Sur y Norte están en etapa exploratoria, con solo siete pozos perforados en más de 270 kilómetros cuadrados, y que aún queda mucho por descubrir y desarrollar. La campaña exploratoria incluyó, además de los pozos, estudios sísmicos 3D y una inversión de 123 millones de dólares, superando ampliamente los compromisos asumidos con la provincia.

Los siete pozos exploratorios en Río Negro ya acumulan 2,9 millones de barriles y confirman la extensión del área productiva de Vaca Muerta hacia el este, dentro del territorio rionegrino, desplazando la frontera tradicionalmente conocida hacia Neuquén.

Este avance respalda la solicitud de Concesión de Explotación presentada por Phoenix ante la provincia y forma parte de un plan estratégico integral que incluye la conexión con el área de Mata Mora en Neuquén. El proyecto contempla la perforación de cerca de 400 pozos y una inversión estimada en 6.000 millones de dólares.

El objetivo de Phoenix es alcanzar una producción diaria de 60.000 barriles para 2030, una meta que la compañía ve cada vez más cercana gracias a estos resultados iniciales.

Desde 2021, Phoenix fue pionera en manifestar interés por explorar y desarrollar Vaca Muerta en Río Negro, y con estos resultados ha abierto el camino para que otras compañías se sumen a la exploración en la región, consolidando a Río Negro como una nueva frontera petrolera de gran potencial.

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La pelea entre los intendentes y el Gobierno en torno al cobro de tasas municipales en las facturas de luz y gas tuvo un nuevo capítulo y quedó más cerca de una resolución final. Es que la Procuración General de la Nación respaldó la decisión del Gobierno de prohibir que las comunas cobren tasas locales a través de las facturas de servicios públicos.

En dos dictámenes firmados en los últimos días, el organismo a cargo de Eduardo Casal concluyó que la medida no vulnera la autonomía municipal y que las comunas conservan la facultad de recaudar esos tributos mediante otros mecanismos. Y en ese sentido recomendó a la Corte Suprema rechazar los planteos judiciales impulsados por las municipalidades de Río Grande y José C. Paz.

Los expedientes analizan la validez de la Resolución 267/2024 de la entonces Secretaría de Industria y Comercio, que estableció que las facturas emitidas por proveedores de bienes y servicios “deberán referirse en forma única y exclusiva al bien o servicio contratado específicamente por el consumidor” y que no podrán contener “sumas o conceptos ajenos” a esa prestación.

La discusión se originó a mediados de 2024, cuando el Gobierno nacional dispuso eliminar de las boletas de luz, gas, agua y otros servicios el cobro de tasas e impuestos municipales que numerosas comunas percibían junto con la factura. Pese a la decisión que impulsó Luis Caputo, varios municipios fueron a la Justicia y obtuvieron fallos a favor. De hecho, la Justicia Federal de San Nicolás declaró la inconstitucionalidad de la resolución.

En este contexto, La Libertad Avanza salió a impulsar más de 100 proyectos en concejos deliberantes para reducir o eliminar tasas en la provincia. Esta medida, le valió una crítica del gobernador Axel Kicillof, quien aseguró que el impacto de las tasas municipales es mínimo medido en términos del PBI.

La resolución del Procurador sobre las tasas

En el caso de Río Grande, la Procuración sostuvo que la resolución fue dictada por la autoridad competente en ejercicio de las facultades conferidas por la Ley 24.240 de Defensa del Consumidor y que su finalidad fue proteger los derechos de los usuarios previstos en el artículo 42 de la Constitución Nacional. Según el dictamen, la Secretaría de Industria y Comercio estaba habilitada para establecer reglas generales sobre la facturación de los servicios públicos en el marco de las relaciones de consumo. El dictamen también descartó que exista una afectación de la autonomía municipal.

En el expediente iniciado por la Municipalidad de José C. Paz, el procurador agregó otro fundamento vinculado con el régimen eléctrico nacional. Señaló que el servicio de distribución prestado por Edenor se encuentra sometido a regulación federal y recordó que la Ley 24.065, modificada por el Decreto 450/2025, establece que las facturas “no podrán incluir tributos de orden local o cargos ajenos a los bienes y servicios facturados”.

Aunque los dictámenes no son vinculantes, suelen funcionar como una suerte de “recomendación” hacia la Corte Suprema. Si el máximo tribunal adopta el criterio propuesto por la Procuración, quedaría convalidada la potestad del Gobierno nacional.

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La empresa distribuidora de gas natural del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), Metrogas, repartirá ganancias a sus accionistas por primera vez desde 2001.

Entre 2023 y 2025, la compañía duplicó sus ganancias brutas y cuadruplicó la capacidad para generar resultados operativos, al tiempo que redujo el nivel de endeudamiento que mantenía a nivel financiero y comercial. En el último año, la empresa reservó las utilidades conseguidas en el ejercicio 2025.

Metrogas informó que pondrá a disposición un monto total por US$ 100.000 millones a partir del 23 de julio. La fecha de corte será el próximo 17 de julio, por lo que todo aquel que ingrese hasta esa fecha recibirá una parte de la ganancia total.

“Es una señal de la solidez que alcanzó la compañía y del compromiso de todas las personas que hicieron posible esta transformación”, señaló el CEO de la empresa, Sebastián Mazzucchelli.

La distribuidora de gas aclaró, en su comunicado que giró a la Comisión Nacional de Valores (CNV) y a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, que el pago de dividendos “no vulnera compromisos contractuales ni financieros asumidos por la Sociedad”.

“La decisión marca un hito en la historia reciente de la compañía y representa un nuevo paso en su proceso de consolidación como una empresa más sustentable a largo plazo“, indicó Metrogas.

El pago de ganancias se da en el medio del avance de YPF para desprenderse de su parte accionaria de la empresa.

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

Actualmente entró en la etapa de due diligence tras recibir 13 ofertas no vinculantes. La compañía estimó que la eventual transacción podría concretarse dentro de 2026, aunque aclaró que estará sujeta a aprobaciones regulatorias y a la obtención de garantías de cumplimiento de oferta.

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

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Donald Trump dio marcha atrás con una de las medidas que había anunciado apenas 24 horas antes en medio de la escalada de tensión con Irán. El presidente de Estados Unidos informó este martes que finalmente no aplicará un “peaje” del 20% a los barcos que transiten por el Estrecho de Ormuz y que, en su lugar, impulsará acuerdos comerciales y de inversión con los países del Golfo.

“He decidido reemplazar la ‘Tarifa de Reembolso a Estados Unidos’ del 20 % por acuerdos comerciales y de inversión que los diversos Estados del Golfo llevarán a cabo con Estados Unidos”, escribió Trump en la red Truth Social.

El peaje había sido presentado el lunes junto con un endurecimiento de las restricciones para las embarcaciones vinculadas a Irán. Sin embargo, la medida nunca llegó a entrar en vigencia.

Continúa el bloqueo para Irán

Aunque descartó el cobro a los buques, Trump ratificó que Estados Unidos mantendrá el bloqueo para las embarcaciones que tengan como destino u origen puertos iraníes o transporten mercancías relacionadas con ese país.

En el mismo mensaje aseguró que el Estrecho de Ormuz permanece abierto para el comercio internacional, aunque “cerrado para Irán”, y elogió el accionar de las Fuerzas Armadas estadounidenses.

También sostuvo que los nuevos acuerdos de inversión serán “masivos” y afirmó que permitirán la llegada de fábricas y nuevos proyectos industriales a Estados Unidos, aunque no brindó precisiones sobre los montos, los plazos ni los países involucrados.

El cambio de postura ocurre mientras continúa la confrontación entre Estados Unidos e Irán. Durante las últimas horas se registraron nuevos ataques en la región.

Según informó el ejército estadounidense, sus fuerzas llevaron adelante operaciones destinadas a reducir la capacidad iraní para atacar el transporte marítimo comercial. En paralelo, la Guardia Revolucionaria iraní aseguró haber atacado dos petroleros de Emiratos Árabes Unidos y objetivos estadounidenses en Jordania y Bahréin.

Medios iraníes informaron además que tres personas murieron tras bombardeos en ciudades portuarias del país, mientras que Kuwait reportó la detección de objetivos aéreos hostiles en su espacio aéreo.

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YPF está trazando una nueva hoja de ruta para diversificar y ampliar su producción petrolera, enfocándose en proyectos offshore en Uruguay y Argentina. Esta iniciativa representa un paso estratégico para la empresa, que busca expandir su horizonte más allá de los desarrollos en Vaca Muerta, su principal reserva no convencional.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó que la primera fase del plan se centrará en las áreas que la compañía posee en aguas uruguayas, con el inicio de las labores exploratorias previsto entre finales de 2027 y principios de 2028. En caso de obtener resultados prometedores, la petrolera proyecta avanzar posteriormente hacia bloques ubicados en el Mar Argentino.

Esta apuesta offshore se fundamenta en la historia geológica compartida entre América del Sur y África, que hace millones de años formaron una única masa continental con estructuras subterráneas similares. Este paralelismo ha motivado el interés en zonas del Atlántico Sur que podrían presentar características favorables para la exploración petrolera, como los recientes hallazgos en Namibia.

YPF trabaja en conjunto con la italiana Eni, una empresa con vasta experiencia internacional en exploración en aguas profundas. La colaboración busca aprovechar el conocimiento técnico y la trayectoria de Eni, que ha desarrollado proyectos exitosos en diferentes regiones del mundo, reforzando así la capacidad de YPF para enfrentar los desafíos técnicos y financieros que exige la exploración offshore.

El plan contempla avanzar de forma gradual, priorizando las áreas con mejores condiciones geológicas y mayores probabilidades de éxito. La exploración en aguas profundas implica inversiones significativas, tecnología avanzada y un trabajo prolongado antes de alcanzar una producción comercial viable.

Para YPF, el desarrollo offshore representa una oportunidad para complementar la producción actual de Vaca Muerta, sumando reservas y fortaleciendo su perfil productivo a futuro. Esta estrategia forma parte de una visión de largo plazo que busca consolidar a la empresa como un actor clave en la industria energética regional e internacional.

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El Gobierno Nacional habilitó a las pymes a acceder a beneficios fiscales por inversiones en equipamiento destinado a generar, almacenar o transportar electricidad mediante fuentes renovables, sin necesidad de alcanzar el monto mínimo exigido con carácter general por el Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI).

La medida fue formalizada por la Secretaría de Energía mediante la Resolución 161/2026, publicada este martes en el Boletín Oficial y vigente desde el 14 de julio. La norma aprobó el listado de bienes que podrán recibir el tratamiento promocional y estableció las condiciones que deberán cumplir las empresas interesadas.

El principal beneficio consiste en que las inversiones alcanzadas podrán acceder a la amortización acelerada en el impuesto a las Ganancias y a la devolución de los créditos fiscales del impuesto al valor agregado (IVA).

En términos prácticos, el régimen permite computar más rápidamente el costo de los equipos para reducir la carga de Ganancias y solicitar la devolución del IVA pagado en las adquisiciones, en lugar de esperar a compensarlo con débitos fiscales futuros.

Cómo funcionan los beneficios para pymes del RIMI que inviertan en energías renovables

El RIMI establece normalmente que las empresas deben alcanzar un volumen mínimo de inversión durante un plazo de dos años. Sin embargo, la legislación exceptuó de esa condición a determinados proyectos, entre ellos los vinculados con bienes de alta eficiencia energética, sistemas de riego, mallas antigranizo y bienes semovientes. La nueva resolución reglamentó específicamente la excepción correspondiente al sector eléctrico renovable.

Quedarán comprendidas las inversiones productivas en bienes muebles amortizables destinados a generar, almacenar o transportar energía eléctrica a partir de fuentes renovables. La Secretaría de Energía aprobó el detalle de los equipos mediante un anexo y delegó en la Subsecretaría de Energía Eléctrica la facultad de modificar o actualizar ese listado, además de dictar normas complementarias.

No obstante, el acceso a los beneficios no será automático. Las mipymes deberán encontrarse inscriptas en alguno de los registros oficiales correspondientes al tipo de proyecto.

Podrán acreditar su situación mediante el Registro de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (RENPER), el Registro Nacional de Proyectos de Almacenamiento de Energía Eléctrica (RENPALMA) o el Certificado de Usuario-Generador, según corresponda.

La disposición apunta tanto a emprendimientos de generación renovable como a proyectos de almacenamiento y generación distribuida, en los cuales una empresa produce electricidad para su propio consumo y eventualmente inyecta excedentes a la red.

La norma no fija un nuevo presupuesto estatal ni establece subsidios directos para la compra de equipos. El incentivo se instrumentará a través de beneficios tributarios sobre las inversiones efectivamente realizadas por las empresas y alcanzadas por el listado aprobado.

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La tensión en Medio Oriente volvió a escalar luego de que dos buques petroleros de Emiratos Árabes Unidos (EAU) fueran impactados por misiles de un crucero de Irán, mientras atravesaban el estrecho de Ormuz, en aguas territoriales de Omán. El ataque dejó un tripulante muerto, ocho heridos y provocó importantes daños materiales en ambas embarcaciones.

De acuerdo con la Agencia de Noticias de Emiratos, el Ministerio de Defensa informó que los petroleros Mombasa y Al Bahiyah fueron alcanzados durante su navegación por el corredor sur del estrecho, uno de los puntos más sensibles para el comercio mundial de petróleo.

Como consecuencia del ataque murió un ciudadano indio que integraba la tripulación del Mombasa, mientras que otras ocho personas resultaron heridas: seis de nacionalidad india y dos ucranianos. Cuatro de ellas permanecen en estado grave. Además, el impacto de los misiles provocó incendios a bordo de ambos buques, que posteriormente pudieron ser controlados.

Tras el episodio, el Gobierno de Emiratos Árabes Unidos condenó la ofensiva al considerar que constituye una grave violación del derecho internacional y una amenaza para la seguridad y la estabilidad de la región. Asimismo, advirtió que se reserva el derecho de adoptar las medidas que considere necesarias para proteger su territorio, sus ciudadanos y sus intereses estratégicos. En la misma línea también se expresó el Ministerio de Relaciones Exteriores emiratí.

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El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, aseguró que serán “el guardián del estrecho de Ormuz”, tras varios días de intercambio de ataques con Irán en esta vía marítima.

Durante una entrevista con la cadena televisiva Fox News, el mandatario norteamericano indicó que estaba “tomando el control” del estrecho y que el país será pagado por custodiarlo, tras varios días de intercambio de ataques con Irán en esta vía marítima clave.

“Estamos tomando el control del estrecho. No tienen nada. No tienen nada”, declaró y agregó que el país había estado protegiendo la zona “gratis”, pero que ahora van a cobrar por custodiarlo. “Mucho dinero, pero solo queremos que nos reembolsen por hacer todo esto, por poner en peligro a nuestra gente”, lanzó.

En esa misma línea advirtió: “Vamos a golpear muy duro (a Irán) y vamos a mantener seguro el estrecho. Probablemente lo vamos a administrar. Nos convertiremos en el guardián del estrecho y deberíamos ser compensados por eso”.

Por otra parte, Trump siguió con los duros comentarios y postura tras el quiebre del acuerdo militar con Irán al revelar que golpearon el su equipamiento en las últimas horas. “La mayor parte de su equipamiento ya no existe. Su cañón antiaéreo, los golpeamos muy duro anoche. Cada vez que envían un dron, los golpeamos muy duro”, explicó.

Al mismo tiempo, luego de sostener que el acuerdo con Teherán no fue cumplido por lo que “vamos a golpearlos muy duro y vamos a quedarnos con el estrecho y probablemente lo administraremos”.

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El Gobierno prorrogó hasta el 31 de diciembre de 2027 la emergencia del sector eléctrico bajo jurisdicción federal, que incluye los segmentos de generación, transporte y distribución de energía. Así, estableció la misma fecha de vencimiento que ya regía para el transporte y la distribución de gas natural.

La medida se implementó a través del Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) 585/2026, publicado este lunes en el Boletín Oficial con la firma del presidente Javier Milei y todos sus ministros.

El Ejecutivo justificó la medida en la persistencia de riesgos técnicos, económicos y operativos que afectan la estabilidad y la sostenibilidad del sistema eléctrico nacional.

La declaración de emergencia energética fue declarada en 2023 y posteriormente prorrogada por los decretos 1023/24 y 370/25, y ahora se equipara su vigencia al plazo ya dispuesto para los sectores de transporte y distribución de gas natural.

La disposición se fundamenta en la necesidad de coordinar ambos sistemas, dada la interdependencia operativa y económica, ya que el gas natural continúa siendo un insumo crítico para la generación térmica de electricidad.

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La campaña de ataques con drones de Ucrania contra las principales refinerías de petróleo provocó una severa crisis de combustible en Rusia, forzando a los conductores a esperar horas e incluso días enteros para poder llenar el tanque de sus vehículos.

A medida que el desabastecimiento se profundiza en distintas regiones del país, las estaciones de servicio se ven obligadas a cerrar sus puertas, por lo que los residentes recorren ciudades completas y pernoctan dentro de los automóviles para no perder su turno en filas que alcanzan longitudes kilométricas.

La ofensiva de las fuerzas ucranianas logró alcanzar las diez instalaciones de refinamiento más grandes del territorio ruso, extendiéndose desde la región de Leningrado hasta la planta de Omsk, ubicada a unos 2.500 kilómetros de la línea fronteriza, lo que alteró drásticamente la rutina cotidiana y las actividades comerciales de la población.

Frente a las persistentes dificultades para conseguir nafta o gasoil, los habitantes de las áreas rurales empezaron a cambiar de forma drástica sus hábitos de transporte y producción. En la ciudad de Chita, situada en la región de Transbaikalia, las esperas para repostar llegan a superar las 36 horas, provocando que a muchos automovilistas se les agote el combustible en la fila y tengan que empujar sus rodados. 

Ante este panorama, se constató un fuerte incremento en la venta de bicicletas, que registraron una suba del 131 % en la plataforma en línea CDEK.Shopping, mientras que en los sectores agrícolas se disparó la demanda de caballos para tareas de recolección de heno, trabajos forestales y labranza diaria. Asimismo, el servicio de transporte público y las agencias de taxis sintieron el impacto de las restricciones a través de la cancelación de viajes de larga distancia en las principales urbes y un aumento generalizado en las tarifas vigentes.

Las autoridades nacionales y los gobernadores de distritos como Krasnodar, Irkutsk y Pskov negaron la existencia de un desborde estructural en los inventarios energéticos. El viceprimer ministro Alexander Novak afirmó que el inconveniente se reduce a puntos de expendio individuales y que el desbalance responde a conductas especulativas y al temor social. 

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La balanza comercial energética de Argentina alcanzó un superávit superior a los US$6.987 millones entre enero y junio de 2026, convirtiéndose en el mayor registro histórico para un primer semestre, según reveló un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR).

El reporte reflejó que la cifra alcanzada representa un crecimiento del 87% respecto al mismo período del año anterior, y más del 70% del mencionado avance exportador se explica por el alza de la producción.

En este sentido, puntualizó que el salto exportador está impulsado principalmente por el desarrollo de la cuenca neuquina, precisando que la producción no convencional de Vaca Muerta ya explica más del 68% del petróleo y el 67% del gas producido en el país en lo que va del año.

Con este panorama, la BCR afirmó que “proyectamos para este año un crecimiento del 16% en la extracción de petróleo del país, lo que llevaría a la mayor producción petrolera de la historia argentina y rompería el máximo productivo de 1998”.

En lo que va del año, el 79% de la suba exportadora se explica por mayores cantidades enviadas al exterior, mientras que el 21% restante responde al alza de los precios internacionales, derivada de la volatilidad geopolítica marcada por el conflicto entre Estados Unidos e Irán y el cierre temporal del Estrecho de Ormuz.

El desempeño del sector ha llevado a que las ventas externas de combustibles y energía alcancen los US$8.118 millones, un incremento del 52% interanual. Actualmente, la energía representa más del 15% del total de las exportaciones argentinas, una participación que no se veía desde hace dos décadas.

En contrapartida, las importaciones de combustibles y lubricantes han caído un 29%, ubicándose en niveles mínimos no registrados desde 2007. La incidencia de la energía en el total de las compras al exterior es de apenas el 3%, la cifra más baja desde 1999.

Al estimar la evolución en los próximos meses, el informe proyectó que al cierre del año, “las exportaciones de combustibles y energía podrían superar los US$14.400 millones” y calculó que “la balanza energética del 2026 podría marcar un récord histórico y superar los US$12.000 millones”.

En paralelo, hizo referencia al potencial que pueden aportar las mejoras en infraestructura. Al respecto, puntualizó que en noviembre se espera la puesta en marcha del oleoducto VMOS (que conecta Allen con Punta Colorada), el cual permitirá evacuar inicialmente 190.000 barriles adicionales por día.

En este marco, desde la BCR estimaron que con la plena operatividad de los nuevos proyectos de infraestructura aprobados bajo el marco del RIGI, las exportaciones de energía podrían escalar por encima de los US$18.500 millones el próximo año.

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El incremento de los precios energéticos a causa de la guerra en Medio Oriente podría aportar hasta 2,5 puntos porcentuales a la inflación anual de Argentina este año, según advirtió un informe de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL).

El reporte expuso que el aumento de la energía podría agregar a la inflación anual de 2026 entre 0,3 y 4,6 puntos en los países de la región. En el caso de Argentina, el impacto fluctuaría entre 0,9 y 2,5 puntos.

El cálculo, que traza tres escenarios, se basa en una metodología del banco de inversión Goldman Sachs, considerando la ponderación de los productos energéticos en las canastas de consumo de cada país y se asume un traspaso del 60% de las variaciones de los precios internacionales de los combustibles a los precios finales al consumidor.

En el escenario 1, que supone una suba del 25% interanual en el precio de la energía en 2026, se estima que la inflación argentina sumaría 0,9 puntos porcentuales. En el escenario 2, que contempla un aumento del 38% en los combustibles, el impacto asciende a 1,4 puntos porcentuales. Mientras que en el tercer escenario, que prevé un alza del 67% en el precio del barril, el efecto sobre la inflación sería de 2,5 puntos porcentuales.

El organismo aclaró que “el impacto efectivo dependerá del cual sea el grado de traspaso a los precios internos así como de las medidas de mitigación implementadas, por lo que podría ser menor en aquellos países que han activado mecanismos de amortiguación fiscal o cuyo traspaso sea menor al supuesto del 60%”.

Al referirse a la situación argentina, señaló que “en los próximos meses, el impacto del aumento del precio del petróleo en la inflación dependerá de la evolución de los precios internacionales, del grado en que sus variaciones se trasladen a los precios internos de los combustibles y de los efectos de segunda ronda en aquellos productos de los cuales los combustibles son un insumo relevante”.

Asimismo, agregó que “el incremento del precio del petróleo también podría tener un impacto en la inflación a través del aumento del costo de los productos importados y de los fletes internacionales”. 

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El Gobierno nacional prepara una nueva prórroga de la emergencia del Sector Energético Nacional con el objetivo de garantizar la continuidad de las obras de infraestructura, fortalecer el sistema eléctrico y asegurar el abastecimiento de energía en todo el país. La medida sería oficializada durante los próximos días mediante un decreto que se publicará en el Boletín Oficial.

La decisión apunta a mantener vigentes las facultades que permiten a los organismos competentes adoptar medidas excepcionales para garantizar la prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural, mientras continúan las inversiones consideradas estratégicas para el sistema.

La emergencia había sido declarada a fines de 2023 y, posteriormente, prorrogada en distintas oportunidades. El último antecedente es el Decreto 370/2025, firmado el 30 de mayo, que extendió su vigencia hasta el 9 de julio de este año. Ahora, el Ejecutivo busca prolongarla nuevamente por un año.

En los fundamentos de las prórrogas anteriores, el Gobierno sostuvo que todavía “persisten las circunstancias” que motivaron la declaración de emergencia y atribuyó esa situación a la compleja realidad económica, social e institucional recibida al asumir la gestión.

Nuevas medidas

Entre las principales medidas impulsadas durante este período figura la licitación denominada “Alma SADI”, destinada a incorporar sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS) al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). La Secretaría de Energía adjudicó recientemente los contratos para estos equipos, que permitirán almacenar electricidad y aportar reservas de respuesta rápida, una herramienta clave para mejorar la estabilidad de la red y reducir el riesgo de interrupciones del servicio.

En paralelo, el Gobierno implementó este año el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que reemplazó el sistema anterior y alcanza a los usuarios de electricidad, gas natural por redes, gas propano y garrafas. El régimen establece bloques de consumo subsidiados según la situación socioeconómica de cada hogar y se administra a través del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), que utiliza la información proveniente del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE).

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Las Fuerzas de Defensa ucranianas alcanzaron la pasada noche en el mar de Azov a otros 21 petroleros de la llamada ‘flota fantasma’ que Rusia utiliza para burlar las sanciones internacionales, informó este sábado el Estado Mayor ucraniano.

“Los petroleros se utilizan para transportar petróleo y productos petrolíferos eludiendo las sanciones internacionales, lo que garantiza la entrada de fondos para financiar la agresión armada contra Ucrania”, recuerda el comunicado publicado en Telegram.

Además, añade el Estado Mayor, los drones ucranianos alcanzaron cuatro remolcadores, dos buques de carga seca y una draga utilizados por Rusia para garantizar la logística militar, el transporte de mercancías y el mantenimiento de la infraestructura portuaria.

Según medios, ante los ataques de Ucrania a petroleros, Rusia ha suspendido temporalmente la navegación por el canal Don-Azov, que une el río Don con el mar de Azov.

Por su parte, el jefe de las fuerzas de drones ucranianas, Robert Brovdi, conocido también como ‘Magiar’ por su origen húngaro, señaló que la cifra de barcos de la ‘flota fantasma’ rusa dañados en el mar de Azov en seis días, desde el lunes y hasta este sábado, asciende a 76, un tercio sólo durante la pasada noche, en la que se contabilizaron “73 impactos efectivos”.

“En total, a lo largo de la noche, en la zona operativa del enemigo, en Crimea y la parte sur del territorio ocupado temporalmente, se atacaron 53 objetivos militares legítimos, incluidos la flota y recursos energéticos”, precisó en un mensaje en Telegram. Agegó que “la flota petrolera clandestina se está reduciendo notablemente”.

“Parece que se ha interrumpido el tráfico por el estrecho de Kerch”, añadió Brovdi, aludiendo a una supuesta suspensión temporal por el canal marítimo que separa a Crimea de Rusia y da entrada al mar de Azov.

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El director general del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi, sostuvo este viernes que los ataques contra cualquier central de energía nuclear son inaceptables, sin importar dónde se encuentren.

En un mensaje luego de conversar con Alexei Likhachev, director general de la Corporación Estatal de Energía Atómica de Rusia Rosatom, en la región rusa de Kaliningrado, Grossi indicó que el OIEA no observó ni confirmado ningún ataque directo contra la central nuclear de Bushehr en Irán, e instó a todas las partes a ejercer la máxima moderación.

El OIEA, al igual que Rosatom, están monitoreando de cerca los acontecimientos en la instalación. “La integridad física de cualquier instalación nuclear es una prioridad absoluta para la seguridad y la protección nucleares”, subrayó Grossi, a la vez que reiteró que cualquier acción que afecte la integridad es “absolutamente inaceptable”.

La posición del OIEA es clara y ha sido discutida de forma consistente tanto en el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas como en la Junta de Gobernadores del OIEA, afirmó.

Un misil estadounidense impactó este jueves en el perímetro de la central nuclear de Bushehr, declaró Ehsan Jahanian, vicegobernador de la provincia iraní de Bushehr, a medios estatales de su país.

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