La empresa Quantum SRL fue adjudicada para ejecutar la obra de modernización de la Estación Transformadora General Roca, con una inversión provincial superior a los $2.200 millones, destinada a readecuar el edificio de control y mejorar la calidad del servicio eléctrico.
La adjudicación corresponde a la readecuación del edificio de control de la Estación Transformadora General Roca, en el marco de la licitación pública realizada para la readecuación del edificio de control, y que se tramita a través de la empresa estatal Transcomahue S.A.
La inversión asciende los $2.200 millones, e incluye la integración, conexionado, montaje, ensayos y puesta en servicio de nuevos tableros de protección, control, comunicaciones y servicios auxiliares en el nuevo edificio de control.
La inversión forma parte del plan de modernización que la Provincia impulsa para fortalecer la infraestructura eléctrica de General Roca y su zona de influencia, incorporando equipamiento actualizado y mejores condiciones operativas para sostener un servicio más confiable.
De acuerdo con las condiciones establecidas, el plazo de entrega previsto es de 10 meses desde el acta de inicio, con un esquema de pago que contempla 20% de anticipo y 80% por certificaciones mensuales.
El gobierno de Rusia condenó la incautación del petrolero de bandera rusa Bella 1 realizada por fuerzas de Estados Unidos en aguas internacionales, y denunció una violación al derecho marítimo internacional.
A través de un comunicado del Ministerio de Transporte, Moscú sostuvo que, según la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar de 1982, ningún Estado puede utilizar la fuerza contra buques debidamente registrados que navegan en alta mar.
El texto, difundido por el ministro Andréi Nikitin, señaló además que tras la intervención del Comando Europeo de Estados Unidos el gobierno ruso perdió contacto con la embarcación, lo que incrementó la preocupación oficial por la seguridad del buque y de su tripulación. En la misma línea, el legislador Andrei Klishas calificó el accionar estadounidense como un “acto de piratería absoluta”, de acuerdo con lo informado por la agencia estatal TASS.
Desde Moscú también se respaldó la posición de la empresa BurevestMarin, vinculada al petrolero, que aseguró que se trataba de un buque civil que navegaba sin carga y que su capitán intentó en reiteradas oportunidades comunicar su identidad y condición antes del abordaje. La compañía denunció que la persecución incluyó vigilancia aérea y se extendió durante varios días.
Para el Kremlin, la incautación del Bella 1 se inscribe en una estrategia más amplia de presión de Estados Unidos sobre Venezuela y sus aliados, y representa un antecedente que, según advirtió, pone en riesgo el principio de libertad de navegación en alta mar y profundiza la tensión entre ambas potencias.
Qué se sabe del Bella 1
El petrolero Bella 1, sancionado por Estados Unidos en 2024 por integrar una “flota fantasma” dedicada al transporte de crudo en violación de sanciones internacionales, había logrado eludir un primer intento de captura el mes pasado, cuando navegaba cerca de Venezuela y cambió de rumbo.
Desde entonces, las autoridades estadounidenses mantuvieron su seguimiento mientras avanzaba hacia el noreste, con apoyo de aviones de patrulla marítima P-8 desplegados desde la base de Mildenhall, en el Reino Unido, que monitorearon sus movimientos durante varios días hasta su interceptación, luego de que el buque pasara frente a la costa británica.
Durante la persecución, la tripulación pintó una bandera rusa en el casco y afirmó operar bajo protección de Moscú. Poco después, la nave apareció registrada oficialmente en Rusia con el nombre Marinera, mientras el gobierno ruso presentó una protesta diplomática para exigir el cese del operativo.
La maniobra abrió un frente legal en torno a la incautación, aunque fuentes del caso señalaron que la administración Trump no reconoce ese estatus y considera al petrolero un buque apátrida, lo que refuerza la posición estadounidense sobre la legalidad de la operación.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, anunció este miércoles que, en el marco de un nuevo entendimiento bilateral, Venezuela destinará los fondos de sus exportaciones de crudo para adquirir únicamente productos fabricados en Estados Unidos.
Según detalló el mandatario a través de su red social Truth, esta medida posiciona a Washington como principal socio comercial de Caracas, una determinación que calificó como “una decisión sabia y algo muy bueno para el pueblo de Venezuela y de los Estados Unidos”.
“Venezuela is going to be purchasing ONLY American Made Products, with the money they receive from our new Oil Deal… A wise choice, and a very good thing for the people of Venezuela, and the United States.” – President Donald J. Trump 🇺🇸 pic.twitter.com/0pvM6QVa0L
El acuerdo contempla la importación de una amplia gama de suministros que incluye productos agrícolas, medicamentos y dispositivos médicos de origen estadounidense. Asimismo, el pacto prevé la compra de equipos especializados para la rehabilitación de la infraestructura eléctrica y las instalaciones energéticas venezolanas, sectores severamente afectados por la crisis interna de ese país.
Este anuncio se produce tras la confirmación de que Venezuela entregará a Estados Unidos entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo que anteriormente se encontraban bajo sanciones. Trump precisó que el crudo “se venderá a su precio de mercado”, lo que marca un cambio significativo en la política de restricciones energéticas que pesaba sobre la nación sudamericana.
El control financiero de la operación quedará bajo la órbita directa del Ejecutivo estadounidense. “Ese dinero será controlado por mí, como presidente de Estados Unidos, para garantizar que se utilice en beneficio de los pueblos de Venezuela y Estados Unidos”, sostuvo el mandatario, subrayando que la Casa Blanca supervisará el flujo de capitales derivado de estas ventas.
Finalmente, el presidente estadounidense reafirmó que este esquema asegura que Venezuela se comprometa a “hacer negocios con los Estados Unidos de América como su socio principal”. El mecanismo busca garantizar el abastecimiento de bienes esenciales para la población venezolana mientras se fortalece la industria manufacturera y exportadora estadounidense bajo el nuevo marco de cooperación petrolera anunciado por Trump.
La empresa petroquímica Sealed Air confirmó el despido de 65 trabajadores, luego de que inicialmente se anunciaran alrededor de 90 desvinculaciones. Con el pretexto de afrontar “un proceso global de optimización de recursos”, la firma comenzó en noviembre las negociaciones para la reducción de personal.
Tras la ruptura de las negociaciones, el personal resolvió un paro por tiempo indeterminado y la fábrica se encuentra actualmente sin actividad. El delegado general de la comisión interna de la empresa, Alfredo Piscopo, señaló que los trabajadores están “en negociación hace dos meses” por estos despidos, incluyendo un “casi acuerdo” que la empresa truncó agregando demandas adicionales.
Durante la conciliación obligatoria, el gremio aceptó el retiro de 45 trabajadores, en su mayoría próximos a jubilarse, como parte de un acuerdo que permitiera reubicar personal y sostener la producción. Sin embargo, la negociación se frustró cuando la empresa exigió mayores niveles de producción con menos personal y sin respetar los tiempos de capacitación necesarios.
“Estamos con la planta parada y esperando que la empresa nos llame para negociar”, reveló Piscopo. La compañía justifica los despidos como un “proceso global de optimización de recursos”, con una reducción del 40% del personal bajo el artículo 245 de la Ley de Contrato de Trabajo.
Petróleos de Venezuela, S. A. (PDVSA) confirmó este miércoles que mantiene conversaciones con el Gobierno deEstados Unidos para la venta de volúmenes de petróleo, en lo que representa un giro sin precedentes en la política energética bilateral.
En un comunicado oficial, la petrolera estatal afirmó que las negociaciones se desarrollan “bajo esquemas similares a los vigentes con empresas internacionales, como Chevron”, y que están basadas en “una transacción estrictamente comercial, con criterios de legalidad, transparencia y beneficio para ambas partes”.
Este anuncio ocurre a días de la operación militar de Estados Unidos en Caracas que culminó con la captura del presidente venezolano Nicolás Maduro, un acontecimiento que marcó un quiebre en las relaciones entre ambas naciones y el replanteo de vínculos comerciales hasta ahora suspendidos por sanciones y bloqueos.
Más temprano, el presidente Donald Trump había anunciado que Venezuela entregará entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo al mercado estadounidense. Trump detalló que el crudo será vendido a precio de mercado y que él mismo supervisará los ingresos de esa venta para “beneficiar al pueblo venezolano y a los Estados Unidos”.
Fuentes oficiales estadounidenses señalaron que este volumen de crudo representa una parte significativa del petróleo almacenado que no ha podido salir de Venezuela debido a restricciones impuestas tras el inicio del conflicto reciente.
El comunicado de PDVSA subraya su objetivo de impulsar el desarrollo nacional y contribuir a la estabilidad energética global, aunque evita entrar en detalles sobre montos, plazos o volúmenes específicos de venta.
La Guardia Costera de Estados Unidos realizó dos operativos, uno en el Atlántico Norte y otro en aguas internacionales cerca del Caribe, que finalizaron con los abordajes e incautaciones del buque cisterna Bella I y el petrolero Sophia, que se encontraban atracados en Venezuela o en ruta hacia ese país.
La secretaria de Seguridad Nacional de ese país, Kristi Noem, publicó un mensaje y un video en el que se observan los abordajes consecutivos, de lo que denominó “flota fantasma”.
In two predawn operations today, the Coast Guard conducted back-to-back meticulously coordinated boarding of two “ghost fleet” tanker ships— one in the North Atlantic Sea and one in international waters near the Caribbean. Both vessels —the Motor Tanker Bella I and the Motor… pic.twitter.com/EZlHEtcufX
“Estos valientes hombres y mujeres merecen el agradecimiento de nuestra nación por su abnegada devoción al deber. Los criminales del mundo están sobre aviso. Pueden huir, pero no pueden esconderse“, escribió.
Y lanzó en modo de advertencia: “Nunca cejaremos en nuestra misión de proteger al pueblo estadounidense e interrumpir la financiación del narcoterrorista dondequiera que la encontremos, punto. Esta es la mayor fuerza de combate de nuestro país en su máximo esplendor. Esto es ‘Estados Unidos primero en el mar’”.
Vaca Muerta recibió un respaldo significativo con la incorporación de TotalEnergies como la primera empresa privada en sumarse formalmente al Instituto Vaca Muerta (IVM). Esta iniciativa, liderada junto a YPF, tiene como objetivo preparar a los trabajadores que demandará la expansión sostenida del shale argentino, con la meta de posicionar a Argentina como un exportador neto de energía.
La adhesión de TotalEnergies se produce en un momento en que Vaca Muerta avanza hacia una etapa de mayor escala productiva, lo que implica una creciente necesidad de mano de obra calificada y el cumplimiento de estándares operativos más exigentes. Fuentes del sector anticipan que en las próximas semanas otras firmas con fuerte presencia en la cuenca neuquina también se sumarán al proyecto.
El acuerdo fue firmado en la Ciudad de Buenos Aires por Sergio Mengoni, director general y country chair de TotalEnergies en Argentina, y Lisandro Deleonardis, presidente del Instituto Vaca Muerta y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF. Esta incorporación fue interpretada como una validación temprana de la importancia y alcance del instituto.
El Instituto Vaca Muerta surge para afrontar un desafío concreto: las proyecciones indican que entre 2026 y 2030 podrían generarse hasta 50.000 nuevos puestos de trabajo vinculados al crecimiento de la actividad en la cuenca. Esto exige formar técnicos y operarios con conocimientos prácticos, énfasis en seguridad y capacidad para adaptarse a procesos cada vez más complejos.
La formación estará enfocada en perfiles críticos de la operación petrolera y gasífera, tales como perforación, fractura hidráulica, producción, mantenimiento y tratamiento de fluidos. Un aspecto destacado será la experiencia práctica en un pozo escuela ubicado en la zona de Río Neuquén, donde los estudiantes podrán entrenarse en maniobras reales dentro de un entorno controlado.
La sede académica funcionará en el Polo Tecnológico de Neuquén, equipada con simuladores, laboratorios y tecnología de última generación. La intención es que los egresados lleguen a los yacimientos con un conocimiento concreto del terreno y los procedimientos habituales en Vaca Muerta.
La creación del Instituto responde a estudios prospectivos que identificaron los perfiles laborales que la industria requerirá en la próxima década. La participación directa de las operadoras busca asegurar que los contenidos estén alineados con las demandas reales del campo.
Actualmente, el país cuenta con 44 perforadores activos, de los cuales 37 están concentrados en la cuenca neuquina, donde YPF mantiene un fuerte liderazgo en el segmento no convencional.
Impulsada por el rápido crecimiento del shale oil de Vaca Muerta, la Argentina alcanzó en 2025 niveles históricos de producción de crudo, posicionándose, como el cuarto mayor productor de petróleo de Sudamérica.Los datos la ubicaron por encima de Colombia y con aspiraciones de subir al podio sudamericano en 2026.
El logro se sostiene sobre las políticas implementadas durante la gestión del gobernador Rolando Figueroa, que facilitaron la inversión, la infraestructura, la institucionalidad y la licencia social, creando un entorno favorable para ser motor del desarrollo energético nacional.
NEUQUÉN, MOTOR DEL DESARROLLO ENERGÉTICO NACIONAL
Con el impulso de Vaca Muerta, la Argentina alcanzó niveles históricos de producción y hoy es el cuarto mayor productor de petróleo de Sudamérica, consolidando a Neuquén como pilar del desarrollo energético nacional.
En este contexto, se destaca la creación de un paquete de herramientas estables y de largo plazo que permitieron sostener el crecimiento de la producción, tanto convencional como no convencional, y generaron las condiciones para aprovechar al máximo el potencial de Vaca Muerta.
Una de las bases del crecimiento energético en Neuquén fue la seguridad jurídica y predictibilidad fiscal que ofreció la provincia. El gobernador Figueroa insistió en distintos foros internacionales que “en Neuquén la energía es una política de Estado” y destacó la importancia de que existan reglas de juego claras y estabilidad normativa para atraer inversiones a largo plazo.
La Offshore Technology Conference en Houston sirvió de marco para reforzar ese mensaje que invitó a las empresas internacionales a invertir en Vaca Muerta y convencer a las operadoras a consolidar y expandir sus proyectos en la cuenca neuquina.
La Provincia sostuvo reglas claras y continuas en materia de permisos, concesiones y contratos, brindando seguridad jurídica para el desarrollo hidrocarburífero convencional y no convencional. A ello se sumó una política impositiva provincial consistente en el tiempo, sin cambios abruptos ni discrecionales, que permitió previsibilidad económica a las inversiones, aun en contextos de alta volatilidad de la política energética nacional.
Protagonista estratégico
La empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP) se consolidó como herramienta estratégica del Estado provincial para articular capital privado, gestionar áreas de producción y promover proyectos de valor agregado.
GyP posee actualmente 100 áreas reservadas para exploración y producción, y participa directamente en asociaciones con operadoras, convirtiéndose en un actor central, que promueve innovaciones que optimicen el uso de energía, materiales y agua, y generan sostenibilidad y valor local.
La empresa provincial fue clave para ordenar la exploración, promover licitaciones competitivas y asociar capital privado, especialmente en el convencional, y luego para acompañar la transición y expansión hacia el desarrollo no convencional.
Infraestructura clave
El gobernador Figueroa rescató en múltiples ocasiones que la infraestructura es clave para hacer competitiva la producción de Vaca Muerta. De allí se dio continuidad a una fuerte inversión para bajar los costos de producción y aumentar la competitividad del petróleo y gas neuquinos, instando a la colaboración de empresas del sector que se transformaron en coprotagonistas de los proyectos de obras estratégicas, como el bypass de Añelo.
Neuquén impulsó inversiones en infraestructura vial, energética, logística y de servicios que hicieron posible sostener la actividad convencional madura y el crecimiento acelerado del no convencional, garantizando condiciones operativas y de seguridad.
El Ministerio de Economía de la Nación fijó para este martes el vencimiento del plazo para que las empresas adjudicatarias de las centrales hidroeléctricas del Comahue depositen US$ 707 millones correspondientes a los cánones de concesión.
El procedimiento financiero se rige por la Resolución 2124/2025, publicada el 30 de diciembre de ese año. El texto establece que la acreditación de los fondos en la cuenta de la Tesorería General de la Nación es el requisito administrativo previo para la toma de posesión de las plantas, programada para este jueves 8 de enero al mediodía.
De acuerdo con el resultado de la licitación, la empresa MSU Green Energy debe transferir hoy US$ 235,7 millones por el complejo El Chocón – Arroyito. Por su parte, Edison Inversiones es la responsable de los pagos correspondientes a las centrales Alicurá y Cerros Colorados, mientras que Central Puerto completa el esquema con la adjudicación de Piedra del Águila.
Desde el Palacio de Hacienda señalaron que estos recursos se aplicarán de forma inmediata al pago de vencimientos de capital e intereses de deuda pública que operan este viernes 9 de enero.
El ingreso de estas divisas resulta estratégico para cumplir con las obligaciones financieras externas sin afectar las reservas líquidas del Banco Central.
El traspaso de las centrales marca el fin de las prórrogas otorgadas a los antiguos concesionarios, cuyos contratos originales caducaron en 2023.
Tras la intervención militar de Estados Unidos y la posterior captura del presidente Nicolás Maduro y su esposa Cilia Flores, funcionarios gubernamentales de Washington y Caracas mantienen discusiones por la exportación de crudo venezolano a refinerías norteamericanas.
Según la agencia internacional Reuters, Venezuela tiene millones de barriles de petróleo cargados en tanqueros y en tanques de almacenamiento que no ha podido enviar debido a un bloqueo a las exportaciones impuesto por el presidente Donald Trump a mediados de diciembre.
El acuerdo podría desviar suministros desde China, que ha sido el principal comprador de Venezuela en la última década, y ayudar a la estatal PDVSA (Petróleos de Venezuela, S.A.) a evitar recortes de producción más profundos.
El suministro aumentaría el volumen de petróleo venezolano exportado a EEUU, un flujo que actualmente está controlado en su totalidad por Chevron, principal socio de empresa conjunta de PDVSA, bajo una autorización estadounidense.
Por lo pronto, al menos once buques fletados por la empresa se dirigen este mes a Venezuela, consolidando a la petrolera estadounidense como el único exportador autorizado del crudo del país sudamericano tras la caída de Nicolás Maduro por parte de fuerzas estadounidenses.
Según datos de Bloomberg, los barcos tienen previsto arribar a los puertos de José y Bajo Grande, ambos en el noroeste del país, incrementando la actividad respecto a diciembre, cuando nueve buques realizaron operaciones similares.
En medio de las negociaciones entre Donald Trump y Delcy Rodríguez durante la transición posterior a la captura de Nicolás Maduro, el presidente de Estados Unidos anunció este martes por la noche que Venezuela entregará entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo a ese país.
Según explicó, el crudo será transportado mediante buques de almacenamiento, en una operación que estará a cargo del secretario de Energía, Chris Wright, y los fondos obtenidos serán “controlados” por el propio mandatario norteamericano para garantizar su uso en beneficio del pueblo venezolano.
“Me complace anunciar que las autoridades provisionales de Venezuela entregarán entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo de alta calidad y autorizado a Estados Unidos. Este petróleo se venderá a precio de mercado y yo, como presidente, controlaré ese dinero para garantizar que se utilice en beneficio del pueblo venezolano y de Estados Unidos”, expresó Trump en su cuenta de la plataforma Truth Social.
Más tarde, el líder republicano precisó que había instruido al secretario de Energía para implementar el plan de manera inmediata. “He solicitado a Chris Wright que ejecute esta iniciativa sin demoras. El petróleo será transportado en buques de almacenamiento directamente hasta los muelles de descarga en Estados Unidos”, señaló.
La iniciativa fue respaldada por el secretario de Estado, Marco Rubio, quien afirmó que Washington utilizará el actual régimen de sanciones —especialmente las vinculadas al sector petrolero venezolano y a las organizaciones criminales— como principal herramienta de presión sobre los eventuales sucesores de Maduro.
En este contexto de incertidumbre política, los precios internacionales del petróleo registraron una caída al cierre de una jornada marcada por la volatilidad. Los operadores evaluaban el impacto de una eventual reapertura de las vastas reservas venezolanas tras la captura del exmandatario. El barril de Brent del mar del Norte para entrega en marzo retrocedió un 1,72%, hasta los 60,70 dólares, mientras que el West Texas Intermediate (WTI), para entrega en febrero, descendió un 2,04%, hasta los 57,13 dólares.
Este martes, la Casa Blanca convocó a ejecutivos de las principales compañías petroleras para analizar la situación en Venezuela. La reunión, prevista para finales de esta semana, es considerada clave para las aspiraciones de Washington de facilitar el regreso de las grandes petroleras estadounidenses al país, luego de que el chavismo asumiera el control de las operaciones hace dos décadas.
Trump ya había adelantado el fin de semana que mantuvo encuentros con estas empresas incluso antes de la captura de Maduro. “Todas nuestras compañías petroleras están preparadas y dispuestas a realizar importantes inversiones en Venezuela para reconstruir su infraestructura petrolera, que fue destruida por el régimen ilegítimo de Maduro”, señaló Taylor Rogers, vocera de la Casa Blanca.
En 2025, Parque Arauco reafirmó su liderazgo como el principal polo de energías renovables del norte argentino, tras concretar importantes ampliaciones, alcanzar niveles históricos de eficiencia y profundizar su impacto social y educativo en La Rioja. El complejo cerró el año con cerca de 250 MW de potencia instalada, un avance decisivo para el sistema eléctrico nacional y la transición energética del país.
El mayor logro fue la finalización del Parque Eólico Arauco III, que incorporó 28 aerogeneradores de última generación, aumentando sustancialmente la capacidad del parque. Esta obra implicó una inversión superior a los US$145 millones y generó más de 400 empleos directos e indirectos, posicionándose como uno de los proyectos eólicos más importantes de Argentina en escala, tecnología y rendimiento.
La habilitación comercial del parque comenzó hacia finales de 2025, con la inyección efectiva de energía al Sistema Argentino de Interconexión. Durante el período de prueba, los indicadores de rendimiento ubicaron al complejo riojano entre los más eficientes del país. Según datos oficiales, Parque Arauco fue reconocido por CAMMESA dentro de los primeros puestos nacionales en eficiencia y se destacó como el parque eólico más eficiente de Argentina durante tres meses consecutivos, evaluándose 67 proyectos en total.
Este desempeño se reflejó en la producción, que creció un 42,6 % interanual, alcanzando un récord histórico de 4.648 MWh en un solo día. Esta marca inédita para el norte argentino representa una contribución significativa al suministro de energía limpia en el país.
Simultáneamente, Parque Arauco avanzó en el desarrollo del Parque Solar Arauco I, que permitirá integrar por primera vez generación solar al complejo y conformar el parque híbrido solar-eólico más grande de Sudamérica. Durante 2025 se realizaron obras clave como nivelación del terreno, apertura de caminos internos, ampliación de la estación transformadora Arauco I y recepción de los primeros componentes del sistema solar.
El parque solar contará con tecnología de Huawei, seleccionada mediante un proceso internacional, y prevé iniciar operaciones entre marzo y abril de 2026. Esta incorporación diversificará la matriz energética, mejorará la estabilidad del suministro y optimizará el uso de la infraestructura eléctrica existente.
Para acompañar esta expansión, la empresa implementó un sistema de monitoreo tecnológico integral único en la región, que combina cámaras autónomas 4K, drones, control remoto de obra y gestión documental bajo estándares BIM. Esta herramienta permitió optimizar recursos, asegurar trazabilidad y documentar cada etapa con altos niveles de precisión y transparencia.
El crecimiento productivo se complementó con un fuerte compromiso social y educativo. A través del Centro Ambiental Interactivo Winti, Parque Arauco amplió su alcance territorial y consolidó su rol educativo en energías renovables. En 2025, el Wintimóvil visitó 94 localidades y 114 escuelas en ocho departamentos de La Rioja, llegando a 1.114 estudiantes con contenidos didácticos sobre energía limpia, cambio climático y desarrollo sostenible.
Además, se presentó el Tomo II de la Wintipedia, dedicado a la energía eólica, que comenzó a utilizarse como material pedagógico en el sistema educativo provincial. Esta iniciativa busca facilitar el acceso a contenidos técnicos y fortalecer la formación de las nuevas generaciones en temas de transición energética.
En el marco productivo del complejo, la empresa Kallpa profundizó su modelo de minería sostenible en el Valle del Bermejo, reforzando la vinculación con las comunidades locales mediante programas de educación técnica, participación ciudadana y fortalecimiento institucional bajo principios de transparencia e innovación.
El balance de 2025 evidencia el papel estratégico de Parque Arauco en el mapa energético nacional. Con récords de generación, obras de gran escala, alianzas tecnológicas internacionales y un enfoque integral que combina producción, innovación y compromiso social, el complejo se consolidó como un referente en energías renovables en Argentina.
Este desarrollo refuerza también la posición de La Rioja como un territorio clave en la transición energética, capaz de atraer inversiones, desarrollar tecnología, generar empleo y aportar energía limpia al sistema eléctrico. De cara a los próximos años, la puesta en marcha del parque solar híbrido y la continuidad de los programas educativos anticipan una etapa de crecimiento sostenido para el principal polo renovable del norte argentino.
Las principales compañías petroleras de Estados Unidos y China reaccionan en contraste a la captura de Nicolás Maduro en Venezuela por parte de la administración de Donald Trump.
En el comienzo de las operaciones durante la primera semana de enero, las firmas estadounidenses del sector petrolero cotizan en alza en Wall Street respondiendo con optimismo al nuevo escenario que enfrenta la industria petrolera global.
De esta manera, las subas son encabezadas por Chevron (+7,6%) o ConocoPhillips (+7,2%), ExxonMobil (+4,10%), y por empresas de servicios petroleros como Schlumberger (+9,3%) o Halliburton (+8,9%), además de empresas de refinerías y transporte como Valero Energy (+5,8%) y Marathon Petroleum (+5,3%)
La contracara es representada por las acciones petroleras chinas, que sufrieron caídas este lunes a partir del temor de inversores por posibles limitaciones al acceso del gigante asiático al petróleo venezolano tras la destitución del presidente Nicolás Maduro.
Los papeles de las principales firmas petroleras chinas disminuyeron considerablemente en la bolsa de valores de Hong Kong. PetroChina descendió cerca de un 5% mientras que Cnooc cayó en torno a un 4%.
El crudo venezolano representa entre el 5% y el 8% del total de importaciones de petróleo de China, que es valorado por sus refinerías, ya que están especialmente diseñadas para procesar el crudo más pesado y espeso que produce Venezuela.
El cambio político en Venezuela y la injerencia de Estados Unidos amenazan con interrumpir esta relación de suministro, afectando directamente a los fabricantes de combustible chinos al desvalorizarse las instalaciones capaces de manejar este tipo específico de petróleo crudo.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, supervisó recientemente las distintas obras que lleva adelante la Provincia, en el marco de un acuerdo mediante el cual la Cooperativa Eléctrica de Rawson compensa una deuda que mantiene con la Provincia por un total superior a los 2.700 millones de pesos, a través de la ejecución de obras y la provisión de equipamiento estratégico para los servicios de agua, cloacas y energía eléctrica en todo el territorio chubutense.
En tal sentido, el mandatario estuvo presente durante la descarga de 64 transformadores eléctricos, que forman parte del plan de obras y equipamiento y que representan una inversión aproximada de 650 millones de pesos, destinada al fortalecimiento del sistema energético en la Comarca Andina y el interior chubutense, con el objetivo de mejorar la prestación del servicio eléctrico y reforzar redes existentes. Los mismos serán instalados en los próximos días, con la supervisión en terreno del propio Gobernador, quien destacó la importancia de dar respuesta así a un “reclamo de larga data por parte de los vecinos” de la región cordillerana.
La instalación de los transformadores se suma a dos obras estratégicas de energía que la gestión ya viene llevando adelante: la construcción de una línea aérea de media tensión de 13,2 kV en la localidad de Los Altares, cuya finalización está prevista también para el mes de enero; y la puesta en funcionamiento de la línea de media tensión de la Estación Transformadora Coihue: una respuesta certera ante el histórico padecimiento de vecinos de ambas regiones, quienes en adelante contarán con un sistema eléctrico estable y eficiente, acompañando el desarrollo productivo y social de la región.
Fortalecimiento energético
Al respecto, Torres remarcó que “desde 2018 que la Provincia no incorporaba una cantidad de transformadores de esta magnitud” y destacó que “se trata de equipamiento esencial para el mantenimiento del sistema eléctrico y la mejora de la calidad del servicio, lo cual va a permitir reducir fallas, cortes de suministro y fortalecer la capacidad de respuesta ante los picos de consumo”.
La iniciativa “es parte de una serie de obras fundamentales que iniciamos en Rawson, como la nueva subestación transformadora para el Hospital ‘Santa Teresita’, el recambio de luminarias por tecnología LED en la Doble Trocha Rawson–Playa Unión y la incorporación de equipamiento clave para los sistemas de agua y saneamiento”, y destacó también la “reciente inauguración de la obra de ampliación de la Estación Transformadora Cohiue”, que ahora será completada con la puesta en funcionamiento de la Línea de Media Tensión Coihue – Epuyén.
Además, con la descarga y posterior instalación de los transformadores, “vamos a seguir consolidando una política de inversión en infraestructura energética, fortaleciendo los servicios públicos y acompañando el desarrollo de todas las comunidades del interior”, concluyó Torres.
La Dirección General de Servicios Públicos será la encargada de programar y ejecutar las obras de instalación de los transformadores, las cuales comenzarán a partir de la primera semana de enero, de acuerdo a un cronograma que priorizará las zonas con mayores necesidades operativas y de servicio.
REPARACIÓN HISTÓRICA PARA LA CORDILLERA: OBRAS ELÉCTRICAS QUE EMPIEZAN A SALDAR UNA DEUDA DE AÑOS
Después de más de siete años sin incorporar equipamiento energético de esta magnitud, avanzamos con una inversión histórica para fortalecer el sistema eléctrico de la Cordillera. La… pic.twitter.com/K39wEhT6IL
Energía para el desarrollo productivo en Los Altares
En paralelo, el Gobierno de la Provincia del Chubut, a través de la Secretaría de Infraestructura, Energía y Planificación, avanza en una obra estratégica de infraestructura eléctrica en la localidad de Los Altares, que permitirá consolidar el crecimiento económico y productivo de la zona. Se trata de la construcción de una línea aérea de media tensión de 13,2 kV, cuya finalización está prevista también para el mes de enero.
La obra comprende aproximadamente cuatro kilómetros de tendido eléctrico, ejecutados íntegramente con recursos humanos y técnicos propios del Estado provincial, lo que representa una optimización de los recursos públicos y una clara decisión política de fortalecer la infraestructura básica como motor del desarrollo territorial.
Esta nueva línea permitirá abastecer de energía eléctrica a emprendimientos productivos rurales, en particular viñedos que hasta el momento no contaban con suministro eléctrico, generando un impacto directo en la mejora de la productividad, la incorporación de tecnología, el riego, la mecanización y el agregado de valor a la producción local.
Con estas acciones, el Gobierno Provincial reafirma una política de inversión sostenida en infraestructura energética, orientada a fortalecer los servicios públicos, acompañar el desarrollo productivo y mejorar la calidad de vida de las comunidades de la Comarca y del interior provincial.
Línea Compacta de Media Tensión
Respecto de la nueva línea de media tensión en 33 kV, que vincula la Estación Transformadora El Coihue con las cercanías de Epuyén, desde la Secretaría de Energía, Planificación e Infraestructura, que conduce Hernán Tórtola, descartaron que la misma corresponde a la segunda etapa de una obra integral cuya primera etapa ya fue inaugurada y se encuentra actualmente en funcionamiento, fortaleciendo de manera progresiva el sistema eléctrico de la región.
Esta segunda etapa presenta un avance del 98%, restando únicamente tareas menores de terminación para su culminación y posterior puesta en servicio.
La obra se desarrolla a lo largo de 15 kilómetros, trazados íntegramente sobre las márgenes de la Ruta Provincial N.º 70 y, en su tramo final, a la vera de la Ruta Nacional N.º 40. Esta localización estratégica constituye un logro significativo, ya que permite optimizar al 100% las tareas de mantenimiento, facilitando el acceso y mejorando sustancialmente la capacidad de prevención de fallas.
A su vez, la línea fue ejecutada con conductores protegidos y una disposición compacta, lo que permite reducir en más de un 50% las horas de mantenimiento asociadas a tareas de poda, incrementando la eficiencia operativa y disminuyendo los tiempos de intervención.
Estas características se traducen en una mayor confiabilidad y estabilidad del servicio eléctrico, aspectos clave para la calidad del suministro en la zona.
La nueva infraestructura reemplaza una línea convencional existente, que atraviesa áreas con densos bosques de coníferas y terrenos no fiscales sin accesos adecuados, lo que históricamente ha dificultado y ralentizado de manera significativa las tareas de mantenimiento. A ello se suma que dicha línea fue construida hace más de 25 años, por lo que gran parte de sus componentes han alcanzado el final de su vida útil.
En términos de capacidad, la nueva línea permitirá incrementar en un 50% la capacidad de transporte de energía, habilitando mejores condiciones para el crecimiento y desarrollo de la región que abastece.
Se prevé que la entrada en servicio de esta segunda etapa se concrete durante el mes de enero de 2026, completando una obra estratégica para el fortalecimiento del sistema eléctrico cordillerano.
Río Negro avanza en un rol estratégico para el desarrollo energético del país, con proyectos concretos que la convierten en un actor central para que Argentina se posicione entre los 10 países exportadores de GNL del mundo. Un esquema que combina energía, agricultura y ganadería como motores de crecimiento y empleo. “No son promesas, sino realidades, es un gran orgullo para nosotros”, afirmó el gobernador Alberto Weretilneck.
En diálogo con la prensa, el gobernador remarcó que Río Negro es parte central de un proceso histórico para el país, al concentrar proyectos que permiten dar el salto exportador. “Hoy la Argentina tiene la posibilidad de estar entre los 10 países exportadores de GNL del mundo, y que eso se haga en Río Negro no es un dato menor”, señaló.
En ese sentido, subrayó que el aporte de la Provincia va más allá del desarrollo energético puntual. “Esto no es solo energía. Es una estrategia integral de desarrollo, con un rumbo claro y con impacto real en la economía y el empleo”, afirmó.
Weretilneck explicó que ese crecimiento energético se articula con la expansión del sector productivo tradicional. “Si a la energía le sumamos la industrialización de la agricultura y de la ganadería como creadoras de empleo, de riqueza y de actividad económica, el modelo se fortalece”, sostuvo.
En ese marco, destacó los números que reflejan ese proceso: 87.000 hectáreas dedicadas a la agricultura y horticultura bajo riego alcanzando las 24.000 hectáreas de maíz y 27.000 de alfalfa y 7.000 de cebolla como base de un esquema productivo diversificado y con valor agregado. “El camino que estamos recorriendo tiene que ver con sumar más hectáreas bajo riego, producir más, industrializar más y generar más trabajo”, concluyó.
Durante 2025, el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) profundizó su rol social y territorial, llevando energía a diferentes puntos de la provincia de difícil acceso y desarrollando políticas públicas que mejoran de manera concreta la calidad de vida de miles de neuquinas y neuquinos.
Uno de los principales hitos del año fue el avance sostenido del Plan Provincial de Alumbrado Público Eficiente, una de las políticas de eficiencia energética más importantes del EPEN. Actualmente, el organismo lleva 22.652 luminarias LED instaladas, lo que permitió una reducción anual de 8.300 MWh de energía y la disminución de 3.700 toneladas de dióxido de carbono (COâ‚‚). Este impacto ambiental equivale a la absorción de carbono de más de 164.000 árboles maduros durante un año y, en términos concretos, a retirar de circulación 3.700 automóviles durante un año completo.
El recambio a tecnología LED mejoró notablemente la calidad del alumbrado público, con una luz blanca más eficiente, mayor seguridad vial y peatonal, y una reducción significativa del consumo energético y de los costos para los municipios, que en algunos casos alcanza ahorros hasta el 30%. Además, todos los proyectos nuevos ya incorporan tecnología LED desde su diseño.
Este trabajo posicionó al EPEN como referente regional en eficiencia energética, reconocimiento que se consolidó en 2025 con la Certificación de Eficiencia Energética otorgada por la Comisión de Integración Energética Regional (CIER), un organismo internacional que nuclea a empresas y entidades del sector energético de América Latina y el Caribe. La distinción pone en valor la modernización del alumbrado público neuquino, la incorporación de tecnologías eficientes y la reducción sostenida del consumo energético, destacando al EPEN como ejemplo de gestión pública sostenible.
En zonas rurales y alejadas, el EPEN sostuvo y amplió el acceso a la energía mediante sistemas solares fotovoltaicos, acompañando a más de 2.100 familias e instituciones que no cuentan con conexión a la red eléctrica. Estas acciones garantizan electricidad para escuelas, puestos sanitarios, viviendas rurales y actividades productivas, fortaleciendo la presencia del Estado en el territorio.
Estas políticas se complementaron con obras de electrificación rural, ampliaciones del sistema eléctrico urbano y mejoras en infraestructura, reafirmando una línea de trabajo clara: garantizar el derecho a la energía, promover la eficiencia energética y avanzar hacia una transición energética con impacto real, social y territorial en toda la provincia del Neuquén.
Donald Trump dejó en claro su intención de aprovechar las vastas reservas petroleras de Venezuela tras la operación militar que terminó con la detención del presidente Nicolás Maduro. El exmandatario afirmó que Estados Unidos “administrará” el país hasta que se concrete una transición “segura”.
El plan de Trump incluye atraer inversiones millonarias de empresas petroleras estadounidenses para revitalizar la industria petrolera de Venezuela, que posee las mayores reservas probadas de crudo en el mundo, con aproximadamente 303.000 millones de barriles. Sin embargo, la producción actual es mínima en comparación con este potencial.
Trump aseguró que las compañías estadounidenses repararán la “muy dañada” infraestructura petrolera venezolana y comenzarán a generar ingresos para el país. No obstante, especialistas señalan que los costos serán altísimos y que podrían pasar hasta diez años antes de que la producción aumente de manera significativa.
La producción de petróleo en Venezuela cayó drásticamente desde principios de los 2000, cuando el gobierno de Hugo Chávez y luego el de Maduro intensificaron su control sobre la empresa estatal PDVSA, lo que generó la salida masiva de personal calificado. Actualmente, la producción ronda los 860.000 barriles diarios, menos de un tercio de lo que era hace una década y menos del 1% del consumo mundial.
El petróleo venezolano es principalmente “pesado, agrio”, lo que dificulta su refinación, aunque es útil para la fabricación de diésel y asfalto. En contraste, Estados Unidos produce mayormente petróleo “ligero, dulce”, ideal para gasolina.
Antes de la captura de Maduro, EE.UU. incautó dos buques petroleros frente a las costas venezolanas y estableció un bloqueo a la entrada y salida de buques cisterna sancionados. Las sanciones, vigentes desde 2015, han limitado las inversiones y el acceso a repuestos esenciales para la industria.
Homayoun Falakshahi, analista de materias primas, considera que los principales obstáculos para explotar las reservas venezolanas son legales y políticos. En diálogo con BBC, señaló que “quienes esperan perforar en Venezuela tendrán que llegar a un acuerdo con el gobierno, lo que no será posible hasta que haya un sucesor de Maduro en funciones”. Además, advirtió que las inversiones dependerán de la estabilidad que ofrezca el futuro gobierno.
Las compañías petroleras deberán firmar contratos con la nueva administración antes de iniciar la inversión en infraestructura. Los expertos estiman que se necesitarán decenas de miles de millones de dólares y posiblemente una década para recuperar los niveles anteriores de producción.
Neil Shearing, analista de Capital Economics, opinó que el plan de Trump tendrá un impacto limitado en el mercado global y en el precio del crudo, ya que “hay una enorme cantidad de obstáculos que librar y el plazo de tiempo de lo que va a suceder es muy largo”. Agregó que “los proyectos no tendrían rendimiento por muchos, muchos años” y que la producción venezolana, incluso en su mejor momento, seguiría por debajo de los principales productores mundiales.
Shearing también destacó la alta producción de los países de la OPEP+, señalando que “el mundo actualmente no está sufriendo de una escasez de petróleo”.
John Browne, exdirector ejecutivo de BP, calificó la recuperación petrolera venezolana como un “proyecto a muy largo plazo”. Subrayó que “la gente subestima el tiempo que se demora hacer las cosas. Alinear todos los recursos, particularmente el material y el personal, toma muchísimo tiempo”. Incluso advirtió que podría haber una reducción temporal en la producción durante la reorganización.
Chevron es la única petrolera estadounidense activa en Venezuela, con una licencia otorgada en 2022 bajo la administración Biden. Actualmente, representa alrededor del 20% de la extracción petrolera en el país y asegura cumplir “con todas las leyes y regulaciones relevantes” mientras prioriza la seguridad de sus empleados.
Otras grandes compañías han guardado silencio público sobre sus planes, aunque Falakshahi cree que los directivos debatirán internamente la posibilidad de aprovechar la oportunidad. Para él, “el apetito de ir a alguna parte está vinculado a dos factores principales, la situación política y los recursos sobre el terreno”.
A pesar de la inestabilidad política, el analista concluyó que “la ganancia potencial podría considerarse demasiado grande de eludir”. Browne agregó que las empresas querrán involucrarse porque “tener opciones de negocio en diferentes partes del mundo es algo bueno” y que “como oportunidad de negocio, si estás dirigiendo una compañía… vas a querer involucrarte muy rápidamente”.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén aprobó la Adenda II al Contrato de Unión Transitoria (UT) del área Los Toldos II Oeste, ubicada en la Cuenca Neuquina. Fue suscripta entre Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. y Continental Resources Argentina S.A.U.
Con esta esta modificación contractual, Continental Resources Argentina S.A.U. asumirá la totalidad de los derechos y obligaciones correspondientes al porcentaje de participación cedido por Pluspetrol Cuenca Neuquina SRL, pasando a integrar la UT con una participación del 90%, mientras que GyP conservará el 10% restante. Asimismo, Continental fue designada como empresa operadora del área.
La empresa Continental Resources Argentina S.A.U. es controlada por la estadounidense Continental Resources, lnc, que cuenta con vasta experiencia en el desarrollo de reservorios no convencionales en áreas ubicadas principalmente en cuatro cuencas líderes de Estados Unidos.
El decreto Nº 1761/2025 firmado por el gobernador Rolando Figueroa y los ministros de Energía, Gustavo Medele, y de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig establece que Pluspetrol Cuenca Neuquina deberá realizar un pago a favor de la Provincia por un monto total de 9 millones de dólares, conforme al cronograma previsto en la Adenda II. Dichos fondos podrán destinarse a inversiones, obras o desembolsos que defina el Estado provincial, incluyendo áreas como infraestructura, salud, educación o seguridad.
Además, la norma fija como plazo el 27 de febrero de 2026 para la presentación ante la Autoridad de Aplicación de la actualización del Plan de Desarrollo del área, de acuerdo con los lineamientos establecidos por la normativa vigente.
Neuquén continúa dando pasos firmes hacia una transición energética ordenada y con fuerte anclaje territorial en 2025, con el Ente Provincial de Energía de Neuquén (EPEN) como actor estratégico. El Gobierno provincial realizó la implementación de políticas públicas que combinan eficiencia, desarrollo productivo y sostenibilidad.
Estas tareas ayudan a Neuquén a prepararse para el futuro, cuidar los recursos y garantizar energía segura y accesible en todo el territorio. La transición energética es el proceso mediante el cual una sociedad avanza hacia un sistema energético más eficiente, diversificado y sostenible. Implica producir y usar la energía de manera más inteligente, incorporar energías renovables, promover el ahorro y la eficiencia, modernizar las redes eléctricas y reducir el impacto ambiental, sin afectar el desarrollo productivo ni la calidad de vida de las personas.
Uno de los hitos del año fue la realización del primer Congreso Neuquino de Transición Energética, desarrollado junto con la Legislatura (sede del encuentro) y la Cooperativa CALF. En ese contexto, se firmó el Acta Compromiso hacia 2030, una hoja de ruta compartida para diversificar la matriz energética, modernizar infraestructuras, promover la eficiencia energética y fortalecer la articulación institucional.
En materia de generación distribuida, el EPEN dio un paso histórico al habilitar al primer usuario-generador de la provincia, con la instalación del primer medidor bidireccional. Este avance marca el inicio de un modelo energético más descentralizado, donde los usuarios pueden generar energía renovable para autoconsumo e inyectar excedentes a la red. La generación distribuida es clave porque permite reducir pérdidas, aliviar la demanda del sistema eléctrico, promover inversiones privadas en energías limpias y democratizar el acceso a la producción de energía.
Otro eje central fue la puesta en marcha del Programa Provincial de Incentivo al Uso Racional y Eficiente de la Energía, que introduce el concepto de subsidios conscientes: una política orientada a acompañar a los sectores productivos y agroindustriales más expuestos al costo energético, promoviendo al mismo tiempo en eficiencia energética, evitando consumos innecesarios y fortaleciendo la sostenibilidad del sistema eléctrico.
Con estos avances, el EPEN cierra 2025 consolidando una gestión estratégica y proyecta para 2026 profundizar este rumbo, con más eficiencia energética, más generación distribuida y políticas públicas que acompañen el desarrollo de Neuquén con una mirada de largo plazo.
La Policía Ambiental Minera (PAM) ordenó la clausura de una mina de tercera categoría ubicada en El Carrizal, en el departamento de Luján de Cuyo, como resultado de un procedimiento de fiscalización que determinó incumplimientos de la normativa.
Durante la inspección, se constató que el emprendimiento no cumplía con los estándares de seguridad exigidos por la legislación, enmarcada en el Código de Procedimiento Minero. Asimismo, se verificó que el responsable de la explotación no había dado cumplimiento a las órdenes previamente impartidas por la Autoridad Minera, situación que agravó el nivel de riesgo detectado en el lugar.
“Estas irregularidades motivaron la adopción de la medida de clausura preventiva, con el objetivo de evitar potenciales daños a las personas que pudieran acceder al área y prevenir impactos negativos sobre el ambiente”, señaló el jefe de la PAM, Guillermo Bickham.
Estas inspecciones, que se han realizado de forma diaria durante todo el año, tienen como objetivo garantizar el seguimiento y control de la actividad minera, el ordenamiento del sector, el respeto por la normativa ambiental y la seguridad de las personas como condiciones indispensables para el desarrollo de una minería responsable en la provincia.
Se recuerda que los inspectores de la Policía Ambiental Minera, debidamente identificados con uniforme y acreditación, tienen libre acceso a todas las instalaciones mineras para supervisar el cumplimiento de las normativas ambientales, de seguridad e higiene.
Las sanciones aplicables incluyen apercibimientos, multas, suspensiones, inhabilitaciones o clausuras, con lo que se busca generar un efecto disuasivo ante incumplimientos.
Con estos controles, Mendoza reafirma su compromiso con una minería sostenible, transparente y alineada con los estándares nacionales e internacionales de calidad y protección ambiental.
El Gobierno estableció a partir de este viernes un nuevo esquema de subsidios para el cobro de las facturas de los servicios de electricidad y gas, tanto para los usuarios residenciales, como así también para los consumidores de garrafas. La mayor novedad es que ya no habrá segmentación por niveles de ingreso.
Según las estimaciones de la consultora Economía y Energía (EyE), los más perjudicados por el cambio de esquema de subsidios serán aquellos usuarios de menores ingresos porque padecerán la mayor parte del aumento tarifario. Se estima que tendrá un incremento de un 20% para la factura de luz y un 23% para el gas. Esta suba en los precios de los servicios variará en función de la época del año, ya que las bonificaciones serán diferentes por los períodos de mayor consumo.
En 2025, la Secretaría de Energía continuó avanzando en un gestión orientada en ordenar los subsidios a la energía, quitar trabas burocráticas a los diferentes sectores y potenciar la producción de hidrocarburos, con Vaca Muerta como motor de desarrollo. pic.twitter.com/mPH3dP67ME
La mayor novedad del nuevo esquema de subsidios para los servicios de luz y gas será que se elimina la segmentación de ingresos bajos, medios y altos. Ahora, el nuevo umbral para acceder al beneficio es contar con ingresos mensuales iguales o menores a tres canastas básicas totales (CBT), lo que significan $3.77 millones. Además, las autoridades nacionales cruzarán datos patrimoniales y de consumos para determinar si un hogar recibe o no el subsidio.
Según la Secretaría de Energía, con el nuevo esquema, en los meses de mayor demanda eléctrica, el 35% de los usuarios pagará una factura promedio menor a $22.000; el 66%, menos de $44.000, y el 81%, por debajo de $67.000. En el caso del gas, durante el invierno, el 56% pagará menos de $14.000; el 75%, menos de $56.000, y el 83%, menos de $73.000.
En cuanto a los consumidores de garrafas, al nuevo régimen se incorporarán unos 3,36 millones de usuarios al Programa Hogar y recibirán una bonificación mensual equivalente al valor total de una garrafa de diez kilos, que vale $21 mil, en invierno y al 50% de su precio por mes durante el resto del año. Desde enero deberán inscribirse en el sitio oficial de la Secretaría de Energía.
Cómo serán los subsidios a la electricidad
A partir del nuevo esquema impuesto por el Gobierno, los hogares que logren calificar para recibir el subsidio tendrán un 50% de descuento sobre un consumo base de 300 kWh por mes tanto en verano, como en invierno, y de 150 kwH para las temporadas de otoño y primavera. En caso que el consumo sea mayor, se tendrá que pagar el excedente sin el beneficio.
Además, durante este 2026 habrá una bonificación adicional del 25% en enero que disminuirá paulatinamente cada mes unos dos puntos porcentuales hasta llegar a cero durante el mes de diciembre de este año. De esta manera, la luz tendrá un subsidio total del 75% en la primera factura, 73% en febrero, 71% en marzo y así sucesivamente durante todo el año.
Cómo serán los subsidios al gas
En cuanto al gas, el subsidio del 50% sobre un bloque de consumo determinado que varía dependiendo de la zona geográfica del país, tan solo se aplicará entre abril y septiembre. Esto significa una modificación importante porque previamente se aplicaba durante todo el año.
De la misma manera que en la electricidad, habrá una bonificación adicional del 25% en enero que también se reducirá dos puntos por cada mes, hasta desaparecer en diciembre de 2026.
El jefe de la Casa Blanca, Donald Trump, confirmó el sábado que planea tomar el control de las enormes reservas de petróleo de Venezuela, su principal riqueza natural, y consideró que el negocio petrolero en el país Sudamericano ha sido un “fracaso total” durante mucho tiempo, con énfasis en los bajos niveles de extracción.
“Vamos a hacer que nuestras grandes compañías petroleras estadounidenses, las más grandes del mundo, entren, inviertan miles de millones de dólares, reparen la infraestructura petrolera”, afirmó el mandatario Donald Trump en la conferencia sobre la captura del presidente de Venezuela, Nicolás Maduro.
“Vamos a EMBARGAR EL PETRÓLEO VENEZOLANO. Y que el resto entienda, LO QUE LE PASO A VENEZUELA LE PUEDE PASAR A ELLOS.”
Después de declararse gobernante de Venezuela. Trump admite que se va a quedar con el petróleo venezolano y AMENAZA AL RESTO DE LATAM con hacerle lo mismo. pic.twitter.com/i9BQe1BQEv
En tanto, ante los periodistas a bordo del Air Force One, Trump declaró: “Lo que necesitamos (de Delcy Rodríguez) es acceso total. Acceso total al petróleo y a otras cosas en el país que nos permitan reconstruirlo”.
Por su parte, el secretario de Estado de EE.UU., Marco Rubio, había dicho más temprano a la cadena ABC: “Hay sentencias judiciales que nos permiten quedarnos con los buques petroleros de Venezuela, en unas semanas van a tener que bombear más petróleo, tenemos sentencias para quedarnos con cada uno de los petroleros hasta que quien tiene el poder haga los cambios para que beneficie a EE.UU.”.
La producción de petróleo en Venezuela
La falta de inversiones en Venezuela afecta la explotación, en una recurrente maldición latinoamericana que se maximiza en este país. El nivel de infraestructura, en algunas partes sin mantenimiento y en otras directamente inexistente, está lejos de aprovechar el potencial de sus yacimientos y minas.
La inversión privada retrocedió a partir de la nacionalización de empresas durante la presidencia de Hugo Chávez, y cayó a mínimos desde que Trump implementó algunas sanciones en 2017 y las reforzó con medidas sectoriales en 2019, con la excepción de algunas licencias. Ante este escenario, un plan como el sugerido por Trump marcaría un giro radical para la economía del país.
Venezuela lidera a todos los países con 303.000 millones de barriles de reservas probadas de petróleo crudo, superando a Arabia Saudita y representando casi el 20 % de las reservas globales en 2023.
El país superó en septiembre el millón de barriles por día, el nivel más alto en más de cinco años, según reportó Reuters con base en documentos de la estatal PDVSA. Sin embargo, continúa lejos de la producción de 2,5 millones que rondó desde inicios de siglo hasta 2014.
La mayor parte de las exportaciones de crudo de Venezuela se dirige a China, pero Estados Unidos sigue siendo el segundo mayor comprador del país.
Nicolás Maduro se encuentra detenido en el Centro de Detención Metropolitano de Brooklyn, una prisión federal de alta seguridad, y comparecerá este lunes ante un tribunal federal de Nueva York en la que será su primera audiencia en Estados Unidos.
El precio del petróleo opera estable luego de la incursión de Estados Unidos en Venezuela para detener a Nicolás Maduro, la cual, tal como adelantó Donald Trump, tiene como objetivo recuperar el manejo de las empresas petroleras americanas.
El crudo Brent sube 0,57% y cotiza a US$61,32 el barril, revirtiendo una baja inicial. Por su parte, el WTI avanza 0,58% a US$57.90, según distintos reportes internacionales.
Los analistas especulaban con fuertes oscilaciones en el mercado este lunes ante la incertidumbre sobre cómo será el abastecimiento de crudo en las próximas semanas. Una mayor inyección en el mercado podría generar una baja de precios.
Esta situación es seguida de cerca las empresas que operan en Vaca Muerta porque una baja en el precio puede afectar la rentabilidad de las compañías y en especial de YPF.
El Departamento del Tesoro de Estados Unidos aumentó aún más la presión sobre el sector petrolero de Venezuela al sancionar a cuatro compañías petroleras más y designar cuatro petroleros como “propiedad bloqueada”.
En un comunicado, el secretario del Tesoro, Scott Bessent, prometió “continuar implementando la campaña de presión del presidente Trump sobre el régimen de Maduro”.
El portavoz adjunto del Departamento de Estado, Tommy Piggott, dijo que “las sanciones continúan la campaña de presión del presidente Trump sobre Maduro y sus compinches”.
Las empresas sancionadas son Aries Global Investment Ltd, Corniola Limited, Krape Myrtle Co Ltd y Winky International Limited, registradas en China, Hong Kong y las Islas Marshall, según el comunicado del Tesoro.
Los buques identificados como propiedad bloqueada por el Gobierno de Estados Unidos son los petroleros Della y Valiant (vinculados a Aries Global Investment), Nord Star (vinculado a Corniola y Krape Myrtle) y Rosalind, también conocido como Lunar Tide (vinculado a Winky International).
Con estas medidas, el Tesoro incorporó a estas cuatro empresas y cuatro buques petroleros a la lista de Nacionales Especialmente Designados (SDN) de la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC).
Estos barcos forman parte de la llamada “flota en la sombra” que, según la OFAC, facilita operaciones sancionables y genera ingresos para “operaciones desestabilizadoras” del régimen venezolano.
La medida, que se suma a la campaña de presión de Washington sobre Caracas, implica el bloqueo de todos los bienes de los sancionados en EE.UU. y prohíbe a ciudadanos y entidades estadounidenses realizar cualquier transacción con ellos.
Las tensiones entre Caracas y Washington se intensificaron este mes tras el anuncio por parte del presidente Trump de un “bloqueo total” de buques petroleros sancionados que se trasladen desde y hacia la costa de Venezuela, y la confiscación de dos buques que transportaban crudo venezolano en las últimas semanas.
El Gobierno de Santa Cruz recibió esta semana 50 camionetas provenientes de YPF, como parte de los compromisos incluidos en el Memorándum de Entendimiento firmado entre la provincia y la operadora. Esta entrega constituye uno de los aportes materiales derivados del acuerdo hidrocarburífero de la Cuenca del Golfo San Jorge.
La transferencia de estas unidades forma parte del paquete de bienes, infraestructura y recursos cedidos por YPF, con el objetivo de fortalecer la capacidad operativa del Estado provincial en esta nueva etapa.
Las camionetas serán destinadas a tareas de fiscalización, inspecciones, supervisión de yacimientos, control ambiental y labores logísticas vinculadas al proceso de transición energética y petrolera, como así también para distintos organismos provinciales.
Cabe destacar que, el Memorándum suscripto entre el gobernador Claudio Vidal e YPF, estableció un marco de cooperación inédito, que incluyó un bono resarcitorio y aportes de responsabilidad social empresaria destinados a infraestructura estratégica; la obligación de YPF de relevar y remediar los pasivos ambientales generados tras 80 años de producción convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge, además de la cesión de áreas maduras – ya adjudicadas por la estatal FOMICRUZ- y de bienes asociados, consolidando así un nuevo esquema de administración.
El Gobierno Provincial destacó que este aporte de YPF materializa los primeros resultados del acuerdo, que no sólo redefine la relación entre la provincia y la operadora estatal, sino que también impulsa un modelo productivo más responsable, transparente y con participación directa de Santa Cruz en la gestión de sus recursos.
El Gobierno de Santa Cruz recibió esta semana 50 camionetas provenientes de YPF, como parte de los compromisos incluidos en el Memorándum de Entendimiento firmado entre la provincia y la operadora. Esta entrega constituye uno de los aportes materiales derivados del acuerdo hidrocarburífero de la Cuenca del Golfo San Jorge.
La transferencia de estas unidades forma parte del paquete de bienes, infraestructura y recursos cedidos por YPF, con el objetivo de fortalecer la capacidad operativa del Estado provincial en esta nueva etapa.
Las camionetas serán destinadas a tareas de fiscalización, inspecciones, supervisión de yacimientos, control ambiental y labores logísticas vinculadas al proceso de transición energética y petrolera, como así también para distintos organismos provinciales.
Cabe destacar que, el Memorándum suscripto entre el gobernador Claudio Vidal e YPF, estableció un marco de cooperación inédito, que incluyó un bono resarcitorio y aportes de responsabilidad social empresaria destinados a infraestructura estratégica; la obligación de YPF de relevar y remediar los pasivos ambientales generados tras 80 años de producción convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge, además de la cesión de áreas maduras – ya adjudicadas por la estatal FOMICRUZ- y de bienes asociados, consolidando así un nuevo esquema de administración.
El Gobierno Provincial destacó que este aporte de YPF materializa los primeros resultados del acuerdo, que no sólo redefine la relación entre la provincia y la operadora estatal, sino que también impulsa un modelo productivo más responsable, transparente y con participación directa de Santa Cruz en la gestión de sus recursos.
La Secretaría de Energía estableció los valores mínimos de adquisición del bioetanol y el biodiesel destinados a la mezcla obligatoria con combustibles fósiles que rigen a partir de enero de 2026.
De acuerdo con la Resolución 611/2025 publicada este viernes en el Boletín Oficial, el precio mínimo del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar es de $ 976,457 por litro. En el caso del bioetanol la base de maíz el valor se fijó en $ 894,949 por litro.
Estos montos rigen para las operaciones del mes de enero y se mantendrán hasta la publicación de nuevos valores. El plazo de pago para estos productos no podrá exceder los 30 días corridos desde la facturación.
La normativa permite realizar ajustes excepcionales en estos precios cuando se detecten desfasajes entre los costos de elaboración y los valores resultantes, o si se producen distorsiones en los precios de los combustibles fósiles para el consumidor.
Por otro lado, la Resolución 612/2025 determinó que el precio del biodiesel destinado a la mezcla con gasoil es de $ 1.797.881 por tonelada para enero.
Para este combustible, el plazo de pago es de un máximo de 7 días corridos a partir de la fecha de la factura. La misma resolución restableció el porcentaje obligatorio de mezcla de biodiesel en gasoil en un 7,5% en volumen.
Previamente, este corte se había reducido al 7% para mitigar el impacto del precio del aceite de soja en el costo del combustible en surtidor. Al normalizarse el efecto sobre los insumos, la autoridad de aplicación decidió retomar el porcentaje anterior.
La Secretaría de Energía estableció los valores mínimos de adquisición del bioetanol y el biodiesel destinados a la mezcla obligatoria con combustibles fósiles que rigen a partir de enero de 2026.
De acuerdo con la Resolución 611/2025 publicada este viernes en el Boletín Oficial, el precio mínimo del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar es de $ 976,457 por litro. En el caso del bioetanol la base de maíz el valor se fijó en $ 894,949 por litro.
Estos montos rigen para las operaciones del mes de enero y se mantendrán hasta la publicación de nuevos valores. El plazo de pago para estos productos no podrá exceder los 30 días corridos desde la facturación.
La normativa permite realizar ajustes excepcionales en estos precios cuando se detecten desfasajes entre los costos de elaboración y los valores resultantes, o si se producen distorsiones en los precios de los combustibles fósiles para el consumidor.
Por otro lado, la Resolución 612/2025 determinó que el precio del biodiesel destinado a la mezcla con gasoil es de $ 1.797.881 por tonelada para enero.
Para este combustible, el plazo de pago es de un máximo de 7 días corridos a partir de la fecha de la factura. La misma resolución restableció el porcentaje obligatorio de mezcla de biodiesel en gasoil en un 7,5% en volumen.
Previamente, este corte se había reducido al 7% para mitigar el impacto del precio del aceite de soja en el costo del combustible en surtidor. Al normalizarse el efecto sobre los insumos, la autoridad de aplicación decidió retomar el porcentaje anterior.
El Gobierno nacional anunció este viernes la creación del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), esquema que unifica las subvenciones de jurisdicción nacional y elimina el criterio de segmentación de los usuarios residenciales, dando por concluido el período de transición hacia esta modalidad iniciado en junio de 2024.
La medida oficializada a través del Decreto 943/2025 publicado en el Boletín Oficial de este año, eliminó el esquema anterior de segmentación de subsidios en tres niveles de ingresos (N1, N2, N3) y unificó todos los beneficiarios en una sola categoría de usuarios residenciales que requieren asistencia. Los criterios de inclusión y exclusión para acceder al beneficio quedaron detallados en los Anexos que acompañan la medida, así como también los porcentajes de bonificaciones a otorgar.
En concreto, abarca “al conjunto de los hogares beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, al gas natural, al gas propano indiluido por redes y al gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de 10 kilos”. Y el objetivo, según argumentó el Ejecutivo, es “asegurar a los usuarios residenciales vulnerables el acceso al consumo energético indispensable”.
El Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF) reemplazará al actual Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE), creado en junio de 2022. Pero los usuarios ya inscriptos en anterior registro no deberán reinscribirse, dado que sus datos migrarán al nuevo sistema, y podrán actualizarlos a través de la plataforma Mi Argentina y acceder a revisiones mediante Trámites a Distancia.
Calificarán como beneficiarios del SEF “aquellos hogares con ingresos netos declarados y/o registrados por el grupo familiar en su conjunto inferiores o iguales a un valor equivalente a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un ‘HOGAR 2’, según el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).
Ese criterio, según el Gobierno, no solo permitirá mantener la ayuda a todos los hogares que ya se encontraban en el nivel inferior de ingresos (el llamado ‘Nivel 2’), sino también asistir a la mayoría más vulnerable de los hogares que hasta el presente se encontraban en el denominado ‘Nivel 3’.
Los cambios en los subsidios para el gas
El decreto fijó también bloques de consumo base para la electricidad: 300 kWh en enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre; y 150 kWh en marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre, con posibilidad de valores diferenciales para provincias con mayor temperatura.
Para gas natural, en tanto, mantuvo los volúmenes ya vigentes y los extendió al gas propano por redes. El Gobierno mencionó, sobre este último punto, a unos 50 mil hogares que no tenían acceso al RASE.
Las bonificaciones generales del Anexo II establecen 50% de descuento sobre el consumo base de electricidad y un esquema estacional para gas y propano. En 2026, se aplicará además una bonificación extraordinaria de hasta 25%, decreciente mensualmente desde enero (25%) hasta diciembre (0%), para acompañar la transición.
Para usuarios de garrafas y gas propano, el subsidio se transferirá directamente a través de billeteras virtuales, como Mercado Pago, y comprenderá el equivalente a media garrafa por mes durante todo el año, con una adicional en invierno.
El Gobierno nacional anunció este viernes la creación del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), esquema que unifica las subvenciones de jurisdicción nacional y elimina el criterio de segmentación de los usuarios residenciales, dando por concluido el período de transición hacia esta modalidad iniciado en junio de 2024.
La medida oficializada a través del Decreto 943/2025 publicado en el Boletín Oficial de este año, eliminó el esquema anterior de segmentación de subsidios en tres niveles de ingresos (N1, N2, N3) y unificó todos los beneficiarios en una sola categoría de usuarios residenciales que requieren asistencia. Los criterios de inclusión y exclusión para acceder al beneficio quedaron detallados en los Anexos que acompañan la medida, así como también los porcentajes de bonificaciones a otorgar.
En concreto, abarca “al conjunto de los hogares beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, al gas natural, al gas propano indiluido por redes y al gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de 10 kilos”. Y el objetivo, según argumentó el Ejecutivo, es “asegurar a los usuarios residenciales vulnerables el acceso al consumo energético indispensable”.
El Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF) reemplazará al actual Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE), creado en junio de 2022. Pero los usuarios ya inscriptos en anterior registro no deberán reinscribirse, dado que sus datos migrarán al nuevo sistema, y podrán actualizarlos a través de la plataforma Mi Argentina y acceder a revisiones mediante Trámites a Distancia.
Calificarán como beneficiarios del SEF “aquellos hogares con ingresos netos declarados y/o registrados por el grupo familiar en su conjunto inferiores o iguales a un valor equivalente a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un ‘HOGAR 2’, según el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).
Ese criterio, según el Gobierno, no solo permitirá mantener la ayuda a todos los hogares que ya se encontraban en el nivel inferior de ingresos (el llamado ‘Nivel 2’), sino también asistir a la mayoría más vulnerable de los hogares que hasta el presente se encontraban en el denominado ‘Nivel 3’.
Los cambios en los subsidios para el gas
El decreto fijó también bloques de consumo base para la electricidad: 300 kWh en enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre; y 150 kWh en marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre, con posibilidad de valores diferenciales para provincias con mayor temperatura.
Para gas natural, en tanto, mantuvo los volúmenes ya vigentes y los extendió al gas propano por redes. El Gobierno mencionó, sobre este último punto, a unos 50 mil hogares que no tenían acceso al RASE.
Las bonificaciones generales del Anexo II establecen 50% de descuento sobre el consumo base de electricidad y un esquema estacional para gas y propano. En 2026, se aplicará además una bonificación extraordinaria de hasta 25%, decreciente mensualmente desde enero (25%) hasta diciembre (0%), para acompañar la transición.
Para usuarios de garrafas y gas propano, el subsidio se transferirá directamente a través de billeteras virtuales, como Mercado Pago, y comprenderá el equivalente a media garrafa por mes durante todo el año, con una adicional en invierno.
Como parte de su estrategia de expansión y fortalecimiento de la infraestructura energética en el interior provincial, Hidrocarburos del Neuquén S.A. (HIDENESA) avanza en Varvarco–Invernada Vieja con la cesión de terrenos destinados a la futura construcción de una estación de servicios, un proyecto clave para mejorar el abastecimiento de combustible y acompañar el desarrollo regional del Alto Neuquén.
La iniciativa forma parte de una nueva unidad de negocios impulsada por HIDENESA, orientada a ampliar su presencia territorial y a garantizar servicios energéticos en localidades donde la inversión privada resulta limitada. La estación proyectada contará con bandera YPF y permitirá reducir de manera significativa las distancias de aprovisionamiento para las comunidades de la región.
Desde la empresa se informó que se viene trabajando en el desarrollo del proyecto ejecutivo, que prevé una construcción de carácter híbrido —con tanques soterrados y una estructura modular en superficie—, en línea con criterios de eficiencia operativa y seguridad, como paso previo a las instancias administrativas y constructivas correspondientes.
El proyecto comenzó a delinearse tras el aniversario de la localidad, celebrado en noviembre pasado, y se integra a un esquema más amplio de obras de infraestructura que se desarrollan en el norte neuquino, junto a iniciativas vinculadas a vivienda, rutas y servicios esenciales, consolidando un corredor de servicios energéticos que acompaña el crecimiento productivo, turístico y social de la región.
Al respecto, el presidente de HIDENESA, Raúl Tojo, destacó que “este proyecto refleja el rol que cumple HIDENESA como herramienta del Estado provincial para garantizar servicios energéticos donde el mercado no llega por sí solo. Avanzamos con una mirada estratégica, que pone en el centro a las comunidades del interior y acompaña su desarrollo productivo, turístico y social”.
Con este tipo de iniciativas, HIDENESA consolida su rol como empresa energética del Estado neuquino, fortaleciendo su presencia en zonas estratégicas y acompañando el desarrollo equilibrado del territorio provincial.
Como parte de su estrategia de expansión y fortalecimiento de la infraestructura energética en el interior provincial, Hidrocarburos del Neuquén S.A. (HIDENESA) avanza en Varvarco–Invernada Vieja con la cesión de terrenos destinados a la futura construcción de una estación de servicios, un proyecto clave para mejorar el abastecimiento de combustible y acompañar el desarrollo regional del Alto Neuquén.
La iniciativa forma parte de una nueva unidad de negocios impulsada por HIDENESA, orientada a ampliar su presencia territorial y a garantizar servicios energéticos en localidades donde la inversión privada resulta limitada. La estación proyectada contará con bandera YPF y permitirá reducir de manera significativa las distancias de aprovisionamiento para las comunidades de la región.
Desde la empresa se informó que se viene trabajando en el desarrollo del proyecto ejecutivo, que prevé una construcción de carácter híbrido —con tanques soterrados y una estructura modular en superficie—, en línea con criterios de eficiencia operativa y seguridad, como paso previo a las instancias administrativas y constructivas correspondientes.
El proyecto comenzó a delinearse tras el aniversario de la localidad, celebrado en noviembre pasado, y se integra a un esquema más amplio de obras de infraestructura que se desarrollan en el norte neuquino, junto a iniciativas vinculadas a vivienda, rutas y servicios esenciales, consolidando un corredor de servicios energéticos que acompaña el crecimiento productivo, turístico y social de la región.
Al respecto, el presidente de HIDENESA, Raúl Tojo, destacó que “este proyecto refleja el rol que cumple HIDENESA como herramienta del Estado provincial para garantizar servicios energéticos donde el mercado no llega por sí solo. Avanzamos con una mirada estratégica, que pone en el centro a las comunidades del interior y acompaña su desarrollo productivo, turístico y social”.
Con este tipo de iniciativas, HIDENESA consolida su rol como empresa energética del Estado neuquino, fortaleciendo su presencia en zonas estratégicas y acompañando el desarrollo equilibrado del territorio provincial.
Enersa firmó convenios con establecimientos hoteleros y complejos termales de Entre Ríos, en articulación con la Secretaría de Turismo de la Provincia, para la instalación de cargadores eléctricos destinados a vehículos. La iniciativa apunta a acompañar el crecimiento de la movilidad sustentable y a fortalecer la infraestructura turística entrerriana en puntos estratégicos del territorio.
El presidente de Enersa, Uriel Brupbacher, señaló que el desarrollo del mercado de los autos eléctricos en el país fue uno de los principales factores que impulsó el programa. “El crecimiento de los vehículos eléctricos es una realidad y nos pareció importante promover esta iniciativa a través de lugares donde se recibe gente que viene por turismo o está de paso por la Provincia”, expresó.
La selección de los establecimientos se realizó a partir de una convocatoria impulsada por la Secretaría de Turismo. En esta primera etapa, se eligieron nueve hoteles y complejos termales, con la intención de continuar ampliando el alcance del programa. “Estos son los primeros puntos, pero la idea es seguir intensificándolo y desarrollándolo”, indicó Brupbacher.
La red de carga se incorporó inicialmente en el Hotel Sol de Victoria, el Hotel Hathor de Concordia, el Hotel Howard Johnson de Paraná, las Termas de Concepción del Uruguay y las Termas de Gualeguaychú, todos ubicados en localidades clave del corredor turístico provincial. Además, se prevé sumar nuevos espacios, como el hotel Arena Resort de Federación, entre otros.
En ese marco, Brupbacher destacó que el crecimiento del parque automotor eléctrico en la región, especialmente en países vecinos como Uruguay, también fue tenido en cuenta. “Hay una importante afluencia de autos eléctricos, y eso nos permite hacer más atractiva nuestra Provincia a la hora de captar turistas extranjeros”, señaló.
La iniciativa se inscribe, además, en el proceso de incorporación de energías limpias que la Empresa viene desarrollando en Entre Ríos. “Fuimos estabilizando nuestras líneas con los parques solares en Sauce Pinto y en el autódromo de Paraná, y vamos a sumar nuevos proyectos en Aldea Brasilera y en Arroyo Barú”, explicó el presidente de Enersa.
En relación con el impacto en el sector turístico, destacó que la instalación de cargadores eléctricos representa una ventaja competitiva para hoteles y complejos termales. “Que una persona pueda cargar su vehículo mientras desayuna, almuerza, cena o pasa la noche en un hotel genera una diferencia respecto de otras zonas”, afirmó.
Las primeras localidades alcanzadas por el plan fueron Paraná, Concepción del Uruguay, Gualeguaychú y Colón, aunque el objetivo es ampliar la cobertura. “Queremos llegar a la mayor cantidad de localidades y hoteles posibles”, aseguró.
El programa continuará expandiéndose con nuevas instalaciones previstas durante el transcurso de 2026, reafirmando el compromiso de Enersa con el desarrollo energético sustentable y el crecimiento turístico de Entre Ríos.
Después de una jornada de calor intenso, un corte masivo dejó sin servicio a miles de usuarios de Edesur en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La interrupción se registró pasadas las 22 del martes, cuando la demanda energética alcanzó niveles críticos y la temperatura seguía por encima de los 30°C.
Varias horas después, Edesur emitió un comunicado para explicar el origen del apagón. “Una falla en la Subestación Bosques generó una afectación que alcanza a diferentes subestaciones de Capital Federal y el Conurbano”, informaron.
INFORMACIÓN IMPORTANTE‼️
Una falla en la Subestación Bosques generó una afectación que alcanza a diferentes subestaciones de Capital Federal y el Conurbano.
Nuestros equipos técnicos ya se encuentran trabajando en la zona.
A través de su cuenta oficial en X (antes Twitter), la empresa aseguró que los equipos técnicos ya estaban trabajando en la zona y, aunque no precisaron un horario para la normalización total, señalaron que “el suministro será restablecido en etapas”.
A las 4 de la mañana, el servicio recién volvía para el 50% de la población afectada. Mientras que cerca de las 4:30, la distribuidora informó que “más del 96% de los clientes afectados” había recuperado el servicio, aunque todavía continuaban los trabajos para restablecer la totalidad del suministro. “Edesur agradece al personal que trabajó toda la madrugada para restituir el suministro en tiempo récord y pide disculpas a los clientes por las molestias ocasionadas”, finalizó el comunicado a través de X.
EVENTO SUBESTACIÓN BOSQUES ‼️
Edesur informa que a las 4.26 am el 96% de los clientes afectados cuenta con suministro. pic.twitter.com/vTA8lOvfby
En las horas siguientes, las cifras comenzaron a reordenarse. Mientras el reporte oficial todavía mostraba 952.036 usuarios afectados, dato que incluía distintos niveles de interrupciones y tiempos de actualización, el registro se fue corrigiendo con el correr de la madrugada. Hacia las 5 de la mañana, el total de hogares sin suministro quedó finalmente en 35.784, y la empresa anticipó que en la mayoría de las zonas el servicio terminaría de normalizarse antes de las 10.
Actualmente, según el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), hay 19.563 usuarios sin suministro eléctrico, por lo que la gran mayoría ya recuperó total o parcialmente el servicio.
El corte alcanzó con fuerza a zonas porteñas como Recoleta, Monserrat, Villa del Parque y Villa Crespo, uno de los barrios más golpeados por la interrupción del suministro, además de distritos del sur del Gran Buenos Aires, en una noche sofocante y sin alivio térmico.
El Gobierno nacional aumentó el impuesto a los combustibles líquidos y dióxido de carbono para enero, lo que impactará en los valores de la nafta y el gasoil. La medida fue oficializada este miércoles el Boletín Oficial, a través del Decreto 929/2025.
A partir del primer día del próximo año, las empresas productoras, importadoras y comercializadoras de combustibles deberán aplicar los nuevos montos para la liquidación de los impuestos.
De esta manera, el Ejecutivo estableció que para las naftas se aplicará una suba de $17,291 en el impuesto sobre los combustibles líquidos y de $1,059 por litro en el impuesto al dióxido de carbono.
En el caso del gasoil, el aumento será de $14,390 por litro para el gravamen general, $7,792 para la alícuota diferencial que rige en regiones como la Patagonia y zonas específicas del interior del país, y $1,640 por litro por el gravamen al CO.
Desde el Gobierno justificaron en el documento que la suba resulta necesaria para “continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible”. El aumento se da en el marco de una serie de actualizaciones mensuales que se realizan desde 2024.
Desde 2018, el impuesto sobre los combustibles líquidos y el impuesto al dióxido de carbono se actualizan cada tres meses siguiendo la evolución de la inflación, pero distintas administraciones resolvieron posponer su aplicación para contener el impacto en los precios de venta al público.
El impuesto al dióxido de carbono grava específicamente la emisión de gases contaminantes generados por el uso de combustibles fósiles y se cobra como un monto fijo por litro, sumándose al impuesto principal de los combustibles líquidos. Aunque representa un porcentaje menor de la carga impositiva, se actualiza de forma automática junto con el resto de los tributos para mantener su valor real en términos fiscales y ambientales.
A finales de noviembre, el Gobierno prorrogó un nuevo aumento de impuestos a los combustibles y ordenó que la suba de los tributos que quedó pendiente de 2024, sumada a las actualizaciones que correspondían a los primeros tres trimestres de 2025, recién se aplicará a partir del 1° de enero de 2026 para la nafta súper, virgen y el gasoil.
Por los incrementos de precios, la venta de combustibles al público nuevamente mostró en noviembre de 2025 una caída interanual, del 6,5%.
La baja fue muy pronunciada en el caso del gasoil, que se preciító 18,6%, según datos de Surtidores.com. Se trata del combustible que utiliza para operarel mundo productivo.
En promedio, se comercializaron 1.376.311 m³, frente a 1.472.085,27 m³ del mismo mes de 2024, lo que representa un 6,51 por ciento menos. En relación a octubre de 2025, la demanda bajó 1,67 por ciento, teniendo en cuenta que octubre tuvo 31 días y noviembre 30.
Los combustibles Premium se mantuvieron estables: la nafta Premium aumentó 1,08 por ciento interanual y el gasoil Grado 3, 0,5 por ciento. La nafta súper cayó 3,42 por ciento, mientras que el diésel Grado 2 lo hizo en un 18,63 por ciento, reflejando una menor demanda del sector productivo.
De las 24 provincias relevadas, solo Formosa vio crecer la demanda en el último año un 1,1 por ciento. Entre las que más retrocedieron se destacan Jujuy (-11,31%); Santa Cruz (-12,22%) y Córdoba (-13,72%). Con excepción de Gulf (+14,61%) todas las compañías vieron una caída en sus ventas respecto a noviembre del 2024.
El Gobierno nacional confirmó los cuadros tarifarios de luz que empezarán a regir en enero, con un aumento del 2,31% para Edenor y 2,24% para Edesur, en pleno apagón del servicio en gran parte del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
El incremento en el Costo Propio de Distribución (CPD) que las empresas trasladarán a los usuarios en el primer mes del 2026 se formalizó mediante las Resoluciones 841 y 842/2025, publicadas este miércoles en el Boletín Oficial.
En las normativas, se explicó que el ajuste surgió de la aplicación mensual de la fórmula de indexación prevista en el artículo 17 de la Resolución ENRE 304/2025, en base a la premisa de garantizar que la remuneración de la distribuidora conserve su valor real en cinco años.
Al respecto, se detalló que “el objetivo del mecanismo de actualización establecido es que el valor de la remuneración que percibe la distribuidora se mantenga durante todo el período tarifario de cinco años en términos reales”.
Para calcular la actualización, se toman las variaciones del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC), publicados por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), que en noviembre fueron del 1,59% y 2,47%, respectivamente.
La fórmula de ajuste pondera en un 67 % el IPIM y en un 33 % el IPC, resultando así un aumento del 1,88 % en el CPD de la distribuidora antes de la actualización completa. Al incorporar el costo total, en enero el CPD de Edenor sube 2,31% respecto a diciembre y el de Edesur trepa 2,24% en relación al valor del mes previo.
Los textos oficiales destacaron que “que para el consumo base (y, en su caso, para el consumo excedente) de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3 se aplicarán las bonificaciones establecidas al valor del precio mayorista de la Energía correspondiente a los usuarios Residenciales Nivel 1, o las que se establezcan en el futuro, por la Secretaría de Energía”.
Con el comienzo del 2026, se pondrán en marcha el nuevo esquema de subsidios denominado Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que establece un tope de ingresos equivalente a 3 canastas básicas totales. Aquellos hogares en los que la suma de los ingresos de todos sus integrantes supere el monto del tope, dejarán de recibir subsidios, si aún contaban con el beneficio.
La suba de las facturas de electricidad se suman a las actualizaciones del gas y el agua, que también fueron comunicadas formalmente en esta última semana del año.
El Parque Solar San Rafael comenzó a operar de manera anticipada con la entrada en servicio de 140 MW, sobre un total de 180 MW de capacidad instalada, consolidándose como uno de los desarrollos solares más relevantes de la provincia.
El proyecto, construido por Genneia, representa una inversión de 180 millones de dólares y refuerza el rol estratégico de Mendoza en el desarrollo de infraestructura energética eficiente y sostenible.
Ubicado en el departamento de San Rafael, el parque cuenta con aproximadamente 400.000 paneles solares y se integra al sistema a través del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER), abasteciendo a clientes privados con energía limpia y competitiva.
Su generación equivale al consumo eléctrico de alrededor de 135.000 hogares y contribuye de manera significativa a la diversificación de la matriz energética provincial.
“Este proyecto expresa con claridad el rumbo que viene consolidando Mendoza en materia energética: inversiones concretas, infraestructura moderna y desarrollo sostenible. La puesta en operación anticipada del Parque Solar San Rafael confirma que la provincia ofrece previsibilidad y condiciones técnicas para el crecimiento de las energías renovables”, dijo la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.
Por su parte, Bernardo Andrews, director ejecutivo de Genneia, destacó que “la puesta en marcha del Parque Solar San Rafael representa un paso fundamental en nuestra estrategia de crecimiento. Este proyecto demuestra que es posible desarrollar infraestructura energética de gran escala, con impacto positivo en el ambiente y en las economías regionales, acompañando la demanda creciente de energía competitiva de la industria argentina”.
El Parque Solar San Rafael es el tercer desarrollo solar de Genneia en Mendoza y se emplaza en un predio de aproximadamente 500 hectáreas. Durante su etapa de construcción, la obra generó empleo para más de 300 trabajadores, con impacto directo en la economía local y en la cadena de proveedores regionales.
Expansión solar en Mendoza
Con estos avances, Mendoza se consolida como la provincia con mayor número de proyectos solares privados del país, como resultado de una planificación estatal sostenida, un diseño técnico coordinado desde Emesa y un clima de negocios estable que permitió atraer inversiones de gran escala.
Entre los principales desarrollos se destaca el Parque Solar Anchoris, también de Genneia, con 180 MW de potencia instalada, una inversión de USD 160 millones, más de 360.000 paneles bifaciales, capacidad para abastecer a 125.000 hogares, una reducción estimada de 220.000 toneladas de CO₂ anuales y más de 350 trabajadores involucrados durante su construcción. A ello se suma el Parque Solar Aconcagua, ubicado en Luján de Cuyo y desarrollado por Tango Energy en conjunto con Emesa, con 90 MW totales, que inició su operación inyectando 25 MW a la red eléctrica.
En el Sur provincial, el Parque Solar Malargüe, con capacidad instalada de 90 mw. En paralelo, el proyecto El Quemado, impulsado por YPF Luz junto a EMESA, prevé una capacidad de 305 MW, posicionándose como uno de los desarrollos fotovoltaicos más grandes del país.
En el esquema de generación distribuida y cooperativa, se incorporó Coperote I, proyecto de la Federación de Cooperativas Eléctricas del Nuevo Cuyo, equipado con 5.832 paneles fotovoltaicos de última tecnología, que aporta capacidad adicional al sistema y refuerza el proceso de transición energética provincial.
En conjunto, estos desarrollos permiten proyectar que Mendoza alcanzará hacia 2026 unos 700 MW solares instalados, con más de 1.000 MW adicionales en cartera, consolidando a la provincia como referente nacional en transición energética.
Desde el próximo 5 de enero, las familias de Villa La Angostura podrán comenzar a conectarse a la red de gas natural. Así lo confirmó el gobernador Rolando Figueroa durante una visita a la localidad cordillerana donde realizó anuncios de obras.
Se trata de una gestión política sostenida del gobierno neuquino ante los organismos nacionales que logró avanzar sobre una deuda estructural, que condice con el atraso que recibió en todo el territorio. Asimismo, el mandatario adelantó el círculo virtuoso que significará a largo plazo, traer el gas de Vaca Muerta a la cordillera.
Durante su visita, el gobernador puso en contexto el alcance de la medida y la vinculó a una estrategia más amplia de ordenamiento del Estado y corrección de desigualdades territoriales. “Arrancamos con un pueblo sin gas, porque no se podían conseguir habilitaciones, sin cloacas en todos los lugares, sin electricidad, sin estar interconectados a la red”, señaló.
“Por eso, a través del BPN, financiamos a CAMUZZI para que puedan activar el gasoducto cordillerano y el 5 de enero ya se comienzan a generar las habilitaciones para conectarse al gas”, detalló. “Hace por lo menos cinco años que no se conseguía una habilitación en la red. Ya es un cambio”, celebró.
Tras repasar el logro de reducir la deuda pública durante sus dos primeros años de gobierno, el gobernador recordó que decidió avanzar sobre las asimetrías históricas que dejaban fuera del reparto a varias regiones. “La presencia del Estado es importante y nosotros diseñamos una forma de vida y esa forma de vida tiene que llegar a todos los lugares”, remarcó.
“Todo lo que se producía en Vaca Muerta no lo veíamos presente en ningún punto de la provincia”, recordó y justificó la decisión de priorizar obras como rutas, escuelas y el acceso a los servicios básicos.
El mandatario defendió los Pactos de Gobernanza impulsados con los municipios, que permitieron además, sostener la obra pública, frente al abandono del financiamiento nacional.
Finalmente, Figueroa se refirió al proyecto del Gasoducto que permitirá conectar el sur de la provincia con el gas de Vaca Muerta. La obra, prevista para iniciar en 2028, permitirá indirectamente, fortalecer las regalías provinciales y consolidar un esquema de desarrollo que impacte en los neuquinos.
“Las empresas facturan el gas, nosotros cobramos más regalías, podemos hacer más obra, etcétera. Si el gas lo cobran otras provincias, no es un círculo virtuoso con nosotros, por eso es importante también conectarnos con Vaca Muerta”, completó.
Venezuela comenzó a cerrar pozos en una región que alberga las mayores reservas de petróleo del mundo, frente a un bloqueo de la administración de Estados Unidos destinado a asfixiar financieramente al país.
Petróleos de Venezuela SA empezó a cerrar pozos en la Faja del Orinoco el 28 de diciembre, después de que la estatal se quedara sin espacio de almacenamiento y los inventarios se dispararan, según dos personas familiarizadas con el tema que pidieron no ser identificadas por tratarse de asuntos internos.
Según replicó la agencia Bloomberg, PDVSA apunta a reducir la producción de la Faja del Orinoco en al menos 25%, hasta 500.000 barriles diarios, dijeron las fuentes. La disminución representa un recorte de 15% sobre la producción total de Venezuela, que ronda los 1,1 millones de barriles por día.
La decisión supone un golpe de realidad para el presidente venezolano Nicolás Maduro, quien a lo largo del bloqueo intentó mantener las exportaciones que son el núcleo de la economía del país sudamericano. El cierre de pozos es considerado un último recurso debido a los desafíos operativos y a los altos costos que implica volver a ponerlos en marcha, según una de las personas.
Mediante una política pública impulsada y coordinada por la Secretaría de Energía y Ambiente, la provincia de Río Negro concretó la emisión del primer lote de Etiquetas de Eficiencia Energética para Viviendas que completaron el proceso de auditoría correspondiente.
Las etiquetas fueron entregadas a la Agencia de Recaudación Tributaria (ART), organismo que continuará con las gestiones administrativas necesarias para la aplicación de la bonificación, según la letra asignada a cada vivienda.
En esta primera emisión fueron etiquetadas 8 viviendas ubicadas en: General Roca, Fernández Oro, San Carlos de Bariloche, Dina Huapi y Viedma.
Las calificaciones obtenidas se distribuyen en las letras B, C, D, E y F, con predominio de la letra C (3 de las 8 viviendas).
Una prueba piloto con auditoría externa
Desde el equipo técnico provincial indicaron que este avance se enmarca en una prueba piloto financiada por la Secretaría de Energía y Ambiente, orientada a impulsar la eficiencia energética y el uso responsable de la energía en el sector residencial.
Además, se informó que este primer lote forma parte de un grupo de 30 viviendas cuyas etiquetas están siendo analizadas por un auditor externo, tal como establece la normativa nacional.
La etiqueta de eficiencia energética permite conocer el desempeño energético de una vivienda, identificar oportunidades de mejora y acompañar decisiones que impactan en el confort del hogar y el consumo, con beneficios asociados a la política de bonificación según la categoría obtenida.
La producción sostenida de Vaca Muerta volvió a posicionar a Neuquén como uno de los actores claves del comercio exterior argentino, con fuerte impacto en el superávit comercial y una creciente proyección internacional. En este contexto, la estrategia de potenciar el desarrollo y la apertura de nuevos mercados es clave.
De acuerdo con datos recientes, la formación no convencional fue determinante para que la Argentina alcance exportaciones energéticas récord, con un aporte estimado en más de 7.000 millones de dólares al superávit comercial.
Los indicadores de noviembre de 2025 confirman la solidez de la producción neuquina que en petróleo alcanzó los 590.339 barriles diarios, con una suba del 0,54 % respecto de octubre y un crecimiento interanual del 28,64 %.
En el acumulado de enero a noviembre, el incremento fue del 24,29 % en comparación con el mismo período de 2024. El petróleo no convencional explicó el 96,97 % del total, con 572.423 barriles diarios, lo que confirma el peso estructural de este segmento dentro de la matriz hidrocarburífera neuquina.
Se sostuvo gracias al aporte de áreas estratégicas como Loma Campana, La Angostura Sur II, Bajo del Choique–La Invernada, Bajada del Palo Este y Bandurria Sur, que mantuvieron niveles estables de producción y garantizaron la previsibilidad operativa.
En cuanto al gas natural, durante noviembre se produjeron 81,22 millones de metros cúbicos diarios. Si bien se registró una leve baja mensual del 1,73 %, el acumulado anual muestra una variación positiva del 1,05 % interanual. El gas no convencional representó el 90,04 % del total, con predominio del shale gas, que aportó 63,97 millones de metros cúbicos diarios.
Nuevos mercados
En este escenario, el gobernador Rolando Figueroa viene desarrollando una agenda activa de gestión y vinculación internacional orientada a posicionar el producto Vaca Muerta en nuevos mercados, fortalecer la competitividad de la industria y ampliar el horizonte exportador de Neuquén.
Figueroa participó meses atrás de la firma de un proyecto clave de exportación de GNL junto a YPF y la empresa ENI, para avanzar sobre una primera etapa de 30 millones de toneladas de gas que a futuro -según reconoció el propio CEO de YPF, Horacio Marí- podrá significar para la Argentina 300 mil millones de dólares de exportaciones, aproximadamente la mitad de lo que exportó el campo en los últimos 20 años y permitirá generar 50 mil puestos de trabajo directos e indirectos hasta 2030.
Las gestiones para colocar los productos no son nuevas, se fueron replicando en Estados Unidos, Chile, Paraguay, Uruguay con principal eco en Brasil. En octubre pasado el gobernador viajó a la Offshore Technology Conference (OTC), para avanzar en un acuerdo energético con el consorcio GASBRA SA, con la idea de impulsar la exportación de gas al sector industrial.
El rol de Figueroa fue clave para avanzar en la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream no convencional del petróleo y gas natural al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que buscan promover mayor producción, empleo, y crecimiento. La medida contribuirá significativamente al superávit de la balanza energética, garantizará mayor recaudación fiscal nacional y provincial y fortalecerá la integración energética regional.
La estabilidad productiva, sumada a la planificación y la articulación con el sector privado y el Estado nacional, permiten a la producción neuquina proyectar un cierre de año con previsibilidad y un 2026 con mayores oportunidades.
El Gobierno definió los nuevos cuadros tarifarios con incrementos para el servicio de gas natural de Metrogas y de las distintas empresas proveedoras de todo el país, que comenzará a regir a partir del 1° de enero de 2026.
La medida se implementó a través de la Resolución 1009/2025 del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), publicada este martes en el Boletín Oficial con la firma de su interventor, Carlos Casares.
En el caso de Metrogas S.A., la Resolución 1009/2025 habilitó los incrementos detallados en el anexo que acompaña la norma, donde se especifican los cargos por categoría y zona. Para la categoría R1 (usuarios residenciales de menor consumo) el valor aprobado fue de $3.514,29 para la Ciudad de Buenos Aires, mientras que en territorio bonaerense la tarifa quedó fijada en $4.058,43.
En el otro extremo del cuadro residencial, la categoría R4 (correspondiente a los usuarios de mayor consumo) pasó a tener un cargo de $83.960,03 en la Capital Federal y de $45.627,20 en la provincia de Buenos Aires, según dispuso el organismo.
De manera similar, la Resolución 1012/2025 estableció los nuevos ajustes tarifarios para Naturgy BAN S.A., incluidos en el anexo de la normativa, junto con una versión actualizada de las condiciones tarifarias. De acuerdo con lo aprobado, la categoría R1 en la zona norte del Gran Buenos Aires quedó en $2.876,99, mientras que la R4 ascendió a $30.807,68.
Aumentos de gas: qué pasa con las tarifas de usuarios R2 y R3
Los cuadros también contemplan a los usuarios R2, de consumo intermedio, organizados en subcategorías según rangos de uso, y a los R3, que agrupan a los residenciales de mayor demanda, igualmente divididos en segmentos.
En ambos casos, las resoluciones aclaran que las tarifas incluyen el precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) y que se mantienen las bonificaciones para los usuarios de los niveles 2 y 3, de acuerdo con el esquema de segmentación de subsidios.
“Las bonificaciones se aplicarán sobre el precio mayorista de la energía, según lo establecido por la Secretaría de Energía”, subrayan los textos oficiales. Además, se señala que corresponde emitir nuevos cuadros tarifarios que contemplen los precios actualizados del gas en PIST, el siguiente escalón de la RQT y la actualización prevista en las reglas básicas de la licencia.
El Gobierno nacional publicó este lunes una serie de resoluciones que resultan el primer paso para la determinación de los aumentos de tarifas energéticas para enero de 2026 que, como mínimo, seguirán el sendero de la inflación y responde al nuevo criterio de asignación de subsidios.
La Secretaría de Energía emitió nueve resoluciones donde fijó las pautas para los precios desde el 1º de enero. Los diferentes cuadros tarifarios serán publicados en las próximas horas por los entes reguladores.
Entre las resoluciones se destaca la 605/2025 que determinó un aumento del Precio de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) del gas natural que provocará un incremento en las facturas de 0,53% para el mes próximo. Luego resta sumar los aumentos para los sistemas de transporte y distribución.
“El ministerio de Economía instruyó a esta Secretaría a continuar para el mes de enero de 2026 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, en un contexto de notoria desaceleración inflacionaria verificada a la fecha, y con el objetivo de mantener dichos precios y tarifas en valores reales lo más constantes posibles”, se señala en los considerandos de la norma.
Por otro lado, la Resolución 606/2025 definió adecuaciones al Plas Gas A. En ese sentido, los productores que adhieran recibirán compensaciones del Estado por los volúmenes entregados.
Asimismo, la Resolución 602/2025 definió que a partir del 1° de diciembre de 2025, se establece un nuevo precio spot de $14.381/MWh en el Mercado Eléctrico Mayorista, que impacta en las tarifas eléctricas.
Por otro lado, la Resolución 604/2025 establece nuevos precios de referencia para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para el período 1º de enero – 1º de abril de 2026.
La norma establece que se aplicarán bonificaciones para usuarios residenciales de niveles 2 y 3, alineadas con las tarifas de los usuarios de nivel 1.
Transener, la principal transportista de energía eléctrica en alta tensión de la Argentina, será privatizada por el Gobierno de Javier Milei, lo cual fue rechazado de plano por ex trabajadores de la empresa, al considerar que constituye un “activo estratégico” para la Argentina.
Según trascendió, se estima que la empresa vale unos US$200 millones que permitirían engrosar las arcas del Tesoro.
Transener fue creada con los activos de las estatales SEGBA (Servicios eléctricos del Gran Buenos Aires), Agua y Energía Eléctrica (AyEE) e Hidronor, empresas estratégicas del Estado que, según los ex operarios, “fueron desguazadas y privatizadas durante la década de 1990 mediante las leyes de privatización del menemismo 23.696 y 24.065”, de acuerdo con un comunicado que dieron a conocer en las últimas horas.
Este proceso, entregó el control de sectores estratégicos a intereses privados, “generando un daño económico y social profundo que persiste hasta hoy”, según advirtieron Jorge Galati y Fernando Cardozo, ex empleados de SEGBA.
Además,alertaron que el Estado argentino “mantiene una deuda histórica con los trabajadores de estas empresas privatizadas por el incumplimiento del Programa de Propiedad Participada (PPP), que debía garantizar una participación accionaria en favor de los empleados”.
“En lugar de avanzar en la reparación de esta deuda, el actual gobierno pretende desprenderse de los últimos activos estratégicos que pertenecen al patrimonio nacional”, señalaron.
En tanto, dijeron que Transener es “una empresa altamente rentable, generadora de ingresos para el FGS y para el Estado Nacional. La resolución para la venta de sus acciones, anunciada por el gobierno nacional en vísperas de Navidad, no se justifica desde el punto de vista financiero ni patrimonial”.
Luego, explicaron que “desprenderse de estas acciones significa renunciar al control sobre una infraestructura crítica para el desarrollo del país y por consiguiente la pérdida de soberanía nacional sobre decisiones estratégicas”.
“Protejamos el Patrimonio Nacional; no repitamos la estafa de los ’90”, señaló en un comunicado el Colectivo de ex trabajadores y trabajadoras de SEGBA.
Durante el año 2025, los precios de los combustibles en Argentina acumularon un incremento superior al 40%, un porcentaje que superó ampliamente la inflación anual estimada en torno al 30%. Esta suba obedeció a una combinación de factores tanto locales como internacionales, entre ellos la evolución del tipo de cambio, el aumento de impuestos y el alza en los costos de los biocombustibles.
Un informe de Montamat & Asociados detalla que “en los surtidores los precios acumularon un incremento mayor al 40% durante el año 2025, superando la inflación acumulada, aunque también esto estuvo influenciado por la volatilidad del mercado”.
La política de ajuste de precios según la demanda, la ubicación geográfica y el horario se mantuvo vigente, especialmente en la red de estaciones de servicio de YPF, lo que generó variaciones semanales e incluso diarias en los valores al público. En diciembre, el ajuste mensual a nivel nacional superó el 4%.
El mismo reporte señala que los aumentos buscaban compensar distintas subas de costos: tipo de cambio (+41%), biodiesel (+67%), bioetanol (+37%) e impuestos a los combustibles (+52%), resultando en incrementos por encima de la inflación oficial del 31%.
Tras estas subas, los precios de los combustibles quedaron levemente por encima de sus paridades de importación. En diciembre, la nafta grado 2, correspondiente a productos premium, se ubicó en promedio un 9% por encima de su paridad nacional, mientras que el gasoil se mantuvo casi en paridad, con un precio apenas superior en menos del 1%.
Este contexto llevó a YPF a anunciar una reducción del 2% en los precios de combustibles. Horacio Marín, presidente y CEO de la petrolera, explicó que la estrategia consiste en aplicar ajustes graduales: “Todos los días un poquito, no en todos los lados iguales”. La empresa aclaró que las modificaciones no responden solo a la cotización internacional del petróleo, sino también a la evolución del tipo de cambio, los impuestos y los precios regulados de los biocombustibles.
Al analizar la suba de diciembre, Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy, señaló que los precios de los combustibles habían quedado rezagados frente a la devaluación acumulada desde julio y que probablemente las empresas postergaron los aumentos hasta luego del proceso electoral.
Por su parte, Juan José Carbajales, titular de la consultora Paspartú, destacó que el precio de los combustibles depende de cuatro factores principales: la baja del petróleo que actuó como ancla (el Brent cayó cerca de 10 dólares por barril), la mayor devaluación tras el cambio al esquema de bandas cambiarias, la liberación de impuestos congelados y el aumento en el costo de los biocombustibles. El resultado fue un alza por encima de la inflación y precios más altos medidos en dólares.
De cara a 2026, Montamat & Asociados advirtió que la caída del precio internacional del crudo por debajo de los 64 dólares por barril en el último trimestre de 2025 tiene dos efectos para Argentina: por un lado, reduce presiones sobre los precios locales y favorece la convergencia con referencias internacionales; pero por otro, una expectativa de precios por debajo de 55 dólares en 2026 podría afectar la viabilidad de proyectos con mayores costos, como los yacimientos marginales.
Para mantener el perfil exportador y el desarrollo intensivo, la consultora destacó la necesidad de reducir costos, innovar y aumentar la productividad para sostener la competitividad. En este marco, los analistas coinciden en que el orden macroeconómico es clave: una inflación en descenso y estabilidad sostenida favorecerán la reducción del riesgo país, facilitarán el acceso al financiamiento y abaratarán su costo.
Además, las reformas estructurales que se debatan en el Congreso en materia laboral, impositiva y previsional serán decisivas para la competitividad del desarrollo de Vaca Muerta y del sector energético en general.
En medio del calor extremo y de los cortes de luz en varios hogares del país por el alto consumo de energía, el Gobierno dio un paso para avanzar con el Plan Nacional de Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, al habilitar la ejecución de obras prioritarias mediante el régimen de concesión de obra, con participación de inversión privada.
Así lo estableció este lunes en el Decreto 921/2025, que tiene como objetivo mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver cuellos de botella estructurales que limitan el transporte de energía desde los centros de generación hacia los centros de consumo.
La decisión había sido comunicada a fines de mayo por el vocero presidencial, Manuel Adorni, quien dijo que la inversión de US$6600 millones sería para financiar 17 obras “prioritarias”, las cuales serán concesionadas a empresas privadas. El plan incluye la incorporación de 5610 nuevos kilómetros de líneas de transporte eléctrico.
El decreto establece que las obras de ampliación del transporte eléctrico definidas como prioritarias se llevarán adelante mediante licitaciones públicas nacionales e internacionales, bajo el marco de la Ley de Concesión de Obra. Este esquema permite que el sector privado construya, opere y mantenga la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales directos, garantizando previsibilidad jurídica y sostenibilidad económica.
Asimismo, la norma delega en la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación la ejecución del proceso licitatorio, incluyendo la aprobación de pliegos, la convocatoria, la evaluación de ofertas y la adjudicación de los contratos, mientras que el Ministerio de Economía actuará como autoridad de aplicación y control.
Con esta medida, el Gobierno dijo que avanzará en la normalización del sector eléctrico, creando las condiciones para destrabar inversiones largamente postergadas y fortaleciendo un sistema de transporte que es clave para la seguridad energética, el desarrollo productivo y la reducción de restricciones que afectan a usuarios, industrias y regiones del país.
Muchos de esos trabajos, se informó en su momento, impactarán en la provincia de Buenos Aires. Tal es el caso del proyecto AMBA I + STATCOM Ezeiza, el AMBA II + STATCOM Rodríguez, la línea 500 kV Vivoratá – Plomer, la línea 500 kV Plomer – O´Higgins y la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca.
El gobierno de Israel, a través de su canciller Gideon Sa’ar, se pronunció para despegarse de las operaciones de la empresa israelí Navitas Petroleum en el yacimiento marítimo de las Islas Malvinas, que había generado rechazo por parte de Argentina. Sa’ar subrayó que se trata de una “empresa privada” y enfatizó que la soberanía sobre la zona está en disputa entre Argentina y el Reino Unido.
En contraste con posturas previas, el ejecutivo de Benjamín Netanyahu reconoció el conflicto territorial y mantuvo una posición diferenciada respecto a la iniciativa. Sa’ar destacó además que Israel mantiene relaciones especiales con Argentina, bajo la administración del presidente Javier Milei, y manifestó su pesar por la complicada situación que esto ha generado en el país sudamericano.
El gobierno israelí expresó su esperanza de que la controversia entre Argentina y Reino Unido se resuelva mediante el diálogo y por medios pacíficos.
Por su parte, la Cancillería argentina rechazó la autorización otorgada por el gobierno isleño a una empresa británica para explotar petróleo en el yacimiento Sea Lion, calificando el proyecto y a las compañías involucradas como ilegítimos e ilegales. Además, advirtió que tomará medidas administrativas, legales y judiciales conforme al derecho internacional contra quienes participen o faciliten dichas actividades.
El proyecto está a cargo de Rockhopper Exploration Plc, del Reino Unido, y Navitas Petroleum Development and Production Limited, de Israel. La primera fase del Programa de Desarrollo del Área Norte del yacimiento implica una inversión de US$2100 millones. Este plan nació tras el anuncio del descubrimiento de un “yacimiento de clase mundial” hace casi diez años, y prevé iniciar la extracción a partir de 2028.
El yacimiento se ubica en la Cuenca Malvinas Norte, frente a las costas de las islas. Desde la cartera argentina dirigida por Pablo Quirno indicaron que las empresas no cuentan con los permisos otorgados por la autoridad competente del país para desarrollar estas operaciones. También advirtieron sobre la gravedad del proyecto, que permitiría explotar recursos no renovables con “efectos futuros potencialmente irreversibles”.
Argentina recordó que cualquier exploración y explotación unilateral de recursos naturales renovables y no renovables en áreas en disputa de soberanía contraviene la Resolución 2065 (XX) y otras normas de la Asamblea General de Naciones Unidas y del Comité Especial de Descolonización, que reconocen la disputa territorial entre Reino Unido y Argentina.
La referencia a normativas isleñas apunta a la Ordenanza de Minerales Offshore de 1994, que faculta al gobernador designado por Reino Unido a otorgar licencias para producción en aguas bajo control de las islas.
Rockhopper informó que su directorio aprobó la inversión para la Fase 1, decisión tomada por Navitas Petroleum, su socia y operadora, y que cuenta con todas las autorizaciones necesarias. El gobierno isleño, a su vez, autorizó el programa de desarrollo para las fases 1 y 2, y las licencias avanzaron a la etapa de explotación, con una duración prevista de 35 años o más.
Desde el gobierno argentino calificaron estas acciones como “unilaterales e ilegítimas” y contrarias a la Resolución 31/49 de la Asamblea General, que pide abstenerse de modificar la situación mientras las Islas se encuentran bajo proceso de negociación según las resoluciones de Naciones Unidas. También señalaron que estas medidas violan el ordenamiento jurídico nacional.
El Ministerio argentino recordó que tanto Rockhopper como Navitas han sido sancionadas previamente: Rockhopper fue declarada clandestina y sus actividades ilegales en 2012, y un año después fue inhabilitada para operar en Argentina por 20 años. Navitas recibió sanciones similares en 2022 por operar sin autorización en territorio argentino.
Finalmente, el gobierno argentino reafirmó que no reconoce “competencia ni jurisdicción a ninguna autoridad distinta de la propia para establecer las condiciones que habiliten actividades vinculadas a hidrocarburos en las áreas mencionadas”.
El Gobierno autorizó el llamado a concurso público nacional e internacional para la venta de las acciones que la estatal Enarsa posee en la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica (Citelec), controlante de Transener, la principal compañía de transporte eléctrico del país.
La medida se oficializó días atrás con la resolución 2090, publicada en el Boletín Oficial. El Ejecutivo podría recaudar unos US$200 millones por la venta de acciones dado el valor de mercado de la transportadora.
El Gobierno Nacional puso en marcha la licitación para vender las acciones de ENARSA en la empresa Citelec, controlante de Transener.
Con la privatización de la mayor transportadora eléctrica, estamos avanzando para que el privado vuelva a ser protagonista de la economía. pic.twitter.com/zknmjSI3ow
Los operadores interesados en adquirir las acciones de Transener tendrán tiempo hasta el 23 de marzo de 2026 para presentar sus ofertas, mediante la plataforma CONTRAT.AR. En tanto, las consultas por el pliego estarán habilitadas hasta el 13 de marzo.
Citelec posee el 52,65% del capital accionario de Transener, lo que incluye la totalidad de las acciones clase A (51%) y un 1,65% de las acciones clase B.
La firma Transener tiene a su cargo la operación y el mantenimiento de 15.000 kilómetros del sistema de extra alta tensión de 500 kV. Además, opera el 85% de la red y supervisa el 15% restante.
Enarsa fue creada por la Ley 25.943 con el objetivo de realizar la exploración y explotación de los yacimientos de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos junto al transporte, el almacenaje, la distribución, la comercialización e industrialización de estos productos y sus derivados.
YPF Luz puso en marcha los primeros 100MW del Parque Solar El Quemado en Mendoza, el proyecto fotovoltaico más grande del país y el séptimo desarrollo renovable de la compañía. Con esta habilitación, YPF Luz duplica su capacidad instalada de energía solar, que ahora alcanza los 200 MW, consolidando un avance decisivo en la expansión de la generación renovable en Argentina, y alcanza una capacidad instalada total de 3,5MW.
El martes pasado, el Parque Solar El Quemado recibió la habilitación comercial de CAMMESA para operar los primeros 100 MW. Esto indica que el parque ya está operativo e inyectará la energía generada al SADI (Sistema Argentino de Interconexión).
El parque alcanzará una capacidad instalada total de 305 MW, que se incorporarán de manera escalonada hasta completar su puesta en marcha en el primer semestre de 2026. Con una inversión aproximada de USD 210 millones, el proyecto ya supera el 80% de avance en su construcción.
Este hito en la construcción llega después de superar con éxito todas las pruebas correspondientes, previas a la habilitación comercial. A principios de diciembre, se realizó la energización del parque, es decir, la conexión de la nueva estación transformadora El Quemado al SADI. Esta vinculación a la red inició la fase de comisionado, en conjunto a una serie de pruebas funcionales que fueron la antesala a la puesta en servicio y generación de energía.
“La puesta en marcha de esta primera etapa del Parque Solar El Quemado refleja nuestro compromiso con el desarrollo de la matriz energética del país. Cerramos el año cumpliendo con este gran hito, que abastecerá de energía renovable a las diferentes industrias argentinas. Este paso nos motiva a ir por más y a seguir desafiándonos en 2026 para acompañar el desarrollo de la industria argentina”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
Características Técnicas de El Quemado
Ubicación: departamento de Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza.
Factor de capacidad estimado: 31,4%.
Potencia instalada: 305 MW.
Inversión: USD 210 millones aprox.
511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales.
Plazo total de construcción: 18 meses. La obra inició en enero de 2025.
Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en el pico de obra.
87% empleos locales en etapa de obra.
Superficie: más de 600 hectáreas.
Interconexión: se conecta al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva estación transformadora de 220/33kV.
Beneficio energético: generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares argentinos, es decir, suficiente para cubrir la demanda de todos los hogares de la Ciudad de Mendoza, y de los departamentos de Las Heras y Levalle.
Desde la semana pasada se encuentra en operación el nuevo transformador de la Estación Transformadora (ET) Río Colorado, mejorando la capacidad de abastecimiento local. El equipo anterior quedó en reserva para reforzar la respuesta ante contingencias.
Con esta incorporación, la Provincia de Río Negro consolida una mejora concreta en el sistema de transporte y transformación de energía para acompañar el crecimiento de la demanda en la localidad y su zona de influencia.
En paralelo, el transformador que abastecía previamente a Río Colorado quedó en condición de reserva/guardia, sumando respaldo operativo para responder con mayor rapidez ante eventuales incidencias del sistema y aportar continuidad del servicio.
La puesta en funcionamiento del nuevo equipamiento impacta de manera directa en la vida cotidiana de las y los usuarios residenciales, comercios, pymes y actividades productivas que dependen de un suministro eléctrico estable, especialmente en períodos de mayor consumo. El objetivo es sostener un servicio más confiable ante picos de demanda y reducir riesgos de sobrecarga.
Si bien el transformador ya está operativo, restan intervenciones complementarias en el sistema eléctrico local orientadas a mejorar la calidad del servicio. Estas tareas se encuentran en ejecución y estarán finalizadas en las próximas semanas, con foco en optimizar el desempeño de la red y fortalecer la atención en el área de influencia de Río Colorado.
Estas acciones forman parte del plan de fortalecimiento del sistema eléctrico provincial, con obras que se traducen en mejoras medibles para la comunidad. En esa línea, el Gobierno de Río Negro sostiene una agenda de inversión y trabajo técnico para dar respuesta a necesidades reales: más capacidad, más respaldo y mejores condiciones de servicio para las familias rionegrinas.
El volumen del comercio de electricidad ecológica en China mostró un crecimiento sostenido durante los primeros once meses de 2025, con un aumento interanual del 41,3 por ciento, informó la Administración Nacional de Energía (ANE).
De acuerdo con los datos oficiales, entre enero y noviembre el intercambio de electricidad generada a partir de fuentes renovables alcanzó los 296.700 millones de kilovatios-hora (kWh).
Solo en noviembre, el volumen comercializado fue de 33.600 millones de kWh, lo que representó un incremento interanual del 42,8 por ciento.
En el mismo período, el volumen total del comercio de electricidad en China superó los 6 billones de kWh.
Chile obtendrá ingresos adicionales cercanos a los 6.000 millones de dólares por año como resultado del aumento del precio internacional del cobre y de la implementación de la estrategia nacional del litio, impulsada por el Gobierno del presidente Gabriel Boric.
La estrategia, lanzada en 2023, apunta a consolidar al país andino como uno de los principales proveedores globales de litio, con una participación activa del Estado en todo el ciclo productivo del mineral. En ese marco, Boric encabezó una reunión con ministros y autoridades del sector minero para evaluar los avances del plan, luego del acuerdo alcanzado entre la estatal Corporación Nacional del Cobre (Codelco) y la empresa privada Sociedad Química y Minera (SQM), que posee los permisos de explotación en el Salar de Atacama.
Durante el encuentro, el mandatario destacó que el acuerdo permitirá al Estado chileno ingresar de manera directa a la explotación del litio y garantizar la continuidad operacional en el único salar del país donde actualmente existen faenas productivas. “Esto es una buena noticia para Chile”, subrayó Boric.
Por su parte, el ministro de Economía, Fomento y Turismo y Energía, Álvaro García, calificó la iniciativa como “probablemente el principal negocio que ha hecho Chile en su historia”, al combinar el liderazgo de Codelco como primer productor mundial de cobre con una participación estratégica en el mercado del litio de salmuera.
“El país va a estar recibiendo alrededor de 6.000 millones de dólares adicionales al año, si sumamos el incremento en el precio del cobre y los ingresos derivados del litio”, explicó el funcionario.
En tanto, la ministra de Minería, Aurora Williams, señaló que la creciente demanda global de infraestructura eléctrica impulsa la necesidad de cobre y litio, y remarcó los avances institucionales del plan, como la creación del Instituto Nacional de Litio y Salares, con financiamiento proyectado a diez años, y la puesta en marcha de una Red de Salares Protegidos, que resguardará cerca del 30% de estos ecosistemas en el altiplano chileno.
Las mayores reservas de litio de Chile se concentran en el Salar de Atacama, donde el Gobierno busca desarrollar una industria sostenida y ambientalmente responsable, mediante alianzas público-privadas y con participación mayoritaria del Estado en los yacimientos considerados estratégicos.
El Gobierno actualizó las sanciones económicas aplicables a los incumplimientos en el sector del gas, estableciendo los nuevos montos que regirán para las infracciones cometidas a partir del 1° de enero de 2026.
La medida alcanza tanto a las empresas licenciatarias de transporte y distribución como a los terceros no prestadores, basándose en las variaciones económicas registradas en la industria.
Para los terceros no prestadores, el ajuste se determinó por la evolución del Índice de Precios Internos Mayorista (IPIM), con un incremento del 15,88% que sitúa la multa mínima en $126.013 y la máxima en $126.013.000.
En el caso de las empresas licenciatarias y subdistribuidoras, la actualización fue del 21,60%, fijando un rango sancionatorio que va desde los $154.861 hasta los $154.861.000.
La medida fue comunicada a través de la Resolución 973/2025 del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), publicada el pasado martes en el Boletín Oficial.
La normativa dispone que, en supuestos de persistencia en el incumplimiento tras una intimación o ante infracciones de grave repercusión social, el monto de la multa para las prestatarias podrá elevarse hasta los $774.605.000.
El cálculo para las licenciatarias contempló el incremento mensual promedio de las tarifas de los usuarios residenciales y de servicio general, en el marco del proceso de revisión tarifaria vigente.
Esta actualización semestral se realiza conforme a las facultades del ente regulador para adecuar las escalas según las variables económicas de la actividad regulada.
El Gobierno nacional formalizó el cierre de la consulta pública destinada a modificar el esquema de asistencia en los servicios públicos y quedó allanado el camino para la puesta en práctica el nuevo esquema Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
El procedimiento de participación ciudadana concluyó a las 0:00 horas del 20 de diciembre de 2025, según lo establecido en la Resolución 592/2025, publicada el pasado martes en el Boletín Oficia. Durante el plazo de quince días hábiles, la autoridad de aplicación recibió presentaciones de usuarios, empresas distribuidoras, entes reguladores y asociaciones de consumidores.
El proyecto contempla la readecuación de los precios de referencia del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), del gas propano y del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST). Los lineamientos técnicos incluyen:
· Bonificación transición: Se aplicará un descuento extraordinario durante el año 2026.
· Canasta Básica Energética (CBE): El subsidio se determinará en función de un bloque de consumo básico necesario según la zona bioclimática de residencia.
· Criterio de ingresos: El Estado cubrirá el excedente cuando el costo de la CBE supere un porcentaje específico del ingreso total del grupo familiar.
· Patrimonio: Se utilizarán cruces de datos sobre titularidad de inmuebles, vehículos de menos de 10 años de antigüedad, medicina prepaga y consumos en moneda extranjera para determinar la elegibilidad.
Las presentaciones realizadas durante la consulta pública se centraron en los topes de consumo subsidiados por zonas geográficas. Asimismo, las asociaciones de consumidores solicitaron mecanismos de atención presencial para el registro, con el fin de evitar la exclusión de hogares sin acceso a medios digitales.
La autoridad de aplicación ratificó que el sistema busca establecer valores consistentes con los costos económicos de abastecimiento. Tras el cierre de esta etapa, el Poder Ejecutivo Nacional recibió los antecedentes y evaluaciones técnicas para avanzar con la reestructuración definitiva de los subsidios, lo que representa la culminación del período de transición vigente.
El Criterio de Ingresos responderá a los siguientes parámetros específicos
1. Umbral de ingresos
Límite máximo: El acceso al subsidio se restringe a hogares cuyos ingresos totales mensuales sean inferiores a 3 Canastas Básicas Totales (CBT), según la medición del INDEC.
Referencia económica: A valores de diciembre de 2025, este umbral se sitúa aproximadamente en los $3.640.000.
Reducción del tope: El sistema previo permitía ingresos de hasta 3,5 CBT; la nueva normativa reduce este margen, lo que implica la salida del beneficio para un sector de la población anteriormente categorizado como ingresos medios (Nivel 3).
2. Capacidad de pago y el concepto de la CBE
Relación ingreso-gasto: El criterio no solo considera el monto total, sino la proporción que el gasto energético representa sobre los ingresos familiares.
Cálculo: El Estado interviene cuando el costo de la Canasta Básica Energética (CBE) —definida como el bloque de consumo mínimo necesario según la zona bioclimática— supera un porcentaje determinado de los ingresos del hogar (establecido entre el 10% y el 15%). El subsidio cubre únicamente esa diferencia.
3. Cruce de datos y patrimonio
El criterio de ingresos se complementa con exclusiones automáticas basadas en el patrimonio. Un hogar queda excluido del subsidio, independientemente de sus ingresos declarados, si algún integrante cumple con estas condiciones:
Vehículos: Poseer un automotor con menos de 10 años de antigüedad (exceptuando personas con discapacidad).
Inmuebles: Ser titular de dos o más inmuebles.
Bienes de lujo: Poseer embarcaciones, aeronaves o bienes suntuarios.
Consumos: Mantener servicios de medicina prepaga no vinculada al empleo en relación de dependencia o registrar consumos elevados en moneda extranjera.
4. Categorización simplificada
Eliminación de niveles: Desaparecen las categorías N1, N2 y N3. El sistema se divide binariamente en “hogares con subsidio” y “hogares sin subsidio”.
Migración de datos: Los usuarios ya registrados en el antiguo RASE son migrados automáticamente al nuevo RESEF (Registro de Subsidios Energéticos Focalizados), aunque la autoridad de aplicación realizará auditorías periódicas para verificar que persista el cumplimiento del criterio de ingresos.
La Secretaría de Energía modificó el régimen de las regalías hidroeléctricas que perciben las provincias, elevando el límite de la energía facturada que podrán descontar a los agentes distribuidores.
La medida implementada este martes mediante la Resolución 588/2025, publicada en el Boletín Oficial, incrementa el tope de descuento del 30% al 50% de la energía facturada al Agente Distribuidor provincial, que podrá ser utilizado para saldar deudas en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Esta medida busca reforzar la solvencia económica de las distribuidoras de energía en las provincias generadoras, sin generar distorsiones significativas en el costo del sistema a nivel nacional.
Al respecto, en el documento oficial se explicó que la decisión apunta a “fortalecer la capacidad de cancelación de las obligaciones de los distribuidores provinciales mediante la aplicación de la energía percibida en concepto de regalías hidroeléctricas”.
Al mismo tiempo, se agregó que también busca “preservar un volumen suficiente de transacciones al precio pleno del MEM que asegure la correcta formación de señales económicas y la sostenibilidad del régimen tarifario general, manteniendo un adecuado equilibrio entre los intereses fiscales de las provincias, la solvencia del sector de distribución y la protección de los usuarios finales”.
De esta manera, se destaca que la medida contribuye a mejorar la situación económico-financiera de los distribuidores provinciales, asegurando que un mayor volumen de energía pueda ser utilizado para saldar deudas en el MEM, aliviando la presión financiera sobre las provincias con alta participación de generación hidroeléctrica.
Según el nuevo marco normativo, que se inscribe en las recientes adecuaciones del régimen eléctrico, la energía percibida en concepto de regalía podrá ser descontada hasta el 50% de la factura mensual del Agente Distribuidor que presta el servicio dentro de la jurisdicción.
El aumento del límite al 50% fue respaldado por una evaluación técnico-económica que concluyó que el incremento no altera de manera significativa el costo medio de abastecimiento ni los niveles tarifarios finales para los usuarios.
En este sentido, el texto oficial puntualizó que “las variaciones resultantes se mantienen dentro de los márgenes cuantitativos considerados compatibles con la política de gradualidad y previsibilidad tarifaria vigente”.
La modificación, que deja sin efecto límites anteriores, regirá a partir de la transacción económica del mes de enero de 2026.
Energía precisó que el mecanismo de aplicación se instrumentará a través del Agente Distribuidor designado por la provincia titular del derecho de cobro, siempre y cuando la energía recibida se destine efectivamente a satisfacer la demanda dentro de su jurisdicción.
En el año en que está cumpliendo su centenario, YPF inauguró la sala Real Time Operations Room (RTOR) en el Complejo IndustrialLa Plata, “un espacio que integra todas las operaciones del Complejo en tiempo real para lograr mayor eficiencia, productividad y seguridad”, según informó la compañía en un comunicado.
La RTOR, se destacó, “se convierte en el centro neurálgico, donde ingenieros y operadores trabajan de manera coordinada para reducir los tiempos entre la detección de un desvío y la corrección del proceso”.
YPF señaló que “anteriormente este monitoreo se realizaba de manera independiente en las distintas unidades del Complejo, por lo que esta integración permitirá optimizar rendimientos, mejorar la respuesta y volver más rápido al punto óptimo de operación”.
Hacia el futuro
“Con la RTOR damos un paso estratégico hacia el futuro. No se trata solo de tecnología, sino de cómo cuidamos a nuestra gente y hacemos más eficiente cada proceso. Queremos que YPF sea reconocida por su excelencia operativa y por liderar la transformación energética en la región”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
Con esta infraestructura, “la compañía mejora su capacidad para identificar condiciones de riesgo de manera más rápida y conectada, siempre priorizando la seguridad y la confiabilidad de las instalaciones”.
En la presentación también estuvieron Daniel Flores, gerente de Ingeniería y Mantenimiento; Daniel Agrelo, director del Complejo Industrial La Plata; y Manuel Alardi, gerente de Producción.
Más que una obra, “la nueva sala es un cambio de paradigma”, se destacó: “Incorpora tecnología de última generación, conectividad avanzada y sistemas que facilitan la toma de decisiones basadas en datos”.
“Su interacción directa con el Real Time Intelligence Center (RTIC) potencia el monitoreo continuo y la capacidad de anticipar escenarios, consolidando a YPF en la vanguardia operativa de la región”, afirmó la empresa estatal de hidrocarburos.
En números
El nuevo Real Time Operations Room de YPF cuenta con:
180 km de fibra óptica
16 km de canalizaciones
4 km de bandejas
20 toneladas de soportes.
30 tableros de control, áreas de ingeniería, salas de reuniones, espacios para comunicaciones y servicios, todo diseñado para garantizar continuidad operativa y confort para los equipos.
En una provincia considerada como una de las principales generadoras de energía del país existe una localidad que no tiene acceso a la electricidad las 24 horas del día. Se trata de Los Chihuidos, un poblado ubicado en la región Vaca Muerta, en el epicentro de la producción hidrocarburífera no convencional neuquina. El gobierno provincial tomó nota de esta situación y gestionó una solución que está en vías de materializarse: La empresa PAE, una operadora que trabaja en la zona, comenzó la construcción de un parque solar que garantice la energía eléctrica para esa comunidad.
El gobernador Rolando Figueroa destacó el inicio de las tareas en el predio asignado a tal fin, lo calificó como “un acto de estricta justicia”, equiparable a garantizar el acceso al gas natural a los habitantes de Añelo y de varias localidades del norte neuquino. “De esto hablamos cuando hablamos de equidad territorial”, indicó en referencia a que no haya regiones relegadas en comparación con el resto del territorio provincial.
El mandatario neuquino ponderó el diálogo que ha primado con el sector privado que participa de las mesas de Vaca Muerta -PAE incluida- y que ha permitido trabajar de manera articulada para realizar diversas obras -como la repavimentación de la ruta provincial 5, la pavimentación de la ruta provincial 7 en Cortaderas y, ahora, este parque solar-, incrementar el número de beneficiarios de las becas Gregorio Álvarez e impulsar capacitaciones para que más neuquinos accedan a un empleo formal.
Explicó que hasta ahora los habitantes de Los Chihuidos tienen luz 13 horas al día y se mostró esperanzado en que el próximo año puedan contar con el servicio sin interrupciones. “Esto le va a cambiar la vida a toda la gente, principalmente a los chicos que pretenden estudiar. Es un gran paso. Será un antes y un después”, opinó Figueroa.
Hasta ahora la electricidad disponible en Los Chihuidos es provista por un grupo electrógeno diésel, lo cual implica altos costos operativos, dependencia del transporte de combustible y frecuentes interrupciones del suministro, especialmente durante el invierno.
El parque solar en construcción demandará una inversión de un millón de dólares por parte de PAE que será destinada a la instalación de 288 paneles solares con una capacidad de 200 kW, un banco de baterías de ion-litio de 545 kWh que otorgará hasta dos días de autonomía.
A esto se le suma una obra ya finalizada por el Ente Provincial de Energía del Neuquén, que demandó una inversión de 361.017.536 pesos, financiada a través de un fondo de la secretaría de Ambiente de la provincia con aportes de esta misma empresa, para reestructurar la línea de media y baja tensión y el alumbrado público.
El Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut celebró el pasado viernes sus elecciones institucionales, en una jornada que confirmó la continuidad de Jorge “Loma” Ávila como secretario general por un cuarto mandato consecutivo.
El dirigente obtuvo un respaldo superior al 80% del padrón electoral, consolidando su liderazgo dentro del gremio petrolero. Se contabilizaron 5.348 votantes en las sedes de Comodoro (Km 5), Sarmiento y Callao, con 5.306 votos para la Lista Azul.
La elección se desarrolló con una participación considerada histórica por las autoridades sindicales con una alta concurrencia de afiliados en las sedes habilitadas de Comodoro Rivadavia y Sarmiento. En esta oportunidad, la Lista Azul fue la única presentada, lo que reflejó un escenario de unidad interna y un fuerte acompañamiento a la conducción actual.
Desde el sindicato destacaron que el resultado expresa el apoyo mayoritario de los trabajadores al rumbo político y gremial llevado adelante durante los últimos años, en un contexto marcado por desafíos para la actividad hidrocarburífera, tanto a nivel provincial como nacional.
El Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut celebró el pasado viernes sus elecciones institucionales, en una jornada que confirmó la continuidad de Jorge “Loma” Ávila como secretario general por un cuarto mandato consecutivo.
El dirigente obtuvo un respaldo superior al 80% del padrón electoral, consolidando su liderazgo dentro del gremio petrolero. Se contabilizaron 5.348 votantes en las sedes de Comodoro (Km 5), Sarmiento y Callao, con 5.306 votos para la Lista Azul.
La elección se desarrolló con una participación considerada histórica por las autoridades sindicales con una alta concurrencia de afiliados en las sedes habilitadas de Comodoro Rivadavia y Sarmiento. En esta oportunidad, la Lista Azul fue la única presentada, lo que reflejó un escenario de unidad interna y un fuerte acompañamiento a la conducción actual.
Desde el sindicato destacaron que el resultado expresa el apoyo mayoritario de los trabajadores al rumbo político y gremial llevado adelante durante los últimos años, en un contexto marcado por desafíos para la actividad hidrocarburífera, tanto a nivel provincial como nacional.
Emesa abre el concurso público para que la construcción del Parque Solar Guaymallén, que se instalará en en el predio del vertedero de residuos que la Municipalidad de Guaymallén cerró en junio pasado. La Empresa Mendocina de Energía (Emesa) anunció que los pliegos estarán disponibles para consultas de las empresas interesadas a partir del 30 de diciembre y hasta el 5 de febrero de 2026. De esta manera se cumple otra paso mas en la concreción del proyecto de la Municipalidad de Guaymallén para transformar el basural de Puente de Hierro en un centro generador de energía limpia.
Los pedidos de consultas podrán realizarse hasta el 3 de febrero de 2026, al correo electrónico renovable@emesa.com.ar, indicando en el asunto “Consultas PS Guaymallén”. El pliego se puede consultar haciendo click acá.
El 10 de febrero de 2026 a las 14.30 vence el plazo para presentar las propuestas de las empresas interesadas en construir el Parque Solar Guaymallén. La presentación se debe realizar en la sede de Emesa, Patricias Mendocinas 1285 de la Ciudad de Mendoza.
El 15 de octubre pasado, el intendente de Guaymallén, Marcos Calvente, y el gerente general de EMESA, Mauricio Pinti, firmaron un convenio por el que la Municipalidad de Guaymallén encarga a Emesa la ejecución y realización de estudios de prefactibilidad, gestiones técnicas y administrativas para la confección del Pliego de Especificaciones Técnicas para la provisión, instalación, supervisión y habilitación de un Sistema Fotovoltaico de Generación Distribuida “con la finalidad de mejorar el aprovechamiento de energía eléctrica de fuentes renovables, su difusión y concientización en la comunidad”.
El proyecto del Parque Solar Guaymallén fue anunciado oficialmente el 30 de septiembre pasado durante la presentación del Plan Bienal de Obra Pública de Guaymallén en el Hotel Hilton, con la presencia del gobernador Alfredo Cornejo.
La potencia del Sistema Voltaico de Generación Distribuida será de aproximadamente 5,4 MW de potencia. Con esa generación se cubrirán las necesidades energéticas de todos los servicios municipales. “Es un parque solar para el autoconsumo, que va a generar la energía eléctrica que consume el municipio para funcionar y para la prestación de todos los servicios municipales, incluyendo la energía que consumimos para prestar el servicio del alumbrado público. Con esta iniciativa, Guaymallén será el primer y único municipio de la Argentina en contar con un parque solar de estas características, el más grande del país bajo el esquema de generación distribuida”, destacó Calvente.
Por su parte, Mauricio Pinti destacó “el trabajo articulado que estamos haciendo con el municipio para desarrollar un parque solar propio, el más grande del país, que va a autoabastecer con energía limpia el consumo que genera y de esa manera directamente bajar su huella de carbono”
Por este convenio Emesa llevará adelante todas las tareas necesarias para la ejecución y puesta en marcha del parque solar, en un sistema de construcción «llave en mano», que una vez finalizada la obra la entregará a la Municipalidad de Guaymallén. “Nosotros ya hemos realizado anteproyecto con el INTI, el que nos permitió determinar la factibilidad técnica, factibilidad económica y las características principales del parque. El objetivo es que a fin de este mes o principio de noviembre tengamos ya el proyecto y los pliegos listos para iniciar el proceso licitatorio”.
Emesa tiene vasta experiencia en el desarrollo de proyectos solares en la provincia: El Quemado, que actualmente construye YPF Luz, el del Pasip en Palmira y el Parque Solar Godoy Cruz.
La Municipalidad de Guaymallén ya realizó los estudios de suelo para saber si el terreno podrá soportar la estructura que sostendrá a los futuros paneles solares y resistir vientos y lluvias. Los estudios, conocidos como «Pull Out Test», dio resultados alentadores ya que los perfiles metálicos hincados en el terreno a 2,20 metros de profundidad, resistieron bien las tensiones a las que fueron sometidos.
Emesa abre el concurso público para que la construcción del Parque Solar Guaymallén, que se instalará en en el predio del vertedero de residuos que la Municipalidad de Guaymallén cerró en junio pasado. La Empresa Mendocina de Energía (Emesa) anunció que los pliegos estarán disponibles para consultas de las empresas interesadas a partir del 30 de diciembre y hasta el 5 de febrero de 2026. De esta manera se cumple otra paso mas en la concreción del proyecto de la Municipalidad de Guaymallén para transformar el basural de Puente de Hierro en un centro generador de energía limpia.
Los pedidos de consultas podrán realizarse hasta el 3 de febrero de 2026, al correo electrónico renovable@emesa.com.ar, indicando en el asunto “Consultas PS Guaymallén”. El pliego se puede consultar haciendo click acá.
El 10 de febrero de 2026 a las 14.30 vence el plazo para presentar las propuestas de las empresas interesadas en construir el Parque Solar Guaymallén. La presentación se debe realizar en la sede de Emesa, Patricias Mendocinas 1285 de la Ciudad de Mendoza.
El 15 de octubre pasado, el intendente de Guaymallén, Marcos Calvente, y el gerente general de EMESA, Mauricio Pinti, firmaron un convenio por el que la Municipalidad de Guaymallén encarga a Emesa la ejecución y realización de estudios de prefactibilidad, gestiones técnicas y administrativas para la confección del Pliego de Especificaciones Técnicas para la provisión, instalación, supervisión y habilitación de un Sistema Fotovoltaico de Generación Distribuida “con la finalidad de mejorar el aprovechamiento de energía eléctrica de fuentes renovables, su difusión y concientización en la comunidad”.
El proyecto del Parque Solar Guaymallén fue anunciado oficialmente el 30 de septiembre pasado durante la presentación del Plan Bienal de Obra Pública de Guaymallén en el Hotel Hilton, con la presencia del gobernador Alfredo Cornejo.
La potencia del Sistema Voltaico de Generación Distribuida será de aproximadamente 5,4 MW de potencia. Con esa generación se cubrirán las necesidades energéticas de todos los servicios municipales. “Es un parque solar para el autoconsumo, que va a generar la energía eléctrica que consume el municipio para funcionar y para la prestación de todos los servicios municipales, incluyendo la energía que consumimos para prestar el servicio del alumbrado público. Con esta iniciativa, Guaymallén será el primer y único municipio de la Argentina en contar con un parque solar de estas características, el más grande del país bajo el esquema de generación distribuida”, destacó Calvente.
Por su parte, Mauricio Pinti destacó “el trabajo articulado que estamos haciendo con el municipio para desarrollar un parque solar propio, el más grande del país, que va a autoabastecer con energía limpia el consumo que genera y de esa manera directamente bajar su huella de carbono”
Por este convenio Emesa llevará adelante todas las tareas necesarias para la ejecución y puesta en marcha del parque solar, en un sistema de construcción «llave en mano», que una vez finalizada la obra la entregará a la Municipalidad de Guaymallén. “Nosotros ya hemos realizado anteproyecto con el INTI, el que nos permitió determinar la factibilidad técnica, factibilidad económica y las características principales del parque. El objetivo es que a fin de este mes o principio de noviembre tengamos ya el proyecto y los pliegos listos para iniciar el proceso licitatorio”.
Emesa tiene vasta experiencia en el desarrollo de proyectos solares en la provincia: El Quemado, que actualmente construye YPF Luz, el del Pasip en Palmira y el Parque Solar Godoy Cruz.
La Municipalidad de Guaymallén ya realizó los estudios de suelo para saber si el terreno podrá soportar la estructura que sostendrá a los futuros paneles solares y resistir vientos y lluvias. Los estudios, conocidos como «Pull Out Test», dio resultados alentadores ya que los perfiles metálicos hincados en el terreno a 2,20 metros de profundidad, resistieron bien las tensiones a las que fueron sometidos.
El Gobierno de Córdoba obtuvo el Premio SACHA, un reconocimiento internacional que distingue proyectos destacados en sostenibilidad, innovación y resiliencia climática en América Latina.
En esta edición, la distinción fue otorgada al proyecto “Generación de Bioenergías a partir de Residuos Cloacales en la Ciudad de Córdoba”, desarrollado en conjunto por el Gobierno Provincial, la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) y la Municipalidad de Córdoba.
El jurado destacó la iniciativa por su contribución a la transición energética, el aprovechamiento de recursos locales y la construcción de ciudades más sustentables.
Asimismo, valoró su capacidad para integrar innovación tecnológica, eficiencia energética, economía circular y mejora en servicios públicos estratégicos.
Cabe destacar que el proyecto generación de bioenergías a partir de residuos cloacales fue impulsado por el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, a través de la Secretaría de Recursos Hídricos y la Dirección Provincial de Biocombustibles y Bioenergías, junto con EPEC, la Municipalidad de Córdoba, la empresa SUPERCEMENTO S.A.I.C. (operadora de la Planta Bajo Grande) y la firma Bioeléctrica – Grupo Biomass Crop S.A.
Además, cuenta con un contrato de abastecimiento con CAMMESA bajo el programa REN MDI, que garantiza la comercialización de la energía renovable generada.
También posee cartas de intención con TAMSE para incorporar energía limpia al transporte urbano eléctrico.
Un proyecto que transforma residuos en energía limpia
La planta EDAR de Bajo Grande, ubicada en la ciudad de Córdoba, incorpora un sistema de digestión anaeróbica que permite producir biogás a partir de lodos cloacales.
Ese biogás es pretratado, filtrado y utilizado como combustible en un motor–generador de 0,8 MW de potencia eléctrica, complementado con un sistema de cogeneración térmica que eleva la eficiencia global por encima del 80%.
La infraestructura instalada permite producir y valoriza más de 4.800 m³ diarios de biogás excedente, obtener biogás con hasta 70% de metano y reducir compuestos críticos que afectan el funcionamiento del sistema de saneamiento.
A su vez, posibilita generar energía suficiente para abastecer a unos 10 mil usuarios, reemplazar parte del consumo de combustibles fósiles de la planta y optimizar la temperatura de digestión, mejorando el desempeño integral del sistema cloacal.
El proyecto se implementa en el predio de la planta, sobre el camino a Chacra de la Merced, donde se encuentran los nuevos biodigestores, los sistemas de pretratamiento de gas y el módulo de generación eléctrica, todos integrados a la red interna de la instalación.
El jurado valoró especialmente los aportes ambientales del proyecto, entre ellos la reducción de emisiones de metano y CO₂ mediante captura y uso energético, y la integración de saneamiento y energía renovable bajo un modelo de economía circular.
También se destacó su contribución a la resiliencia climática, al disminuir la dependencia de combustibles fósiles, mejorar la eficiencia del servicio cloacal y promover el desarrollo de capacidades técnicas locales con empleo calificado y formación profesional.
La iniciativa se alinea con los principios del Premio SACHA, orientado a destacar proyectos que transforman el territorio, generan valor social y ambiental y promueven la innovación en infraestructura sostenible.
El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, encabezó este lunes una reunión con referentes del sector de energía nuclear y representantes sindicales vinculados a la actividad. Fue en el Salón Dorado de la Casa de Gobierno, junto al ministro de Gobierno, Carlos Bianco; y el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni.
En ese marco, Kicillof afirmó: “Hace muchos años que la Argentina decidió invertir en el área de energía nuclear, lo que llevó a posicionar al país en un lugar de privilegio a nivel internacional y contar con un activo estratégico clave”. Y sumó: “Lamentablemente todo eso hoy se ve amenazado por un Gobierno nacional entreguista que, con su idea privatizadora, apunta a generar un gran negocio para unos pocos”.
Sobre la intención del encuentro, el mandatario provincial destacó: “El objetivo es demostrar que el sector no está solo: ante un Presidente que se subordina a intereses extranjeros y ataca a nuestra soberanía, cuentan con el compromiso y el acompañamiento de un Gobierno bonaerense dispuesto a defenderlo”. Y remarcó: “Vamos a potenciar todas las iniciativas que estén encaminadas a detener la privatización de Nucleoeléctrica: no podemos permitir que destruyan un sector clave para las perspectivas de futuro de los argentinos y las argentinas”.
Nucleoeléctrica es la empresa estatal que se encarga de comercializar en el mercado eléctrico minorista la energía producida por sus plantas, en tanto que sus balances exhiben números positivos y es una referencia también a nivel internacional.
El encuentro se desarrolló como un espacio de diálogo para visibilizar y discutir el intento del Gobierno nacional por privatizar Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) operadora de las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse, abordando su rol en el sistema energético nacional y las implicaciones del posible cambio en su modelo de gestión.
Por su parte, Bianco remarcó: “Desde el Gobierno provincial comprendemos al sector nuclear como un componente clave para la soberanía energética y el desarrollo de nuestro país: por eso trabajamos de manera comprometida con cada uno de los actores involucrados para hacer visible el reclamo y continuar el desarrollo nuclear en nuestra provincia”.
En tanto, Ghioni resaltó: “La Argentina tiene una tradición nuclear muy importante, con científicos reconocidos a nivel mundial por sus aportes. Lamentablemente, los planes del sector siempre se vieron interrumpidos por gestiones del mismo signo político: como en otras oportunidades en el pasado, este Gobierno nacional vuelve a instalar en la agenda la idea de privatizar el sistema nuclear argentino”.
Presentes
Participaron de la actividad el ministro de Trabajo, Walter Correa; el subsecretario de Ciencia, Tecnología e Innovación, Federico Agüero; su par de Industria y Pymes, Mariela Bembi; el director provincial de Vinculación con el Sistema Científico y Universitario, Juan Brardinelli; el vicepresidente del Organismo de Control de Energía Eléctrica (OCEBA), Roberto Daoud; la diputada nacional Adriana Serquis; los secretarios generales de la Federación Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza (FATLYF), Guillermo Moser; de la CTA Autónoma bonaerense, Oscar de Isasi; el presidente de la Comisión Nuclear de ADIMRA, Ricardo Castro Bernal; el expresidente de NASA, José Luis Antunez; el exdirector Isidro Baschar; el investigador de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Rodolfo Kempf; y referentes del sector.
El Estado Nacional oficializó hoy la firma de los nuevos contratos para la transferencia de acciones y concesión de las represas hidroeléctricas del Comahue. Según dio a conocer la Secretaría de Energía, el proceso de privatización entra “en su tramo final”.
La firma contó con la participación de la secretaria de Energía, María del Carmen Tettamanti, del subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, y de los gobernadores Rolando Figueroa (Neuquén) y Alberto Weretilneck (Río Negro), junto con representantes de las empresas adjudicatarias, quienes rubricaron los contratos correspondientes a cada concesión.
La firma de los contratos consolida el resultado económico del proceso licitatorio, que garantiza ingresos por más de US$706 millones para el Estado Nacional.
“Este monto, surgido de las ofertas presentadas por las ocho empresas participantes, representa una valorización significativa de activos estratégicos del sistema energético”, señaló la Secretaría energética.
Las empresas Central Puerto SA, Edison SAU y BML Inversora SAU firmaron los contratos para operar las centrales hidroeléctricas del Comahue.
Esta concesión, que se realizó a través de una licitación internacional, significa un ingreso de más de USD 700 M para el Estado. pic.twitter.com/76bLrkIgA3
El procedimiento se desarrolló bajo un “marco de transparencia, reglas claras y seguridad jurídica”, los cuales permitieron una “amplia participación empresaria” y confirmaron el “interés del sector privado en invertir, operar y modernizar uno de los complejos hidroeléctricos más relevantes del país”.
De esta manera, comienza la etapa final de la privatización de las sociedades operadoras de los complejos hidroeléctricos Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila. Los nuevos concesionarios deberán “cumplir con los compromisos de inversión, mantenimiento y modernización establecidos, asegurando la continuidad y mejora del servicio hidroeléctrico”, según lo detallado por Energía.
“Con la firma de estos contratos, el país avanza hacia un esquema de gestión moderna, con inversiones garantizadas y un marco regulatorio que promueve previsibilidad y eficiencia. La transición operativa a los nuevos concesionarios comenzará de inmediato, asegurando continuidad del servicio y cumplimiento estricto de los compromisos asumidos”, concluyó el parte oficial.
El Ministerio de Economía preadjudicó este viernes, mediante la Resolución 2059/2025, el paquete accionario de las cuatro centrales hidroeléctricas, en el marco del proceso de privatización de unidades de negocio de las empresas estatales ENARSA y NASA.
Para la central Piedra del Águila, la preadjudicación recayó sobre la firma Central Puerto S.A., que presentó una oferta de US$245 millones. Por su parte, el complejo El Chocón fue asignado al consorcio liderado por BML Inversora S.A.U. y MSU Energy, entre otros socios, por un monto total de US$235.671.294.
En tanto, el grupo integrado por Edison Inversiones S.A.U. y el Consorcio de Empresas Mendocinas para Potrerillos se quedó con la preadjudicación de las centrales Alicurá y Cerros Colorados. Las ofertas ascendieron a US$162.040.002 y US$64.174.002, respectivamente, tras un proceso que incluyó pedidos de mejora de precios para el último caso.
La resolución también desestimó las ofertas presentadas por el grupo conformado por Hidroeléctrica Futaleufú, Genneia y Aluar para tres de los renglones. La Comisión Evaluadora consideró que las propuestas de un dólar realizadas por estas firmas constituían un “precio vil o no serio, de manera palmaria y manifiesta”.
El gobierno de Javier Milei actualizó una normativa que llevaba más de 25 años sin revisión, con el objetivo de mejorar la infraestructura eléctrica y quitar trabas regulatorias.
Según replicó laagenciaNoticias Argentinas, se trata de los parámetros ambientales aplicables a las instalaciones de transporte eléctrico de 132 kV (kilovoltio), que llevaba 27 años sin revisión.
A diferencia del marco previo -que sobrecumplía los estándares internacionales vigentes- la nueva normativa “ordena criterios, elimina exigencias sin sustento científico actual y evita restricciones innecesarias que generaban demoras, costos adicionales y obstáculos en obras de infraestructura eléctrica”.
La Secretaría de Energía indicó que la actualización “mantiene un nivel de protección adecuado, alineado con la evidencia y con los organismos de referencia global, al tiempo que brinda reglas claras, operativas y técnicamente consistentes”.
La nueva medida adopta estándares internacionales de organismos como la Comisión Internacional sobre Protección Frente a Radiaciones No Ionizantes (ICNIRP por sus siglas en inglés), la Organización Mundial de la Salud (OMS) y el Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE por sus siglas en inglés), como a su vez se basa en la mejor evidencia científica disponible sobre exposición a Campos Electromagnéticos de Frecuencia Extremadamente Baja (CEMFEB).
Contó con un proceso técnico y participativo que incluyó el trabajo conjunto con el Ministerio de Salud y la Subsecretaría de Ambiente, además de la intervención del ENRE (Ente Nacional Regulador de la Electricidad), CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) y las cámaras del sector eléctrico.
La secretaría a cargo de María Tettamanti indicó que las partes consultadas coincidieron en la “necesidad de contar con criterios actualizados, claros y consistentes” para “fortalecer la protección ambiental y sanitaria” y “garantizar una aplicación homogénea y técnicamente sólida en todo el país”.
A su vez, aclararon que la actualización de la medida no implica una reducción del nivel de protección vigente, sino que lo fortalece a partir de “parámetros más precisos, metodologías de medición reconocidas internacionalmente y un enfoque regulatorio alineado con las obligaciones ambientales del Estado Nacional”.
En ese sentido, el parte oficial manifestó que las instalaciones ya existentes mantendrán su condición regulatoria, al tanto que los parámetros actualizados serán obligatorios para los nuevos proyectos y ampliaciones, con el objetivo de garantizar “una transición ordenada y técnicamente consistente”.
“De esta manera, el Gobierno Nacional continúa avanzando en la modernización y eficiencia del sector eléctrico, fortaleciendo la calidad regulatoria y promoviendo un desarrollo energético sostenible, seguro y alineado con los estándares internacionales más exigentes”.
El Gobierno de Estados Unidos confirmó este sábado que interceptó un petrolero en aguas internacionales del mar Caribe, frente a las costas de Venezuela, en una operación que volvió a escalar la tensión con el gobierno de Nicolás Maduro. Según informaron medios internacionales, el buque navegaba con bandera panameña y había atracado recientemente en puertos venezolanos.
La acción fue encabezada por la Guardia Costera estadounidense, con apoyo de fuerzas militares, y constituye la segunda incautación de un petrolero vinculado al crudo venezolano en menos de dos semanas. El episodio se enmarca en la estrategia de presión máxima impulsada por el presidente Donald Trump, que incluye un bloqueo total a las embarcaciones sancionadas que entren o salgan de Venezuela.
“En una operación al amanecer de hoy, la Guardia Costera de Estados Unidos interceptó un petrolero que había atracado recientemente en Venezuela”, anunció la secretaria de Seguridad Nacional, Kristi Noem, a través de un mensaje en la red social X. En la publicación, acompañada por imágenes desclasificadas del operativo, sostuvo que Washington “continuará persiguiendo el movimiento ilícito de petróleo sancionado que se utiliza para financiar el narcoterrorismo en la región”.
Reaccion desde Caracas
Desde Caracas, la reacción fue inmediata. El gobierno de Nicolás Maduro calificó el operativo como un acto de “robo y secuestro” de un buque privado y denunció una violación del derecho internacional. Según el Ejecutivo venezolano, se trata de una acción ilegal en el marco de un despliegue militar estadounidense en el Caribe que se mantiene desde agosto.
De acuerdo con un reporte de The New York Times, el buque interceptado se llama Centuries y no figuraba en la lista oficial de petroleros sancionados por Estados Unidos. El mismo medio indicó que la embarcación pertenece a una empresa petrolera con sede en China y que transportaba crudo venezolano con destino a refinerías del gigante asiático. Hasta el momento, las autoridades estadounidenses no confirmaron ni desmintieron esa información.
El episodio se suma a la reciente incautación del buque Skipper, ocurrida hace apenas diez días, cuando fuerzas estadounidenses confiscaron su carga de petróleo bajo el argumento de que formaba parte de una red destinada a evadir sanciones internacionales. Aquella operación fue presentada por Washington como un precedente clave para el nuevo esquema de control naval en la región.
La balanza energética explicó el 34% del saldo de balanza comercial positivo de noviembre, con un saldo positivo de US$858 millones, destacó un estudio privado.
El presidente del Instituto Argentino de Análisis Fiscal (IARAF), Nadin Argañaraz, señaló que el sector energético en el año lleva un aporte extra de US$ 2.061 millones en relación al 2024, ya que pasó de US$4.850 millones a US$6.911 millones.
La balanza de dólares de la energía fue positiva por US$858 millones en noviembre. Esto ocurrió de la mano de exportaciones por US$ 1.008 millones e importaciones por US$149 millones.
En los primeros 11 meses del año, el saldo acumulado fue de US$ 6.911 millones, mejorando en US$ 2.061 millones respecto a igual periodo de 2024.
“El principal aporte de dólares vino por el lado de mayores exportaciones por US$1.352 millones y menores importaciones por US$709 millones”, afirmó.
Descomposición según efecto precio y efecto cantidad
Al descomponer la variación de la balanza de dólares de la energía de noviembre, se tiene que el efecto precio generó una caída de US$74 millones. En lo que va del año, el saldo es una caída de US$ 519 millones.
Con relación al efecto cantidades, en noviembre el saldo extra fue positivo por US$405 millones; mientras que en lo que va del año fue positivo por US$ 2.579 millones.
“De la combinación de un efecto cantidades positivo y un efecto precio negativo, surgió el efecto neto positivo de US$2.061 millones”, indicó Argañaraz.
Por el menor precio de la energía importada se ahorraron US$ 587 millones y por la menor cantidad de energía importada se ahorraron US$ 122 millones. La suma da la cifra da US$ 709 millones.
En materia de exportaciones, el efecto precio generó una pérdida de US$ 1.106 millones respecto a igual periodo de 2024. De este modo, dado un efecto cantidad positivo de US$ 2.458 millones extras, el saldo fue positivo por US$ 1.352 millones.
En tanto, del ahorro de US$709 millones por menores importaciones y del mayor ingreso de US$1.352 millones por mayores exportaciones, surge el saldo incremental de US$2.061 millones.
Así, con un saldo positivo de US$858 millones, la balanza energética explicó el 34% del saldo de balanza comercial positivo de noviembre. En el año lleva un aporte extra de US$ 2.061 millones en relación al 2024, ya que pasó de US$4.850 millones a US$6.911 millones, resumió el reporte.
El gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, puso en funcionamiento la primera ruta solar de la Argentina al iluminar la Avenida de Circunvalación íntegramente con energía sustentable, un proyecto que posiciona a la provincia a la vanguardia internacional en diseño vial.
Esta obra convirtió a la traza sanjuanina en la primera arteria nacional con iluminación 100% fotovoltaica, lo que representó un cambio estructural en la infraestructura energética del país. “Esto no es sólo una obra, es una decisión estratégica que demuestra que se puede crecer cuidando el ambiente”, destacó el mandatario provincial sobre la puesta en marcha del sistema.
El proyecto, impulsado por el Ente Provincial de Energía (EPSE) y ejecutado por la firma Sergio Chiconi S.R.L., consistió en la instalación de 36 generadores individuales de 5 kilovatios montados sobre monopostes en diversos sectores de la Ruta Nacional A014.
Orrego subrayó que la provincia volvió a ser pionera al integrar la producción limpia a la infraestructura cotidiana para reducir costos y mejorar servicios. Con este avance, San Juan se incorporó al grupo de regiones que utilizan tecnología similar, como los Países Bajos, Corea del Sur y California, empleando recursos y mano de obra local en el proceso.
La construcción del sistema generó trabajo para más de 80 especialistas, entre ingenieros, soldadores y técnicos, lo que consolidó un impacto económico positivo en la región. Actualmente, San Juan alberga más del 50% de los parques solares del territorio nacional, reafirmando su liderazgo en la transición hacia una matriz energética sustentable.
“San Juan demuestra que cuando hay planificación, la sustentabilidad deja de ser un discurso y se convierte en realidad”, concluyó el gobernador al finalizar la presentación de la obra que ya abastece la demanda lumínica de la estratégica vía de comunicación.
La compañía extendió el plazo del contrato vigente hasta 2030, con un nuevo acuerdo que le permite cubrir el 80% de su demanda y la potencialidad de llegar al 100% de abastecimiento de fuentes renovables.
YPF Luz proveerá energía eléctrica a todas las plantas industriales de Molinos en el país. La energía contratada total será de 80.116 MWh/año, proveniente del Parque Solar Zonda, ubicado en San Juan, y también del proyecto fotovoltaico en construcción más grande del país, el Parque Solar El Quemado, en Mendoza, que se inaugurará durante el primer semestre de 2026.
Esta nueva alianza entre Molinos Río de la Plata e YPF Luz demuestra que las energías renovables se han convertido en una alternativa eficiente y competitiva en el abastecimiento energético.
“En Molinos buscamos alentar a los argentinos a comer mejor. Con foco en hacer las cosas bien y cada vez mejor, impulsamos nuestros negocios con una mirada de largo plazo. Hoy anunciamos este nuevo acuerdo con YPF Luz, que nos permitirá avanzar hacia un abastecimiento energético renovable de todas nuestras operaciones”, destacó Agustín Llanos, CEO de Molinos Río de la Plata.
“Cerramos el año con otra gran noticia. Molinos Río de la Plata es nuestro cliente desde 2023, y ahora decidió ampliar no solo el plazo de su contrato, sino también el porcentaje de abastecimiento, llegando casi al 100% del consumo energético de fuentes renovables. Este ejemplo es un nuevo indicador de que venimos por el camino correcto desde YPF Luz. En 2026 vamos a seguir trabajando con la excelencia que nos caracteriza, poniendo en valor los recursos naturales con los que cuenta nuestro país, y ofreciendo nuevas soluciones de abastecimiento energético, que sean costo-eficientes y se adapten a los diferentes tipos de demandas y modelos de negocio”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) creó un nuevo marco normativo para sancionar a las empresas de distribución eléctrica Edenor y Edesur ante incumplimientos en la prestación del servicio.
El organismo aprobó un nuevo “Reglamento de Valorización de Sanciones” que regirá para las distribuidoras Edenor y Edesur durante el próximo período tarifario (2025-2030), mediante la Resolución 808/2025 publicada este lunes en el Boletín Oficial.
Según pudo saber la agencia Noticias Argentinas, la medida busca imponer criterios más estrictos, transparentes y predecibles para multar a las empresas ante incumplimientos en la calidad del servicio, incentivando así la inversión y la mejora en la prestación del servicio público.
El ENRE destacó que el reglamento “procura estandarizar el cálculo de las sanciones, proporcionando parámetros uniformes, razonables y adecuados, según el tipo de incumplimiento de que se trate, todo lo cual contribuye a la previsibilidad en la aplicación de dichas penalidades, siendo ello un aspecto fundamental para asegurar un buen funcionamiento de la regulación sectorial”.
La principal modificación introducida por el ENRE radica en cómo se calculan las sanciones que son expresadas en Kilovatios Hora (kWh). Históricamente, el cálculo de las multas dependía de variables que no siempre reflejaban la gestión de la distribuidora.
Con el nuevo reglamento, las sanciones en kWh serán valorizadas utilizando el Valor Agregado de Distribución Medio (VAD Medio), afectado por un coeficiente de 1.5.
Según el organismo, este cambio tiene un objetivo regulatorio fundamental: desvincular el valor de la penalidad de variables externas (como el Costo Mayorista de la Energía) y orientarlo hacia los costos que reflejan la eficiencia de gestión de la propia distribuidora.
Este mecanismo busca generar un incentivo económico directo para que las empresas inviertan y mejoren la calidad de servicio técnico y comercial.
Al respecto, el texto oficial precisó que “el VAD medio refleja de manera más fiel la eficiencia de gestión de cada empresa, ya que está vinculado directamente con el ingreso del distribuidor, generándole un incentivo real para mantener o mejorar la calidad del servicio, técnico y comercial, y constituyendo -por ende- una señal económica coherente con los incentivos regulatorios, garantizando que las penalizaciones sean representativas del nivel de servicio”.
La medida también responde a las inquietudes expresadas por los usuarios durante la Audiencia Pública realizada en febrero de 2025. Al estandarizar el cálculo de las sanciones, el ENRE busca proteger los intereses económicos de los usuarios y garantizar su derecho a contar con información adecuada y veraz.
Ahora, los usuarios que reciban un importe en concepto de sanción o bonificación por deficiencias o cortes en el servicio, podrán conocer con antelación y certeza la forma en que será valorizada dicha multa.
El reglamento también establece precisiones sobre la tasa de interés aplicable en caso de mora en el pago de las multas o reintegros por parte de las concesionarias.
Las nuevas disposiciones se enmarcan en la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) y serán aplicables a todas las sanciones que se impongan desde el 1 de marzo de 2025 y durante todo el quinquenio 2025-2030.
Para asegurar la correcta implementación, el ENRE se encargará de calcular e informar periódicamente el Valor Agregado de Distribución Medio (VAD Medio) y ha ordenado diseñar e implementar una aplicación informática para que sus áreas internas puedan calcular las multas y los intereses de manera automática y uniforme.
Esta semana se puso en funcionamiento la mini red de generación solar en el paraje Chacay Huarruca, cerca de Ñorquinco, Río Negro, para asegurar energía eléctrica las 24 horas a 10 familias y edificios públicos, con una inversión de $112 millones.
Con esta obra, el paraje, ubicado a 65 km de Pilcaniyeu y 30 km de Ñorquincó, fuera del Sistema Argentino de Interconexión, suma un servicio eléctrico más estable y seguro, que acompaña la vida cotidiana y fortalece el arraigo.
La puesta en marcha beneficia de manera directa a las familias residentes y a espacios clave de la comunidad como la Escuela N° 65, el puesto/centro de salud y la capilla, que ahora cuentan con abastecimiento continuo para iluminación, tareas diarias y comunicaciones.
También permitirá abastecer con energía limpia todo el sistema de alumbrado público que construyó el Gobierno Provincial en los principales sectores de circulación del paraje y su ingreso.
La mini red integra un sistema de generación fotovoltaica con almacenamiento en baterías y equipamiento de control, que permite sostener el suministro durante el día y la noche. En paralelo, se dispone de grupos electrógenos a GLP como respaldo para asegurar continuidad ante contingencias.
La obra también contribuye a reducir el consumo de GLP, al sumar generación renovable en un punto remoto donde históricamente el servicio dependía de generación a combustión y podía atravesar períodos prolongados sin energía.
Este jueves, en Cipolletti, la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático realizó la Audiencia Pública del proyecto “Oleoducto Duplicar Norte”, donde se presentó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) propuesto por Oleoductos del Valle S.A.
La instancia se desarrolló en la sede de la Secretaría de Energía y Ambiente y formó parte del procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental previsto en la Ley Provincial 3.266.
La apertura estuvo a cargo de la Secretaria de Ambiente y Cambio Climático, María Judith Jiménez, y la mesa protocolar se integró además con el Subsecretario de Control y Fiscalización Ambiental, Nicolás Jurgeit, y el Intendente de Cipolletti, Rodrigo Buteler.
Durante la jornada, se presentó el proyecto por parte de Oleoductos del Valle S.A. y la explicación del EIA estuvo a cargo de la consultora ambiental Confluencia SRL.
También participaron como expositores invitados referentes técnicos e institucionales, entre ellos la referente técnica de la Secretaría de Hidrocarburos, Amelia Lapuente; en representación de la OFEPHI, Alejandro Monteiro; Luis Aiassa por la Cámara Empresarial de Servicios de Río Negro e Ivana Hernández por la Cámara de Servicios Petroleros. Además, participó Raúl Vila por el IAPG y Guillermo Capponi Sachramm, por la Defensoría del Pueblo de Río Negro.
Según lo expuesto, el proyecto busca ampliar la capacidad de transporte de crudo desde la Estación de Bombeo Puesto Hernández (Neuquén) hasta la Estación de Bombeo Allen (Río Negro), y el estudio presentado evalúa el tramo e instalaciones dentro de la provincia.
En ese marco, la Secretaria de Ambiente y Cambio Climático, María Judith Jiménez, explicó que se trata de “una ampliación de la capacidad de transporte de crudo” y que “consiste específicamente en 147 kilómetros de caño de ducto” hasta la estación de bombeo de Allen.
El EIA fue elaborado conforme a normativa nacional para sistemas de transporte de hidrocarburos (Disposición 123/2006) y al marco provincial de evaluación ambiental (Ley 3.266 y decretos reglamentarios).
El estudio incluye identificación y evaluación de impactos, y un Plan de Gestión Ambiental con programas de prevención y mitigación, capacitación en protección ambiental, contingencias y monitoreo en etapas de construcción y mantenimiento, además de medidas concretas como restauración de suelos, control de circulación, gestión de residuos y protección de fauna, entre otras.
El Gobierno nacional aprobó un préstamo de hasta 300 millones de dólares otorgado por el Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF), destinado a financiar una ampliación del proyecto “Apoyo a la Transición hacia Sectores de Electricidad y Gas Sostenibles en Argentina”.
De acuerdo a lo que replicó la agencia de noticias DIB, la medida fue oficializada mediante el Decreto 900/2025 y apunta a fortalecer la capacidad del Estado para racionalizar y focalizar los subsidios energéticos.
Según se detalla en la norma, los fondos estarán orientados a mejorar los criterios de elegibilidad de los subsidios, reforzar capacidades institucionales y financiar esquemas simplificados de asistencia al consumo de gas y electricidad.
El Ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, será el organismo ejecutor del proyecto, con participación del ente regulador de gas y electricidad en una de las etapas del programa.
El decreto también faculta al ministro de Economía y al secretario de Finanzas a suscribir el contrato de préstamo y la documentación vinculada, así como a realizar modificaciones que no alteren el objeto ni el monto del financiamiento.
La operación quedará supeditada a la aprobación final del Directorio Ejecutivo del BIRF.
Desde el Ejecutivo destacaron que el impacto del crédito sobre la balanza de pagos será limitado y que el costo financiero resulta más conveniente que el acceso al mercado internacional, lo que respaldó la decisión de avanzar con la operación para sostener el proceso de reordenamiento de los subsidios energéticos.
La exportación de energía alcanzó los US$1.008 millones en noviembre, lo que representa un alza de 52,8% frente al mismo mes del año pasado, según informó la Secretaría de Energía.
De esta forma, en once meses el sector acumuló un superávit de US$6.911, de acuerdo a la información oficial.
El sector energético sigue generando dólares para el país.
En noviembre, Argentina exportó USD 1.008 M en el rubro energético, un 52,8% más que en el mismo período del 2024, y alcanzó así los USD 6.911 M de superávit comercial en lo que va del año.
El ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, aprobó este viernes la preadjudicación del paquete accionario de cuatro centrales hidroeléctricas del Comahue. Esto fue en medio del proceso de privatización de ENARSA y NASA.
A través de la Resolución 2059/2025, el ministerio de Economía aprobó lo actuado en la segunda etapa del concurso público para la venta del cien por ciento del capital accionario de las sociedades que operan los complejos Alicurá, El Chocón, Cerros Colorados y Piedra del Águila.
Para la central Piedra del Águila, la preadjudicación recayó sobre la firma Central Puerto S.A., con una oferta de 245 millones de dólares. Por otro lado, el complejo El Chocón fue asignado al consorcio liderado por BML Inversora S.A.U. y MSU Energy, entre otros, por un total de 235.671.294 dólares.
El grupo integrado por Edison Inversiones S.A.U. y el Consorcio de Empresas Mendocinas para Potrerillos se quedó con la preadjudicación de las centrales Alicurá y Cerros Colorados. Las ofertas fueron de 162.040.002 dólares, para el primero, y 64.174.002 dólares, para el segundo, tras un proceso en el que se pidió una mejora de precios para el último caso.
Esta resolución desestimó las ofertas presentadas por el grupo conformado por Hidroeléctrica Futaleufú, Genneia y Aluar para tres de los renglones. La Comisión Evaluadora consideró que las propuestas de un dólar realizadas por estas firmas constituían un “precio vil o no serio, de manera palmaria y manifiesta“.
Cerrado ya el acuerdo con McDonald´s para incorporar la cadena global de hamburguesas a la red de tiendas Full, YPF avanza con la inclusión, también, de la franquicia de empanadas Mi Gusto y con Farmacity, de modo que el espacio de la estación de servicio se convertirá en virtual minishopping.
Horacio Marín, CEO y presidente de la compañía petrolera de bandera, estimó que constituir una alianza con McDonald’s, la cadena global de hamburguesas, establece un nuevo estándar para el servicio al cliente en las estaciones de servicio y fortalece la oferta premium.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, el plan de expansión al que se halla abocado apunta a diferenciar a YPF de las competidoras como Shell, Axion y Puma en atención al público.
Las estaciones de servicio ya no se conforman con proporcionar combustible de alta calidad e imponer su política de precios, sino que evolucionan como centros de encuentro y socialización. Intentan para ello aprovechar al máximo la conexión a internet y crear así un ambiente acogedor, a fin de atraer tanto a jóvenes como a adultos.
El tipo de tiendas a formar se dividen en tres, cada uno diseñado para satisfacer las diversas necesidades y expectativas del mercado.
YPF Black, para modelos premium,
YPF Tradicional, que abarca las líneas ya instauradas, e
YPF Refiplus, pensada como una alternativa económica en regiones de menor demanda.
En pos de ese objetivo, se asoció con McDonald’s y acaba de anunciar la incorporación de las populares empanadas “Mi Gusto”, una marca que ganó visibilidad pública en los últimos años, lo que fortalece su oferta gastronómica, a la que sumará un chef a fin de convertir a la firma en un referente de alta calidad en el ámbito de las estaciones de servicios.
De este modo, las tiendas Full, pilares dentro del ecosistema de YPF, emprenden otro cambio drástico con la intención de:
optimizar sus márgenes operativos,
realzar la identidad de marca y
ofrecer una experiencia verdaderamente enriquecedora para los consumidores.
Tendencias de digitalización
Ya atravesó por la etapa de adaptación a las tendencias de digitalización, priorizando el desarrollo de soluciones tecnológicas, como la expansión de su billetera digital, el pago de servicios de más de 6.000 empresas y anticipar la demanda mediante la inteligencia artificial.
La significativa transformación en su área de atención al público apunta a revolucionar la experiencia de sus clientes en las estaciones de servicio
El enfoque se centra en destacar a la compañía dentro de un mercado que busca constantemente nuevas formas de fidelización.
La selección de socios responde a la búsqueda de consistencia entre oferta, operación y experiencia del cliente.
El presidente boliviano, Rodrigo Paz, declaró una emergencia económica el miércoles por la noche y anunció una serie de medidas drásticas, entre ellas la eliminación de los subsidios a los combustibles y la flexibilización del régimen cambiario del país.
Las nuevas regulaciones representan una ruptura decisiva con más de 20 años de política económica socialista y buscan apuntalar las finanzas públicas mientras la inflación supera el 20%.
Paz dijo en la misma transmisión sorpresa junto a su gabinete que eliminar subsidios mal diseñados no significa abandono, sino orden, justicia y una redistribución real y transparente que permitirá generar recursos fiscales adicionales que serán compartidos entre el gobierno central y los gobiernos regionales.
La medida provocó un incremento de 86% en el precio de la gasolina y de más de 160% en el del diésel, los ajustes energéticos más abruptos en décadas. Los nuevos precios se mantendrán por seis meses antes de ser revisados.
Algunas estaciones de servicio en la ciudad de La Paz suspendieron ventas mientras los conductores se apresuraban a abastecerse de combustible subsidiado tras el anuncio, según reportes de medios locales.
El ministro de Economía, Luis Caputo, dio un paso más en su cruzada contra los intendentes que cobran tasas municipales que a su juicio son excesivas: ahora publicó un portal que detalla cuánto incide de que cobran las comunas en el precio de final de servicios y productos, entre ellos los que se venden en supermercados o las que impactan en los combustibles.
Caputo viene sosteniendo una dura pelea por este tema con los intendentes, especialmente con peronistas del conurbano, a los que llegó a acusar de entorpecer la política anti inflacionaria del gobierno, lo que a su vez le varió duras réplicas de los jefes comunales, que le reprochan tener que solventar con sus presupuestos políticas que abandona Nación.
Pero ahora Caputo profundizó la estrategia: armó la web Transparencia Municipal, que contiene un ranking de la “voracidad fiscal” de los municipios al detallar con profusión de datos cuánto impacta cada tasa en los precios y cuáles son los que cobran menos.
Al presentar el mapa, desde la cuenta oficial del ministerio de Economía, argumentaron que la web busca “fortalecer la transparencia fiscal en el ámbito de los gobiernos locales” y definió al detallado mapa como una “herramienta que reúne información tributaria de los municipios de todo el país”.
Al entrar en la provincia de Buenos Aires, que tiene 135 municipios, las tasas aparecen divididas por “Vial”, “Entidades financieras”, Actividades primarias”, “Industria”, e “Hipermercado”. Desde el ministerio aclaran que “los datos fueron relevados de los sitios web oficiales de los municipios al 31 de marzo de 2025”.
En los puestos altos aparecen distritos gobernados por el peronismo, pero también por representantes de PRO, algunos de ellos que se pasaron a La Libertad Avanza.
Qué municipios cobran más por la Tasa Vial (Combustibles)
En algunos distritos se grava a cada litro de combustible o metro cúbico de GNC expendido con distintos porcentajes o montos fijos.
Al tope del cobro figuran dos municipios pro-libertarios. General Pueyrredón y Pinamar cobran un 3% extra. Le siguen los distritos peronistas de Azul,Moreno y Pilar con 2,5%, los trs del peronismo.
En cuanto a municipios que recaudan a través de un monto fijo sobresalen José C. Paz (PJ) con un monto de 30 pesos extra por litro o fracción, seguidos por Junín (PRO) con 11 pesos por litro y General Rodríguez (PJ) 10 pesos por litro.
Autoridades del ministerio de Energía compartieron una jornada de trabajo con directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA —recientemente conformado y que representa a empresas industriales del sector productivo del estado de San Pablo— y de la firma Garantía Capital Ltd.
En ese contexto, parte del grupo empresario realizó un sobrevuelo por yacimientos de Vaca Muerta, con el fin de dimensionar el potencial productivo de la formación. Posteriormente, personal de la subsecretaría de Hidrocarburos expuso los principales indicadores de la actividad hidrocarburífera de la provincia, destacando su historia y potencial.
Durante la actividad, que contó además con una disertación a cargo del ministerio de Economía, Producción e Industria, se intercambiaron propuestas e ideas orientadas a consolidar alianzas estratégicas que impulsen el desarrollo energético de la provincia, con la mirada puesta en la proyección del gas neuquino hacia el mercado brasileño.
En esta línea, desde el área económica se realizó una exposición sobre la situación económica actual de la provincia, en la que se brindó un panorama general del contexto financiero y fiscal, los desafíos que enfrenta Neuquén y las líneas de trabajo que se están impulsando para fortalecer la estabilidad y generar condiciones que acompañen el desarrollo de inversiones, especialmente en sectores estratégicos como el energético.
La visita de la delegación brasileña tiene como objetivo conocer de primera mano la actividad que se desarrolla en la provincia y avanzar en una agenda de trabajo que, a futuro, permita adquirir gas proveniente de Vaca Muerta a las distintas operadoras del sector.
Cabe recordar que, este lunes, los empresarios fueron recibidos por autoridades del Gobierno de la Provincia del Neuquén, en el marco de una instancia institucional de intercambio.
En tanto, autoridades de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) realizaron una presentación institucional de la empresa, en la que explicaron su rol dentro del desarrollo energético provincial y brindaron detalles sobre el potencial del recurso hidrocarburífero y gasífero de Vaca Muerta.
Estas jornadas de trabajo se desarrollaron como un espacio de intercambio técnico e institucional, en el que se abordaron distintos aspectos vinculados al desarrollo energético de la provincia y su proyección regional.
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, junto al subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, presentó en un roadshow en el Consejo Federal de Inversiones (CFI) la licitación hidrocarburífera de 17 áreas en Mendoza bajo el modelo de licitación continua, con ventajas competitivas para inversores, incentivos y acciones concretas para el sector.
“En Mendoza venimos trabajando de manera sostenida para acompañar al sector privado no solo en la formulación de políticas públicas, sino también generando las condiciones para que las empresas elijan la provincia para desarrollar recursos que todavía tienen un enorme futuro por delante”, afirmó en la exposición Latorre.
“Desde un principio, Mendoza adoptó una lógica clara: no existe un escenario en el que al sector privado le vaya mal para que al Estado le vaya bien. Si a la industria le va bien, a los gobiernos y a la sociedad también les va bien”, agregó.
“Venimos trabajando dentro de las herramientas que tenemos, en esquemas como el de regalías y en un pliego de licitación continua con incentivos que permitan hacer crecer la industria. Las 17 áreas hoy en licitación pública —12 de exploración y 5 de explotación— responden a esa estrategia”, explicó.
“Estamos trabajando para ampliar las fronteras productivas de la provincia y recuperar las campañas exploratorias que nos permitan identificar nuevas oportunidades de inversión que, en consecuencia, impulsen la producción”, puntualizó Latorre, poniendo énfasis en un marco regulatorio renovado que prioriza la reducción de cargas fiscales, la simplificación administrativa y la previsibilidad jurídica.
Por su parte, Erio explicó que el Gobierno de Mendoza trabaja en tres ejes para potenciar la industria. “El primero es sostener el desarrollo del convencional, alargando la vida útil de los campos y haciendo rentables los yacimientos maduros. El segundo es seguir deriskeando y expandiendo el desarrollo del crudo pesado, que viene mostrando muy buenos resultados. El tercero, es acelerar el deriskeo de Vaca Muerta Norte, buscando traer al presente la exploración del no convencional”, aseguró.
Áreas de exploración que se incluyen en el llamado
Las 12 áreas de exploración incluidas en el llamado se distribuyen en las dos principales cuencas productivas de Mendoza. En la Cuenca Cuyana, se licitan las áreas Zampal y Puesto Pozo Cercado Occidental.
En la Cuenca Neuquina se concentra el mayor volumen de áreas ofertadas, con antecedentes técnicos relevantes y distinto grado de información geológica disponible. Entre ellas se destacan:
Atuel Exploración Sur, con una superficie de 316,08 km², incorporada a partir del interés manifestado por Hattrick SA, que desarrolló estudios sísmicos y petrofísicos avanzados.
Atuel Exploración Norte, con 439,76 km², que cuenta con antecedentes de perforación en las áreas Los Pocitos y Lomas de Coihueco.
Los Parlamentos, una de las áreas de mayor extensión, con 1.340,5 km², 11 pozos perforados y un importante volumen de sísmica 2D y 3D.
Boleadero, con modificaciones territoriales basadas en estudios estructurales asociados al pozo APASA.Md.NC.x-1001.
Chachahuen Norte, ex lote de evaluación con una superficie de 1.205,06 km².
Además, se incluyen Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Calmuco y CN III Norte.
Áreas de explotación: reactivación de campos
Las cinco áreas de explotación corresponden a bloques con descubrimientos comprobados y, en varios casos, infraestructura existente que permite una rápida puesta en valor.
Entre ellas se encuentra Atamisqui, con una superficie de 214,64 km², donde se perforaron 56 pozos, de los cuales 34 resultaron productivos. A julio de 2025, registra una producción acumulada de 1.918.064 m³ de petróleo y 44,83 Mm³ de gas, e incluye los yacimientos Tierras Blancas Norte, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado. A su vez, se incluye en el llamado El Manzano, área que actualmente también está produciendo producto de un contrato de operación y mantenimiento temporal.
También se licitan Puesto Molina Norte, Puntilla del Huincán y Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, áreas con antecedentes operativos relevantes y potencial para reactivar producción mediante nuevas inversiones.
El informe técnico de estas áreas fue presentado ante los empresarios por el equipo técnico de la Dirección de Hidrocarburos. La presentación se puede encontrar en la página de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente https://informacionoficial.mendoza.gob.ar/energiayambiente/licitaciones-hidrocarburos/.
Con este lanzamiento, Mendoza reafirma su posicionamiento como un destino confiable y atractivo para la inversión energética, combinando seguridad jurídica, información geológica de calidad y un esquema fiscal aliviado que busca maximizar la gestión eficiente de los recursos hidrocarburíferos y ampliar las oportunidades de desarrollo económico para la provincia.
Trabajo público-privado para atraer inversiones
El modelo que mostró ante inversores el equipo del Ministerio de Energía y Ambiente combina incentivos fiscales y herramientas regulatorias para mejorar la competitividad.
Incluye la eliminación del canon por renta extraordinaria y del canon extraordinario de producción. Incorpora incentivos a la reinversión orientados al desarrollo de los campos y a la ampliación de la infraestructura existente.
Suma además una mayor flexibilidad operativa a través de figuras como la Iniciativa Privada y los Acuerdos de Evaluación Técnica (AET). Estas herramientas permiten acelerar los procesos de análisis y adjudicación, reducir la carga burocrática, acortar los plazos de decisión y generar condiciones más atractivas para la inversión de riesgo, especialmente en las etapas exploratorias.
En tanto, las áreas se ofertan con el modelo de licitación continua, que permite convocar a concursos públicos en cualquier momento del año, sin depender de ventanas fijas.
La combinación de licitación continua, incentivos fiscales, fortalecimiento técnico y planificación de largo plazo posiciona a la provincia como un actor competitivo dentro del mapa energético argentino, con el objetivo de ampliar la producción, recuperar actividad en campos maduros y generar nuevas oportunidades de desarrollo económico y empleo para los mendocinos.
El mercado de combustibles en Argentina cerró 2025 con incrementos en los precios de los biocombustibles que superaron la pauta inflacionaria y se desacoplaron de la tendencia internacional. Estos insumos, esenciales para el corte obligatorio en naftas y gasoil, registraron aumentos que oscilaron entre el 37% y más del 63% a lo largo del año, luego de un período de precios atrasados desde 2024. En paralelo, los combustibles líquidos reflejaron incrementos entre el 45% y el 53% hasta noviembre.
El biodiésel, que se utiliza para mezclar con el gasoil, fue el que sufrió el mayor aumento, con un alza del 63,5% durante el año, pasando de $1085.887 por tonelada en enero a $1775.230 en diciembre. Si se considera el período desde diciembre de 2024, el incremento alcanza casi el 67%.
Por su parte, el bioetanol, que actualmente se incorpora en un 12% a las naftas, tuvo un crecimiento más moderado. El bioetanol derivado de caña de azúcar subió de $717.880 en febrero a $963.926 en diciembre, mientras que el producido a partir de maíz pasó de $657.962 a $883.464 en el mismo lapso, con un ajuste anual cercano al 37%.
Según replicó La Nación, el impacto de estas subas en el precio final en el surtidor es significativo: se estima que por cada punto porcentual que aumentan los biocombustibles, el costo al consumidor se incrementa entre un 0,1% y 0,2%. Sumado a la actualización de los combustibles líquidos y del dióxido de carbono, que aumentaron entre 45% y 53% hasta noviembre, los precios en las estaciones de servicio reflejaron un marcado aumento.
En la ciudad de Buenos Aires, la nafta súper alcanzó un promedio de $1630, con un alza del 47% durante 2025, mientras que la versión Premium llegó a $1850, con un incremento del 35%.
Este escenario se desarrolló a pesar de que el precio internacional del barril de petróleo cayó US$10 en el último año, pasando de US$74 a menos de US$64. La explicación oficial y de consultoras privadas apunta a que el barril local estaba “atrasado” y no había alcanzado la paridad de exportación.
Claudio Molina, analista de Bioeconomía y Ferrocarriles, explicó que en el caso del biodiésel, el aceite crudo de soja representa más del 80% del costo y que su precio en dólares aumentó más del 10% entre diciembre de 2024 y diciembre de 2025. “El tipo de cambio en ese mismo período aumentó un 41%. Por lo tanto, el aceite en pesos aumentó un 55%, computando el aumento propio del producto en dólares y la variación de tipo de cambio, a razón de 1,55. Además, el precio recuperó parte del atraso que arrastraba desde 2024”, señaló.
El especialista añadió que para fijar los precios de los biocombustibles existen tres fórmulas polinómicas de costos derivadas de la aplicación del artículo 14 de la Ley 27.640, las cuales fueron incumplidas de forma recurrente. “Recién en noviembre, en el caso del biodiésel, cuando la mezcla obligatoria se redujo del 7,5% al 7%, el precio se acercó al que deriva de la referida fórmula polinómica”, afirmó.
En cuanto al bioetanol, Molina destacó que los incrementos fueron inferiores a la evolución del tipo de cambio y que estos precios no surgen de ninguna fórmula, sino que se establecen de manera arbitraria.
Cabe mencionar que en octubre la industria del biodiésel destinada al mercado interno estuvo prácticamente paralizada. Las empresas del sector advirtieron que dejarían de producir debido a que “no lograban cubrir los costos” con los valores fijados por la Secretaría de Energía, entregando solo remanentes para afrontar gastos operativos.
Gracias al trabajo articulado entre las provincias del Neuquén, Río Negro y Chubut y la empresa Camuzzi, las obras de repotenciación del Sistema de Cordillerano Patagónico avanzan según lo planificado y, a partir del 5 de enero de 2026, la compañía se encuentra en condiciones de liberar las factibilidades de gas natural en toda la región.
En la provincia del Neuquén, la medida implica que todos aquellos vecinos de Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes que deseen conectarse al gas natural y cuenten con la aprobación técnica de sus instalaciones internas podrán, desde esa fecha, solicitar el suministro.
Cabe recordar que las obras se ejecutan a partir de los acuerdos a los que llegaron con la empresa los gobernadores Rolando Figueroa (Neuquén), Alberto Weretilneck (Río Negro) e Ignacio Torres (Chubut). La inversión será superior a los 51.800 millones de pesos, de los cuales casi 25.000 millones de pesos fueron financiados por los bancos provinciales del Neuquén y Chubut. De esa forma, la obra pudo reiniciarse para dar solución definitiva a esta problemática energética que atravesaba la región.
Es importante destacar que en julio de 2022 y ante la falta de concreción de las obras necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda, Camuzzi se vio obligada a restringir el acceso de nuevos usuarios a la red. Esta medida tuvo como objetivo garantizar el suministro a los vecinos ya conectados por sobre las futuras conexiones.
La repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico contempla la construcción de una nueva Planta Compresora en Alto Río Senguer, otra Planta Compresora en la localidad de Holdich, como así también el montaje de un nuevo equipo de compresión en la actual Planta Compresora que Camuzzi posee en la localidad de Gobernador Costa.
En paralelo, ya se concretó otro hito clave de esta obra: la interconexión del Gasoducto Patagónico con el Gasoducto General San Martín. Esta vinculación permitió dejar atrás la inyección de gas desde un único yacimiento cercano a Comodoro Rivadavia y conectar de manera directa y permanente la infraestructura regional con el sistema troncal de gasoductos de la Argentina, fortaleciendo la confiabilidad y la sostenibilidad del servicio.
El Sistema de Transporte y Distribución de gas natural Cordillerano-Patagónico cuenta con casi 1.500 kilómetros de gasoductos troncales y más de 200 kilómetros de loops, superando los 1.700 kilómetros de extensión de cañerías con diámetros de 3”, 4”,6”,8”,10” y 12 pulgadas.
El sistema abastece a 25 localidades de Neuquén (Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes); Chubut (Río Mayo, Alto Río Senguer, Lago Puelo, José de San Martín, Gobernador Costa, Río Pico, Corcovado, Tecka, Trevelin, Esquel, El Maitén, Cholila, Epuyén y El Hoyo de Epuyen); y Río Negro (Ñorquinco, Pilcaniyeu, Dina Huapi, Comallo, Onelli, Ingeniero Jacobacci, El Bolsón y Bariloche)
La culminación de esta obra, pendiente durante tantos años, permitirá que en el corto plazo miles de usuarios, comercios e industrias puedan conectarse al gas natural.
Fundación Temaikèn, que lleva 25 años al servicio de la conservación y restauración de la biodiversidad, refuerza su compromiso con el ambiente mediante un acuerdo con YPF Luz, líder en generación de energía eléctrica. Desde 2023, su reconocido bioparque ubicado en Belén de Escobar, abastece sus instalaciones con energía renovable. Están diseñadas para el cuidado y tratamiento del agua en lagos y acuarios, garantizando así el bienestar de los animales que habitan estos ecosistemas. El proceso se realiza mediante circuitos cerrados, optimizando los recursos y evitando el desperdicio de agua.
En un principio, el 30% de su consumo eléctrico se abastecía con energía del Parque Solar Zonda, ubicado en San Juan. Recientemente, decidieron aumentar el porcentaje y llegar a un 80% renovable sobre el total de su consumo. Se complementa este abastecimiento con energía del Parque Eólico General Levalle, ubicado en Córdoba.
La apuesta escalonada de Fundación Temaikèn demuestra la confianza en YPF Luz y ejemplifica cómo las energías renovables se han convertido en una alternativa costo-eficiente y competitiva en el abastecimiento energético de diferentes industrias. Desde la celebración del PPA (Power Purchase Agreement) hasta la actualidad, Fundación Temaikèn recibió 6.000 MWh de energía renovable, que equivalen al consumo de 2.000 de hogares argentinos aproximadamente.
“Para Fundación Temaikèn la sostenibilidad es parte de nuestra misión. Este acuerdo con YPF Luz refuerza el camino que venimos transitando: sumar acciones concretas que cuiden el ambiente y que al mismo tiempo nos permitan mostrar que es posible transformar la manera en que usamos la energía. Lograrlo junto a un socio estratégico como YPF Luz demuestra que la conservación requiere de alianzas que trascienden sectores y que generan un impacto real”, destacó Sergio Guerra, director general de Fundación Temaikèn.
“Estamos felices de profundizar nuestra alianza con Fundación Temaikèn. Este nuevo paso demuestra la confiabilidad que tienen las empresas en YPF Luz y nos impulsa a continuar ofreciendo soluciones energéticas eficientes que se adapten a las diferentes demandas. También exploraremos junto a Temaikèn acciones de voluntariado corporativo, ya que contamos con un robusto y exitoso Plan de Inversión Social que nos permite impactar positivamente en las comunidades donde operamos”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
Pan American Energy (PAE) firmó un contrato con la Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay para la exportación de gas natural proveniente de Vaca Muerta. Este suministro se destinará a la generación térmica de energía eléctrica en Uruguay, especialmente durante los meses de mayor demanda estacional.
Las exportaciones se canalizan mediante el Gasoducto Cruz del Sur, infraestructura estratégica que conecta Punta Lara, en Buenos Aires, con las ciudades uruguayas de Colonia y Montevideo. Este gasoducto, con participación de PAE, ANCAP, Harbour Energy y Shell, cumple un rol fundamental en la integración energética entre Argentina y Uruguay.
Hasta la fecha, Pan American Energy ha entregado más de 7 millones de metros cúbicos de gas natural a Uruguay, y se espera un incremento en los volúmenes durante el verano, cuando el sistema eléctrico uruguayo requiere mayor respaldo para cubrir la demanda.
El gas se utiliza en la central de ciclo combinado de Punta del Tigre, una de las principales plantas térmicas de Uruguay. Este suministro permite sustituir combustibles más costosos y contaminantes, favoreciendo un ahorro económico y una mejora en la eficiencia de la matriz energética del país vecino.
Desde el punto de vista operativo, el uso de gas natural en lugar de otros combustibles fósiles contribuye a reducir los costos de generación y las emisiones contaminantes asociadas a la producción eléctrica, un aspecto relevante para la planificación energética regional.
Este acuerdo reafirma la capacidad de Vaca Muerta para abastecer no solo al mercado interno argentino, sino también para consolidarse como un insumo estratégico para países vecinos, reforzando la seguridad energética regional en períodos de alta demanda.
Pan American Energy es uno de los principales productores de gas natural en Argentina, orientando su producción tanto al mercado local como a la exportación cuando existen excedentes, lo que genera ingresos en divisas para el país. Además, desde 2027, a través del consorcio Southern Energy, la compañía proyecta expandir su presencia internacional en el mercado global de gas natural licuado (GNL).
Por su parte, UTE es la empresa pública encargada del sector eléctrico en Uruguay, abarcando generación, transmisión, distribución y comercialización de energía. Su misión es garantizar el acceso a la electricidad en todo el país, manteniendo costos controlados y asegurando el funcionamiento estable del sistema, especialmente en momentos de alta demanda como el verano.
El convenio entre PAE y UTE se enmarca en una tendencia más amplia de integración energética regional, donde el gas de Vaca Muerta se posiciona como un recurso fundamental para fortalecer la matriz energética y la seguridad de suministro en Uruguay y Argentina.
Para Argentina, estas exportaciones representan una oportunidad para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta, generar empleo y sostener la actividad productiva. Para Uruguay, el gas argentino significa optimización de costos y diversificación en las fuentes energéticas.
Además, la industria nacional enfrenta desafíos y oportunidades vinculados a la producción y exportación de hidrocarburos. El aval del Gobierno nacional a proyectos upstream no convencionales en Vaca Muerta, solicitado por el gobernador Rolando Figueroa, apunta a acelerar la producción incremental, planteando una nueva etapa en la política energética del país.
El avance de Vaca Muerta hacia 2026 se caracteriza por récords de producción y una agenda intensa de obras e inversiones. El sector energético argentino apunta a superar cuellos de botella en servicios, logística y financiamiento para sostener un fuerte perfil exportador que permita consolidar su crecimiento.
La empresa YPF vendió el 50% que poseía en la empresa agroindustrial Profertil, en una operación por un total de US$635 millones y reafirmando el compromiso con seguir con el Plan 4×4 y la producción de Vaca Muerta.
El CEO y presidente de la petrolera, Horacio Marín, indicó que el Directorio aprobó la oferta presentada por Agro Inversora Argentina S.A. (“Agro Inversora”) -una sociedad del grupo Adecoagro–y la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA) en su reunión del jueves 11 de diciembre.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, la empresa estatal utilizará esos fondos como reaseguro para sortear una posible baja del precio del petróleo en 2026, según confirmó en el brindis de fin de año.
“Esta operación le permite a la compañía continuar enfocándose en su negocio estratégico, como es el desarrollo de Vaca Muerta, para consolidarse como una empresa shale de clase mundial. El Plan 4×4 es la guía que impulsa esta transformación”, señaló el comunicado oficial de la petrolera.
A su vez, sostuvo que la decisión de ceder su parte de la empresa líder en la producción de urea granulada “reafirma su compromiso con la transformación de la compañía, generando valor para sus accionistas y promoviendo el desarrollo energético del país”.
Destacó, además, los logros que llevó a cabo la estrategia comercial y operativa a casi dos años de su implementación.
“YPF logró avances significativos en cada uno de sus pilares que conforman el Plan 4×4. En materia de gestión activa del portafolio, su segundo pilar, concretó casi la totalidad de la salida de campos maduros convencionales y la venta de otros activos no estratégicos en Chile y Brasil, al mismo tiempo que sumó activos estratégicos en Vaca Muerta con la adquisición de Sierra Chata a ExxonMobil y Rincón de la Ceniza y La Escalonada a Total Argentina”.
Durante el brindis, Marín adelantó que avanza el oleoducto para la exportación desde el Atlántico, la cual iniciará a partir del 1° enero del 2027. También anunció una serie de acuerdos para la comercialización de comestibles, entre ellos uno con la cadena de comida rápida McDonald’s.
Adecoagro y ACA adquieren Profertil por US$1.200 millones
Con la reciente operación de YPF, ambas empresas se quedaron con el 100% de la agroindustrial que produce fertilizantes. Días atrás, la multinacional canadiense Nutrien se desprendió del otro 50% que poseía por un total de US$600 millones.
De esta manera, Adecoagro se queda con el 90% de la participación, mientras que ACA pasa a tener en su poder el 10% restante del capital accionario.
Profertil es uno de los productores de urea y amoníaco más eficientes del mundo y el mayor productor de fertilizantes en Sudamérica. Abastece el 60% del consumo de urea en la Argentina, con una capacidad anual de 1,3 millones de toneladas de urea y 790.000 toneladas de amoníaco. __IP__
“Estamos muy entusiasmados. Se trata de una de las mejores compañías de Argentina, con un equipo profesional experimentado y comprometido. Su ubicación, junto a sus condiciones productivas y comerciales, son estratégicas para la región. Queremos seguir potenciando esta operación, donde se transforma gas en un insumo clave para la producción de alimentos”, manifestó al respecto el cofundador y CEO de Adecoagro Mariano Bosch.
Del lado de ACA, el gerente general Ricardo Wlasicsuk afirmó: “Poder integrarnos en la producción local de ura granulada implica fortalecer nuestra provisión en un insumo clave para el agro, en línea con nuestra propuesta integral dirigida a nuestro Tejido Cooperativo”. Y agregó: “Esta alianza estratégica con Adecoagro representa un paso trascendental en la consolidación de nuestra presencia en la producción y distribución de insumos agropecuarios en Argentina”.
La empresa YPF vendió el 50% que poseía en la empresa agroindustrial Profertil, en una operación por un total de US$635 millones y reafirmando el compromiso con seguir con el Plan 4×4 y la producción de Vaca Muerta.
El CEO y presidente de la petrolera, Horacio Marín, indicó que el Directorio aprobó la oferta presentada por Agro Inversora Argentina S.A. (“Agro Inversora”) -una sociedad del grupo Adecoagro–y la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA) en su reunión del jueves 11 de diciembre.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, la empresa estatal utilizará esos fondos como reaseguro para sortear una posible baja del precio del petróleo en 2026, según confirmó en el brindis de fin de año.
“Esta operación le permite a la compañía continuar enfocándose en su negocio estratégico, como es el desarrollo de Vaca Muerta, para consolidarse como una empresa shale de clase mundial. El Plan 4×4 es la guía que impulsa esta transformación”, señaló el comunicado oficial de la petrolera.
A su vez, sostuvo que la decisión de ceder su parte de la empresa líder en la producción de urea granulada “reafirma su compromiso con la transformación de la compañía, generando valor para sus accionistas y promoviendo el desarrollo energético del país”.
Destacó, además, los logros que llevó a cabo la estrategia comercial y operativa a casi dos años de su implementación.
“YPF logró avances significativos en cada uno de sus pilares que conforman el Plan 4×4. En materia de gestión activa del portafolio, su segundo pilar, concretó casi la totalidad de la salida de campos maduros convencionales y la venta de otros activos no estratégicos en Chile y Brasil, al mismo tiempo que sumó activos estratégicos en Vaca Muerta con la adquisición de Sierra Chata a ExxonMobil y Rincón de la Ceniza y La Escalonada a Total Argentina”.
Durante el brindis, Marín adelantó que avanza el oleoducto para la exportación desde el Atlántico, la cual iniciará a partir del 1° enero del 2027. También anunció una serie de acuerdos para la comercialización de comestibles, entre ellos uno con la cadena de comida rápida McDonald’s.
Adecoagro y ACA adquieren Profertil por US$1.200 millones
Con la reciente operación de YPF, ambas empresas se quedaron con el 100% de la agroindustrial que produce fertilizantes. Días atrás, la multinacional canadiense Nutrien se desprendió del otro 50% que poseía por un total de US$600 millones.
De esta manera, Adecoagro se queda con el 90% de la participación, mientras que ACA pasa a tener en su poder el 10% restante del capital accionario.
Profertil es uno de los productores de urea y amoníaco más eficientes del mundo y el mayor productor de fertilizantes en Sudamérica. Abastece el 60% del consumo de urea en la Argentina, con una capacidad anual de 1,3 millones de toneladas de urea y 790.000 toneladas de amoníaco. __IP__
“Estamos muy entusiasmados. Se trata de una de las mejores compañías de Argentina, con un equipo profesional experimentado y comprometido. Su ubicación, junto a sus condiciones productivas y comerciales, son estratégicas para la región. Queremos seguir potenciando esta operación, donde se transforma gas en un insumo clave para la producción de alimentos”, manifestó al respecto el cofundador y CEO de Adecoagro Mariano Bosch.
Del lado de ACA, el gerente general Ricardo Wlasicsuk afirmó: “Poder integrarnos en la producción local de ura granulada implica fortalecer nuestra provisión en un insumo clave para el agro, en línea con nuestra propuesta integral dirigida a nuestro Tejido Cooperativo”. Y agregó: “Esta alianza estratégica con Adecoagro representa un paso trascendental en la consolidación de nuestra presencia en la producción y distribución de insumos agropecuarios en Argentina”.
A fin de destacar el potencial energético de la provincia y construyendo alianzas estratégicas que impulsen el desarrollo, el gobernador Rolando Figueroa recibió hoy a directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA, recientemente conformado y que representa a empresas industriales del sector productivo de San Pablo; y Garantía Capital Ltd.
En el encuentro en Casa de Gobierno, también estuvieron presentes el ministro de Energía, Gustavo Medele; la ministra de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves; y el vicepresidente de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), Alejandro Monteiro.
El objetivo de la visita de la delegación brasileña es conocer de cerca la actividad que se está desarrollando en la provincia y poder avanzar en una agenda de trabajo que les permita comprar gas de Vaca Muerta en el futuro.
El ministro Medele explicó que “desde Brasil, conformaron un consorcio de empresas consumidoras. Es decir, son empresas que consumen gas y le compran gas al mercado. Ya con ese conglomerado decidieron venir acá a Neuquén”.
Agregó que “GásBra está compuesta por distintos empresarios, empresas e industrias del complejo productivo de São Paulo. El objetivo de ellos es entender un poco cuánto volumen podrían comprar a la industria local, a las operadoras locales. También entender cómo podrían llevarlo, si pueden llevarlo por los gasoductos existentes o tendrían que mejorar alguna parte. Además de entender la cadena de valor completa”.
El ministro precisó que “la industria petrolera neuquina tiene muchos años y está muy acostumbrada al petróleo. Eso tiene mucho valor, porque no es una actividad nueva, no es una actividad que hay que aprender”. “Nuestra gente sabe cómo debe trabajarse en el petróleo y eso también los empresarios que vienen de otros países lo aprecian mucho”, resaltó.
BRASIL ES EL GRAN DESTINO REGIONAL DE NUESTRO GAS
Recibimos en Neuquén a integrantes del Consorcio GasBra S.A., con quienes avanzamos en el diseño de un proyecto integral para el aprovechamiento sostenible del gas de Vaca Muerta y su exportación al mercado brasileño.
Medele sostuvo: “Entendemos que ahora nuestro trabajo es salir a buscar mercados, como Chile, Brasil y Uruguay; mercados de la región a los que se pueda llegar rápidamente y que podamos tener planes de inversión en el corto plazo”.
En tanto el CEO de GásBra, Marco Maia, expresó la satisfacción de “poder participar de este proyecto que dialoga con intereses brasileños que necesitan gas, necesitan energía para su desarrollo, para su crecimiento y también para los intereses de Neuquén, que dispone de este gas, de esta energía para Brasil. Es un proyecto muy interesante que tiene conexión con los intereses de ambos lados”.
Además, destacó que “estamos extremadamente satisfechos con esta posibilidad, con este proyecto y con todo aquello que Neuquén nos ha presentado en este momento”.
Maia adelantó que “mañana vamos a ir a visitar Vaca Muerta y hoy por la tarde tendremos un encuentro donde discutiremos el proyecto en sí, presentaremos todas las ideas y todas las cuestiones que envuelven un proyecto de esta magnitud”.
Agregó que “estamos trabajando para algo de 30 años, por lo tanto, es estratégico tanto para Neuquén como para el Brasil”. Por último, indicó que “hoy nos damos un plazo de seis meses para montar toda la estructura del proyecto”.
Cabe recordar que este encuentro surgió a partir de la visita a Río de Janeiro en octubre, con motivo de la Offshore Technology Conference (OTC) Brasil 2025, donde el gobernador Rolando Figueroa se reunió con distintos grupos de empresas que mostraron interés en gas de Vaca Muerta.
El Gobierno de Uruguay anunció este lunes que limitó el área de prospección de hidrocarburos a las empresas que exploran el mar territorial uruguayo y prohibió realizar la actividad a menos de un kilómetro de animales, como parte de un paquete de protección ambiental.
“Esta administración resuelve que esta nueva etapa se haga con garantías que nos colocando en primer nivel en materia de protección de fauna marina y con medidas de mitigación y conservación”, dijo el ministro de Ambiente, Edgardo Ortuño, al anunciar el plan.
Ortuño detalló ante la prensa que “se limitó y acotó el área de desarrollo” de la prospección sísmica y que “se imponen medidas de compensación en casos de afectación”.
La prospección se realizará a una distancia de entre 150 y 300 kilómetros de la costa, indicó. Subrayó que se duplicaron las medidas de protección de la fauna marina para cuidar “ballenas, delfines, lobos marinos y tortugas marinas”, y destacó que no se podrá hacer prospección “en un radio menor a 1.000 metros de estos animales”. “Si aparecen se debe detener la actividad y dar el tiempo suficiente para su alejamiento”, recalcó.
Las empresas deberán trabajar en la zona con cuatro técnicos especialistas en fauna marina, más allá de las inspecciones del ministerio de Ambiente. “Estamos conscientes, comprometidos, sensibilizados con la necesidad de la protección de la biodiversidad marina”, sostuvo Ortuño.
Organizaciones ambientalistas se han movilizado especialmente en el departamento de Maldonado (este), con costa en el Río de la Plata y en el océano Atlántico, preocupadas por los efectos de la prospección sísmica en el mar uruguayo.
“La respuesta a las preocupaciones y movilizaciones es diálogo e información para ubicar en el tiempo, sobre todo a las generaciones más jóvenes”, aseveró el ministro.
La Corte Suprema de Justicia de la Nación resolvió que el patrimonio de YPF S.A. no se confunde con el del Estado Nacional, en un fallo sobre competencia judicial que tiene implicancias directas para la defensa argentina en los tribunales de Nueva York.
El máximo tribunal declaró competente a la Justicia provincial de Río Negro para investigar una denuncia por usurpación de un predio de la petrolera, al considerar que no existe afectación directa al patrimonio del Estado que justifique la intervención federal.
En una sentencia firmada por los ministros Horacio Rosatti, Carlos Rosenkrantz y Ricardo Lorenzetti, el máximo tribunal del país declaró competente a la Justicia provincial de Río Negro para investigar una denuncia por usurpación de un predio de la petrolera, al considerar que no existe afectación directa al patrimonio del Estado que justifique la intervención federal. El fallo se basó en la ley 26.741 que estableció la estatización del 51% del paquete accionario de YPF en 2012, durante el segundo mandato de Cristina Kirchner.
Las claves del fallo de la Corte Suprema
El tribunal recordó que el artículo 15 de esa ley establece que la operación y funcionamiento de la sociedad se enmarca en las normas que regulan a las sociedades anónimas y que “no le son aplicables las normas que reglamentan la administración, gestión y control de las empresas o entidades en las que el Estado Nacional o los Estados provinciales tengan participación”.
En su fallo, la Corte expuso tres argumentos centrales sobre la separación patrimonial entre YPF y el Estado nacional. Uno de ellos es que la petrolera tiene personalidad jurídica propia como sociedad anónima regida por la ley 19.550. Además, señaló que su patrimonio no se confunde con el estatal, según lo establecido en el artículo 143 del Código Civil y Comercial de la Nación.
Y por último, indicó que ese patrimonio resulta ajeno al sistema de control previsto para el Sector Público Nacional en la Ley de Administración Financiera 24.156.
“La presunta afectación del patrimonio de la sociedad no equivale a la afectación del patrimonio del Estado Nacional”, determinó el fallo, tras agregar que cualquier repercusión sobre el Estado es “solamente indirecta” en su carácter de accionista mayoritario.
Aunque el fallo resolvió una cuestión de competencia judicial interna, su doctrina fortalece la posición de la Procuración del Tesoro de la Nación en el litigio que enfrenta Argentina en Nueva York por el embargo de acciones de YPF. La defensa argentina sostiene ante los tribunales de EE.UU. que YPF es una entidad autónoma con personalidad jurídica independiente, y que el Estado Nacional no puede disponer libremente de sus acciones en violación a la ley 26.741.
La resolución de la Corte Suprema ratifica esos argumentos, al establecer que existe separación patrimonial entre la sociedad y el Estado, y que la legislación argentina impone límites específicos sobre la gestión de las acciones expropiadas.
En la causa que se tramita en EE.UU. por la estatización de YPF, la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York fijó semanas atrás fecha para la audiencia donde la defensa argentina presentará su apelación de manera oral por el fallo de la jueza Loretta Preska que obliga a transferir el 51% de las acciones de la petrolera. Los argumentos de la apelación se escucharán en la semana del 3 de marzo de 2026.
Preska, vale recordar, decidió en septiembre de 2023 que la Argentina debía pagarle U$S16.100 millones a los demandantes por la expropiación de YPF. Este año dictaminó también que parte del pago tenía que hacerse con las acciones de la petrolera.
El ministro de Gobierno bonaerense, Carlos Bianco, anunció que a partir de enero de 2026 la provincia de Buenos Aires aplicará modificaciones en el esquema de subsidios energéticos, en línea con los cambios normativos que impulsa el Gobierno nacional. Las medidas apuntan, según explicó, a mejorar los criterios de inclusión y exclusión del sistema de tarifa social y a adecuarse a la nueva segmentación que definirá la Secretaría de Energía de la Nación.
“Hay algunos cambios que se vienen en materia de subsidios a la energía en la provincia de Buenos Aires, en virtud de las modificaciones que está llevando adelante el Gobierno nacional en materia energética”, señaló Bianco en conferencia de prensa desde la Gobernación bonaerense, al anticipar que las definiciones serán anunciadas con antelación para evitar que los usuarios se vean afectados de manera sorpresiva.
Uno de los ejes centrales de la modificación será la eliminación de la tarifa social para residencias ubicadas en barrios cerrados. Según detalló, a partir de enero de 2026 dejarán de recibir subsidios unos 79.500 usuarios en toda la provincia, de los cuales 66.900 corresponden al Gran Buenos Aires, en áreas reguladas por Edenor y Edesur, y otros 12.600 al interior bonaerense, bajo la órbita del OCEBA.
“Se van a eliminar todos los subsidios, todas las tarifas sociales a todas aquellas residencias que están en barrios cerrados”, explicó Bianco, al precisar que la medida surge de un trabajo conjunto con la Agencia de Recaudación de la Buenos Aires (ARBA) y el Ministerio de Economía provincial, orientado a revisar los criterios de asignación del beneficio.
En paralelo, el Ministro describió el nuevo esquema de segmentación energética que impulsa la Nación y que actualmente se encuentra en consulta pública. El funcionario bonaerense recordó que el sistema vigente clasifica a los usuarios en tres categorías:
N1, de altos ingresos, sin subsidio;
N2, de bajos ingresos, con un subsidio del 65% hasta cierto nivel de consumo;
N3, de ingresos medios, con un subsidio del 50% en un tramo acotado.
Ese esquema será reemplazado por uno de dos categorías: “Va a haber hogares con subsidio, que van a ser hogares con ingresos menores a tres canastas básicas totales”, explicó Bianco, y detalló que recibirán asistencia sobre el consumo de hasta 300 kWh mensuales en meses de alta demanda y hasta 150 kWh en meses de clima templado.
La segunda categoría será la de hogares sin subsidio, integrada por aquellos con ingresos superiores a tres canastas básicas totales, que no recibirán ningún tipo de asistencia energética. Bianco remarcó que estas definiciones nacionales impactan directamente en el esquema provincial de subsidios.
En ese marco, explicó que la Provincia de Buenos Aires tenía un sistema que “en cierta parte espejaba esos criterios” para las empresas reguladas por el OCEBA. Allí existían dos grupos: uno de usuarios con ingresos menores a dos salarios mínimos, que continuará recibiendo la tarifa social, y otro grupo que replicaba la categoría N2 nacional.
Con la eliminación de la categoría N2 a nivel nacional, ese segundo grupo provincial quedaría alcanzado por la quita de subsidios. Sin embargo, Bianco aclaró que la Provincia sostendrá el beneficio para esos usuarios, siempre que cumplan determinadas condiciones.
“Nosotros los vamos a poder seguir subsidiando, los vamos a poder seguir incluyendo en la tarifa social provincial, siempre y cuando se anoten en la página web del Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA) y cumplan obviamente las condiciones para obtener el subsidio energético”, afirmó Bianco, y subrayó que el objetivo de adelantar estos anuncios es informar con tiempo a los usuarios bonaerenses. “No queremos que nuestros usuarios de golpe se enteren que se han quedado sin subsidios por esta modificación regulatoria a nivel nacional”, concluyó.
El impacto del nuevo esquema en la tarifa social bonaerense
Las modificaciones anunciadas por el ministro de Gobierno se inscriben en un contexto de cambios más amplios en la política energética nacional, que comenzarán a regir formalmente a partir del 1º de enero de 2026. La Provincia busca, según explicó Bianco, amortiguar el impacto de esas decisiones sobre los sectores de menores ingresos.
En ese sentido, la continuidad de la tarifa social provincial para usuarios que queden excluidos del esquema nacional dependerá de la inscripción en el registro correspondiente y del cumplimiento de los requisitos establecidos por el OCEBA. La Provincia anticipó que brindará mayores precisiones operativas en los próximos meses.
El rediseño del sistema de subsidios también implica una revisión más estricta de los criterios patrimoniales y de localización de las viviendas, como en el caso de los barrios cerrados, que dejarán de estar alcanzados por el beneficio.
La empresa provincial Hidrocarburos del Neuquén S.A. (Hidenesa) continúa ejecutando la obra de extensión de la red de gas natural en Villa del Nahueve, un proyecto estratégico que forma parte del plan provincial para llevar este servicio esencial a las localidades del Alto Neuquén. La iniciativa permitirá conectar a Villa del Nahueve y Bella Vista con el sistema troncal, avanzando desde la estación reguladora de Cayanta y marcando un paso clave hacia la autosuficiencia energética regional.
Actualmente, la obra registra un 25 por ciento de avance, con importantes progresos en el tendido de cañerías. El proyecto contempla la instalación de más de 11 kilómetros de cañería, que permitirán abastecer con gas natural a 250 usuarios residenciales de Villa del Nahueve.
Ya se encuentra finalizada la red domiciliaria de la zona de Los Carrizos, mientras que continúan las tareas vinculadas a los distintos cruces -incluyendo el cruce del puente- y el avance en los primeros dos kilómetros hacia Bella Vista.
La obra utiliza el método de soterramiento de cañerías de gas junto con bitubos para fibra óptica, una tecnología ya implementada con éxito en etapas anteriores, como la ejecutada hacia las localidades de Guañacos y Los Miches. Esta innovación no solo optimiza tiempos y recursos, sino que también permite planificar el desarrollo integral de infraestructura para la región.
La extensión de la red en Villa del Nahueve forma parte de una segunda etapa de obras que alcanzará también a Las Ovejas, con el objetivo de cubrir todo el Alto Neuquén con gas natural y reducir la dependencia del Gas Licuado de Petróleo (GLP).
Con esta iniciativa, el Gobierno de la Provincia del Neuquén continúa avanzando en políticas energéticas que mejoran la calidad de vida de las comunidades, impulsan el arraigo y fortalecen el desarrollo territorial de la zona norte.
YPF Energía Eléctrica S.A. (“YPF Luz”) anunció el resultado de colocación de las Obligaciones Negociables Clase XXIII en el mercado local por un monto total de US$ 45 millones a una tasa del 6,75% con vencimiento 15 de diciembre 2028.
La demanda del mercado superó las expectativas con casi 4.600 órdenes y ofertas por más de US$ 78 millones, confirmando la confianza de los inversores en la compañía.
El monto obtenido será destinado a financiar el plan de inversiones de capital, refinanciación de deuda de corto plazo e integración de capital de trabajo, entre otros.
La información para inversores se encuentra disponible en el sitio oficial de YPF Luz.
Irán anunció este sábado la incautación de un supuesto petrolero extranjero, sin especificar su nacionalidad, que transportaba unos seis millones de litros de diésel en el mar de Omán, con 18 personas a bordo. Medios iraníes informan de que los tripulantes fueron detenidos acusados de contrabando de combustible.
El jefe del Poder Judicial de la provincia de Hormozgán, Mojtaba Ghahramani, detalló de que el buque fue interceptado en aguas territoriales iraníes cerca de la ciudad portuaria de Jask, en el marco de una operación contra redes de contrabando de combustible, según informó la agencia Mehr.
Según Ghahramani, el petrolero, cuya tripulación es de nacionalidades india, esrilanquesa y bangladesí, “navegaba sin documentos marítimos válidos ni manifiesto de carga y tenía apagados de forma deliberada todos sus sistemas de navegación y equipos auxiliares”. Las autoridades iraníes no ofrecieron detalles sobre la nacionalidad del buque ni el destino del cargamento.
De acuerdo con IRIB, se trata del segundo caso en la misma semana en el que las autoridades iraníes detienen embarcaciones bajo sospecha de transportar hidrocarburos de manera ilegal.
Según informó IRIB, las autoridades iraníes alegan que el comercio ilícito de combustibles afecta los intereses económicos del país y puede incentivar prácticas delictivas en la región. Por esa razón, han incrementado la colaboración entre cuerpos judiciales, la Guardia Revolucionaria y otras agencias de seguridad a fin de identificar y detener a los responsables de estas actividades ilícitas.
La provincia del Neuquén solicitó al gobierno nacional la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream de petróleo y gas natural -particularmente aquellas destinadas a generación incremental de producción- dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
Durante un encuentro que mantuvieron en la ciudad de Neuquén, el gobernador Rolando Figueroa le entregó la solicitud al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo. El mandatario provincial destacó que la propuesta permitiría contribuir significativamente al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial y fortalecer la integración energética regional con Chile, Brasil y Uruguay.
El gobernador también le transmitió a Caputo la necesidad de extender el alcance del RIGI a actividades de upstream específicas, que incluye la liberación gradual del cepo cambiario; el congelamiento de las normas tributarias, mantenimiento de tasa impositiva por 30 años; la reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias; y la exención de aranceles por la importación de bienes de capital (repuestos e insumos esenciales).
“Neuquén y la Argentina pueden escalar rápidamente su producción si se incentivan las inversiones en upstream dentro de un marco como el RIGI que ofrezca horizonte de largo plazo y reglas uniformes”, destacó el gobernador en la nota que entregó a Caputo.
Se refirió al impacto directo en divisas, exportaciones y balanza energética y aseguró que la inclusión de proyectos de upstream dentro del RIGI permitiría “acelerar el ingreso de capital en perforación y completación de pozos; generar producción incremental de petróleo con impacto exportador inmediato; aumentar la oferta de gas natural, clave para sustituir combustibles líquidos importados; multiplicar los saldos exportables de crudo y gas en los próximos 3-5 años; contribuir significativamente al superávit de la balanza energética; y garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial”.
Entre los fundamentos, Figueroa destacó que “el desarrollo de petróleo y gas natural, y en especial el no convencional, constituye el principal motor económico de la República Argentina en términos de generación de divisas, sustitución de importaciones, empleo, actividad industrial asociada e ingresos fiscales”.
Además, explicó que su dinámica requiere elevadas tasas de reinversión anual, con ciclos de inversión continua; escalabilidad para sostener curvas de producción crecientes; financiamiento intensivo, en dólares, para perforación, completación, infraestructura de superficie y transporte; y reducción del riesgo macroeconómico, en particular acceso a divisas, estabilidad fiscal y previsibilidad de largo plazo.
“El RIGI fue diseñado precisamente para habilitar decisiones de inversión de gran escala bajo condiciones estables y financiables, y entendemos que el segmento upstream de hidrocarburos cumple con todos los criterios objetivos del régimen, tanto por magnitud como por impacto económico”, indicó el gobernador.
El mandatario neuquino explicó que a nivel global y regional existen regímenes de promoción permanentes a la explotación de hidrocarburos, como por ejemplo en Brasil bajo el esquema de REPETRO, que reconoce la necesidad de contar con un esquema de incentivo a este tipo de inversiones.
“Asimismo, las condiciones actuales de mercado (precios, acceso a mercados) dificultan la elegibilidad de nuevos proyectos de inversión en el upstream de nuestro país, siendo en este contexto necesario generar condiciones equiparables al resto del mundo para hacer de Argentina un destino para nuevas inversiones”, expresó.
Figueroa remarcó que la previsibilidad regulatoria que brinda el RIGI permite acelerar proyectos vinculados a nuevos usos del gas, tales como GNL modular y a gran escala, orientado a exportación; fertilizantes nitrogenados, clave para la competitividad agroindustrial; ampliación petroquímica, con impacto en valor agregado; GNC pesado / gas para transporte, sustituyendo gasoil importado; integración energética regional (Chile, Brasil, Uruguay); y producción de hidrógeno azul, con captura de carbono asociada.
“Todos estos sectores dependen críticamente de la disponibilidad de gas incremental, que solo puede asegurarse si la inversión upstream se acelera. Por ello, la incorporación al RIGI no solo favorece al sector productor, sino que habilita a toda la cadena energética e industrial”, finalizó.
YPF aplicará esta semana una reducción de precios en los combustibles que rondará el 2%, aunque no se implementará de modo uniforme en todo el país. La baja llega en un contexto de creciente alza de los montos en surtidor, con una suba de 4,5% de la nafta súper en noviembre, por encima de la inflación.
Así lo anunció este domingo el presidente de la empresa, Horacio Marín, entrevistado en La Nación +. Explicó que la decisión responde a la oferta y la demanda, de la que la compañía hace un seguimiento para ajustar lo valores según las condiciones del mercado. “Todos los días un poquito, no en todos los lados iguales”, sintetizó.
El descenso termina quedando corto en un contexto de crecientes alzas de los precios en surtidor, por encima de la inflación y con varias subas por mes no anunciadas. La nafta súper trepó un 41,2% interanual, la premium 31,31% y el gasoil 39,84%, lo que implica un golpe tanto para el bolsillo de los particulares como para las actividades productivas.
“En el sector energético necesitamos modernizarnos porque, para lograr los números que estamos logrando, YPF y todas las compañías tenemos que ser competitivas porque nuestro petróleo y gas compiten con las Vacas Muertas norteamericanas. Entonces, nos ayuda la geología, pero tenemos que ser tan eficientes como ellos para poder exportar durante 20 años. Por eso es muy importante nuestro sector, porque la productividad la tienen que definir las compañías”, afirmó, consultado sobre el proyecto de reforma laboral del Gobierno.
El puerto de San Antonio Este recibió al buque CS Fortune, que arribó con 130 módulos habitacionales y 140 contenedores de 40 pies destinados al proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). “Cada buque que llega, cada módulo y cada caño descargado, es parte de una provincia que se proyecta al futuro con trabajo, seriedad y decisión”, destacó el gobernador Alberto Weretilneck.
El CS Fortune, de 182,91 metros de eslora y 28,44 metros de manga, trasladó la infraestructura necesaria para el armado del obrador que funcionará como base logística para la próxima etapa constructiva del oleoducto VMOS. La descarga se realizó entre el jueves y viernes, en un rápido operativo coordinado por el equipo técnico de Patagonia Norte.
Este cargamento se suma a los recientes movimientos portuarios vinculados a los grandes proyectos energéticos que confluyen en Río Negro, incluido el arribo de 10.000 toneladas de caños de acero para el gasoducto del GNL, descargados en el mismo puerto días atrás.
Infraestructura clave para las próximas etapas del oleoducto
Los módulos habitacionales permitirán alojar al personal técnico y operativo que trabajará en los nuevos frentes de obra del VMOS, mientras que los contenedores contienen equipamiento, suministros y componentes para complementar la instalación del campamento y la logística asociada al proyecto.
Una vez descargados, los módulos y contenedores serán inventariados, verificados y acopiados temporalmente para su posterior traslado hacia las áreas operativas donde se montará el obrador.
El puerto de SAE se consolida como nodo estratégico
Con este nuevo operativo, el puerto de SAE confirma su rol como puerta de entrada de insumos para los grandes proyectos energéticos vinculados a Vaca Muerta. La terminal rionegrina se ha convertido en un eje logístico central para movilizar equipamiento, cañerías, estructuras y módulos habitacionales, tanto para el oleoducto VMOS como para los proyectos de GNL que avanzan sobre la costa provincial.
En ese sentido, Weretilneck afirmó que “el puerto de SAE se consolida como un nodo estratégico para los grandes proyectos energéticos del país”. Además, destacó que “defendemos nuestros recursos, fortaleciendo nuestra infraestructura y asegurando que Río Negro sea protagonista del desarrollo energético nacional”.
La combinación de infraestructura, capacidad operativa y la creciente diversificación de cargas energéticas posiciona al puerto como un eslabón clave en la transformación productiva de Río Negro vinculada a la industria hidrocarburífera.
El arribo del CS Fortune marca un paso fundamental en el avance físico del VMOS, que en semanas anteriores alcanzó su última soldadura automática y progresa hacia la fase de montaje de instalaciones complementarias, como el montaje de la playa de tanques. La llegada de estos módulos permitirá acelerar el despliegue del obrador y sostener el ritmo de obra de una de las infraestructuras energéticas más relevantes del país.
El pasado viernes en San Antonio Oeste, Southern Energy (SESA) realizó un nuevo encuentro con 50 empresas locales para ampliar la red de proveedores del proyecto de GNL, junto a OPS, firma a cargo de la ampliación de la planta compresora del Gasoducto San Martín.
De esta manera, en San Antonio Oeste se realizó un nuevo encuentro de desarrollo de proveedores locales, orientado a vincular a empresas de la región con las próximas etapas de contratación y ejecución de obras.
La actividad reunió a 50 firmas locales interesadas en participar como potenciales proveedoras en distintas instancias del proyecto y fue organizada con participación del equipo de trabajo de la Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro, en articulación con el Municipio de San Antonio Oeste, las cámaras empresarias de la provincia y las empresas que integran Southern Energy (SESA).
SESA es una compañía conformada por PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%), cuyo objetivo es posicionar a la Argentina como un nuevo proveedor en el mercado mundial de GNL a partir de 2027.
El encuentro tuvo como eje la intervención que desarrollará OPS, empresa que tendrá a su cargo una de las tareas fundamentales para el proyecto: la ampliación de la planta compresora ubicada sobre el Gasoducto San Martín, infraestructura necesaria para acompañar el incremento de capacidad requerido por el desarrollo del GNL.
Durante la jornada se trabajó sobre criterios generales de vinculación con proveedores, alcances de obra y necesidades asociadas a la etapa que se prepara.
Esta instancia se suma a encuentros previos de articulación local, como el realizado con Buzca, contratista a cargo de tareas offshore, y anticipa un próximo encuentro con la firma que tendrá a su cargo el tramo en tierra del gasoducto que conectará con la infraestructura troncal, de aproximadamente 15 kilómetros.
El proyecto de generación renovable Parque Solar San Rafael I, uno de los desarrollos solares más relevantes de Mendoza, alcanzó un nuevo hito técnico con la energización del segundo transformador de 115 MVA en la estación transformadora (ET) del mismo nombre, obra que llevó a cabo la empresa mendocina Distrocuyo.
Este avance se suma a la puesta en servicio del primer transformador de 220/33 kV realizada el sábado 29 de noviembre, lo que consolida una etapa fundamental para la futura inyección de energía limpia al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
La iniciativa, desarrollada por Genneia, avanza con una planificación integral orientada a fortalecer la infraestructura eléctrica regional, optimizar la integración de energía renovable y acompañar el crecimiento sostenido de la matriz energética nacional.
“La energización de esta nueva estación transformadora demuestra que Mendoza avanza con planificación, inversión y una visión clara hacia una matriz energética más limpia y diversificada. Cada hito que alcanzamos fortalece el sistema eléctrico provincial y consolida la confianza en proyectos que generan trabajo, innovación y desarrollo sostenible para nuestra provincia”, afirmó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.
Con 180 MW de potencia instalada, San Rafael I se posiciona como uno de los parques fotovoltaicos más importantes del país. La progresiva energización de sus instalaciones fortalece la infraestructura eléctrica regional y contribuye al crecimiento sostenido de la matriz energética renovable de Argentina.
El proyecto forma parte de una estrategia más amplia orientada a promover obras estratégicas, sostenibles y de alto impacto, impulsadas mediante estándares técnicos exigentes, cumplimiento de plazos y una planificación integral del sistema eléctrico.
Sobre el Parque Solar San Rafael I
El Parque Solar San Rafael I constituye una de las inversiones de energías renovables más ambiciosas de Mendoza, con un monto estimado superior a 180 millones de dólares y una potencia instalada prevista de 180 MW, equivalente a una generación anual de alrededor de 542.000 MWh de energía limpia.
La obra se desarrolla sobre un predio de 500 hectáreas ubicado en el distrito 25 de Mayo, sobre la Ruta Nacional 150, y su entrada en operación comercial está proyectada para el segundo trimestre de 2026.
El parque incorporará aproximadamente 335.000 paneles bifaciales, capaces de captar radiación solar directa y reflejada, incrementando la eficiencia energética hasta un 10 % adicional. Además, los módulos serán montados sobre seguidores solares de un eje norte-sur, permitiendo el seguimiento solar este-oeste y optimizando la performance del sistema a lo largo del día.
La Cooperativa de Obras y Servicios Públicos de Río Tercero inauguró el parque solar cooperativo más grande de la Argentina. Se trata del primer parque cooperativo de gran escala ya finalizado.
La realización estuvo a cargo de Tecnored, una compañía líder en infraestructura digital, integración tecnológica y soluciones de energía inteligente. De esta forma, la inauguración del parque solar consolida a la Cooperativa de Río Tercero y a Tecnored como referentes nacionales de la transición energética.
Juan Domínguez, CEO de Tecnored, señaló que “es un día histórico para el cooperativismo argentino y para la transición energética del país. Desde Tecnored, impulsamos este tipo de transformaciones y hoy vemos el impacto en una comunidad que apuesta por un futuro más sostenible”.
Domínguez también destacó que el logro adquiere especial relevancia: “Hay muchos proyectos solares, pero este parque está terminado, operativo y al servicio de los usuarios. Es fundamental valorarlo como el estándar que demuestra que el modelo cooperativo puede ejecutar obras de alto nivel tecnológico con resultados concretos.
El parque diseñado, provisto y construido por Tecnored incorpora tecnología de última generación y sistemas de monitoreo inteligente que permitirán una operación estable y eficiente durante todo el año.
El desarrollo contempla ingeniería de alto desempeño, infraestructura solar de gran escala y un esquema de gestión orientado a maximizar la producción energética.
Este proyecto posiciona a Río Tercero como ciudad modelo en sustentabilidad, y refuerza la visión estratégica de las cooperativas como actores claves en la generación distribuida del país.
El parque solar permitirá fortalecer la sustentabilidad energética local, mejorar la eficiencia del sistema y brindar una fuente de energía limpia.
Además, se suma la capacidad de expansión futura sobre la misma traza, lo que podría incrementar la potencia y consolidar la posición de la cooperativa como líder nacional en generación renovable distribuida para potenciar el desarrollo regional.
