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En el marco del proceso de cesión de áreas hidrocarburíferas convencionales de YPF a la provincia de Santa Cruz, autoridades del Gobierno Provincial mantuvieron una reunión con representantes de la operadora continuadora Quintana Energy, en la que se realizó la presentación formal del informe de auditoría de pasivos ambientales correspondiente al área Cañadón León – Meseta Espinosa, ubicada en la Cuenca del Golfo San Jorge.

La reunión, fue encabezada por el secretario de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, Gastón Farías, acompañado por Lorenzo Gallardo, subsecretario de Fiscalización de Residuos y Efluentes Industriales; Sebastián Caballero, subsecretario de Saneamiento Ambiental; y Aldana Villarreal, todos del Ministerio de Energía y Minería.

Por Quintana Energy participaron Marcelo González Pondal, Miguel Carresane, José Herberth y Lucas Paradelo, apoderado de la firma. En representación de Ambiental del Sud estuvieron presentes Maximiliano Turic y Lucas Monelos.

El relevamiento fue encomendado por Quintana Energy a Ambiental del Sud y ejecutado sobre el yacimiento Cañadón León – Meseta Espinosa, una de las áreas incluidas en el acuerdo de cesión suscripto entre YPF y FOMICRUZ, mediante el cual la provincia asumió la administración de los activos hidrocarburíferos convencionales para avanzar en un nuevo esquema de operación e inversión.

La auditoría ambiental presentada contempla el relevamiento integral, inventario, clasificación y caracterización de hallazgos ambientales realizados en campo, que aporta una mirada central que contribuye al proceso de análisis y evaluación ambiental del área de mención.

Finalmente, se destacó que Quintana Energy forma parte del esquema de continuidad operativa definido para las áreas maduras de la Cuenca del Golfo San Jorge, garantizando la continuidad de la actividad, el sostenimiento de puestos de trabajo y la ejecución de nuevas inversiones en los yacimientos convencionales de Santa Cruz.

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El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, mantuvo una reunión con autoridades de Pan American Energy en el marco de la inversión de USD 680 millones prevista por la empresa para desarrollar un nuevo esquema de recuperación terciaria en Cerro Dragón, a través de la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros, y perforaciones adicionales, destinadas a incrementar la producción convencional y contrarrestar el declino del área.

El anuncio fue realizado de manera conjunta por el mandatario provincial; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge “Loma” Ávila; y el Group CEO de PAE, Marcos Bulgheroni; ante el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, junto a funcionarios nacionales y provinciales.

Al respecto, Torres destacó la importancia de las inversiones que Pan American Energy viene realizando en la provincia y aseguró que “son una señal concreta de confianza en el potencial productivo de Chubut y en el futuro de una industria clave para la economía provincial”.

“El crecimiento y sostenimiento de la actividad demuestra que, cuando hay previsibilidad y compromiso entre el sector público y privado, se generan oportunidades de desarrollo, empleo y fortalecimiento de las economías regionales”, expresó el mandatario, agregando además que el plan de inversiones “permitirá modernizar la producción, incorporar tecnología y sostener miles de puestos de trabajo directos e indirectos en toda la Cuenca”.

“Chubut tiene un enorme potencial y necesita continuar consolidando políticas que incentiven nuevas inversiones, impulsen la competitividad y acompañen el crecimiento de la industria hidrocarburífera, generando un impacto positivo y sostenible a largo plazo”, concluyó Torres.

Más producción y empleo

Pan American Energy anunció que presentará la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar con un nuevo desarrollo en el área de Cerro Dragón, basado en un proyecto de recuperación terciaria que contempla la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros.

La iniciativa prevé inversiones por casi USD 680 millones para extender la vida útil de una cuenca madura como la del Golfo San Jorge, incorporando nuevas tecnologías orientadas a incrementar la producción y mejorar la eficiencia operativa del yacimiento.

El proyecto contempla además la preparación de cerca de 220 pozos inyectores y alrededor de 650 pozos productores, que durante su vida útil podrán generar una producción incremental acumulada de 24 millones de barriles de petróleo, equivalentes a más de 11.300 barriles diarios en su pico de producción.

Asimismo, el desarrollo permitirá incrementar los ingresos provinciales a través de regalías asociadas a la producción incremental y generará una mayor actividad en la cuenca, habilitando el desarrollo de nuevas zonas que anteriormente no resultaban económicamente viables.

La recuperación terciaria es una técnica que se aplica luego de las etapas de recuperación primaria y secundaria, con el objetivo de movilizar el petróleo remanente atrapado en el yacimiento y maximizar su aprovechamiento. En este caso, el sistema incorpora polímeros que permiten aumentar la viscosidad del fluido inyectado y mejorar el desplazamiento del petróleo hacia los pozos productores.

El anuncio, realizado en el Palacio de Hacienda, fue encabezado por el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo; el Group CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; y el gobernador del Chubut, Ignacio Torres; junto al secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González; el ministro de Hidrocarburos del Chubut, Federico Ponce; el secretario general del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge “Loma” Ávila; y el secretario general del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar.

Por parte de PAE también estuvieron presentes el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.

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El Gobierno de Río Negro las adjudicó las áreas hidrocarburíferas de Medianera y Rinconada–Puesto Morales tras la publicación del Decreto N° 548/26 en el Boletín Oficial. La medida fue dispuesta por el gobernador Alberto Weretilneck y otorga a Geopetrol las concesiones de explotación por un plazo de 10 años, contados desde la entrada en vigencia del contrato. La decisión permite dar continuidad a la operación de yacimientos maduros, sostener la actividad económica vinculada al sector y preservar las fuentes laborales.

La adjudicación se concretó en el marco del Concurso Público Nacional e Internacional N° 02/25, convocado por la Provincia para reactivar áreas hidrocarburíferas convencionales. El proceso recibió ofertas de Geopetrol Drilling S.A., Petrolsur Energía S.A. y la UTE Titanium Energy S.A. – Emepa S.A., y luego avanzó con la evaluación técnica y económica de las propuestas.

La Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, destacó que la adjudicación “es una decisión estratégica para evitar la paralización de áreas con historia productiva, sostener la operación y cuidar el empleo vinculado a la actividad hidrocarburífera”.

“Son yacimientos maduros, con condiciones técnicas y económicas complejas. Por eso la Provincia diseñó un proceso que permita atraer operadores con capacidad real de inversión, continuidad operativa y compromiso con el desarrollo regional”, afirmó Moya.

Medianera y Rinconada–Puesto Morales son áreas convencionales con una larga trayectoria de explotación, iniciada en la década del 60. Su madurez productiva y el alto porcentaje de agua en los pozos reducen la competitividad de la explotación, por lo que la licitación contempló condiciones excepcionales, entre ellas una reducción de la alícuota de regalías al 6%.

El objetivo es garantizar inversiones necesarias para sostener la operación, preservar fuentes de trabajo, impulsar la participación de empresas locales y regionales de obras y servicios, avanzar en la remediación ambiental y adecuar instalaciones.

Inversiones para recuperar producción

Para el área Medianera, Geopetrol propuso un Plan de Continuidad Operativa de USD 605.000 durante los primeros dos años y un Plan de Desarrollo e Inversiones de USD 1.625.100 para los ocho años restantes de la concesión.

En Rinconada–Puesto Morales, el Plan de Continuidad Operativa asciende a USD 1.400.000 para los primeros dos años, mientras que el Plan de Desarrollo e Inversiones prevé USD 2.540.000 para el período restante.

“Esta adjudicación marca un paso concreto dentro del rumbo energético de Río Negro. No se trata sólo de mantener pozos activos: se trata de cuidar trabajo, recuperar producción, ordenar áreas vencidas y generar condiciones para que la actividad convencional siga aportando al desarrollo provincial”, sostuvo Moya.

La funcionaria remarcó además que el nuevo concesionario tiene previsto iniciar operaciones el próximo 1 de junio, asegurando la continuidad laboral y respetando la antigüedad del personal afectado a cada área.

Un proceso transparente para áreas vencidas

Esta licitación pública es la primera que se realiza sobre concesiones de explotación que no fueron prorrogadas durante 2024 y 2025, y cuyos plazos se encontraban vencidos. La Provincia avanzó con este procedimiento ante la caducidad o imposibilidad de prorrogar las concesiones existentes y la necesidad de garantizar la seguridad de las instalaciones, evitar la paralización productiva y seleccionar nuevos operadores con solvencia técnica y operativa.

El Decreto N° 548/26 también declaró desierta la licitación correspondiente al área Las Bases, debido a que no se presentaron oferentes. Por este motivo, su administración quedará en poder de la Provincia de Río Negro.

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El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) dio un paso fundamental en su fase submarina con la llegada del buque noruego Skandi Hera a Punta Colorada, en la provincia de Río Negro. Esta embarcación transporta cadenas de 400 metros y anclas de 42 toneladas para la instalación de monoboyas offshore, que funcionarán como terminales flotantes ancladas al fondo marino y conectadas mediante ductos submarinos para transferir crudo a grandes buques tanque sin requerir puertos tradicionales.

La colocación de estas monoboyas representa un avance clave para VMOS, cuyo objetivo es vincular la producción petrolera de la Cuenca Neuquina con el Golfo San Matías, transformando a Punta Colorada en una plataforma exportadora de petróleo de escala industrial.

La campaña de instalación está prevista para mediados de 2026 e incluye la colocación de dos monoboyas ubicadas entre 5 y 9 kilómetros de la costa rionegrina, luego de los estudios geotécnicos realizados en 2025. El sistema de anclaje diseñado debe soportar las duras condiciones marítimas y garantizar operaciones permanentes de carga.

El proyecto cuenta con la coordinación de DOF Group, que opera dos embarcaciones: el Skandi Hera, responsable del transporte y montaje, y el Skandi Patagonia, que brindará apoyo en maniobras y soporte operativo.

VMOS es uno de los proyectos energéticos más significativos de Argentina, ya que prevé transportar petróleo desde la Cuenca Neuquina hasta la costa atlántica de Río Negro mediante un oleoducto. Desde allí, el crudo podrá ser cargado directamente en buques de exportación, superando uno de los principales obstáculos logísticos de Vaca Muerta: la capacidad para evacuar el petróleo hacia mercados internacionales.

Con la terminal offshore en funcionamiento, Punta Colorada se consolidará como la principal puerta de salida del shale oil argentino al exterior. Además, se planifica una segunda campaña offshore entre el tercer y cuarto trimestre de 2026 para continuar con las etapas siguientes de instalación y conexión submarina.

En el contexto regional, Neuquén alcanzó una producción de 629.000 barriles por día y apunta a superar el millón en el corto plazo. Chubut, en tanto, registró en marzo 117.000 barriles diarios y Santa Cruz, 56.000 barriles. Además de la riqueza geológica, existen incentivos estatales en Neuquén que no se replican en otras provincias.

Por otro lado, la empresa PECOM informó que comenzó formalmente la operación del yacimiento Manantiales Behr tras cumplir las condiciones previstas para su explotación. También, Continental Resources, compañía del magnate Harold Hamm, presentó una iniciativa privada para acceder al área La Huella, que abarca 506 km² sobre una formación no convencional.

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Horacio Marín, actual titular de YPF, destacó el crecimiento de la petrolera nacional durante el último año y subrayó la necesidad de invertir en Vaca Muerta. A la vez, anticipó que él continuará al frente de la empresa hasta 2031: “Hay que saber irse en el momento preciso”.

Durante su exposición en el Latin Economic Forum, el ejecutivo sostuvo que el objetivo de la petrolera estatal fue pensado “como un objetivo de país” y remarcó que el crecimiento del sector podría convertirse en el segundo gran motor de la economía argentina. Asimismo comentó que el offshore y las nuevas energías serán las próximas claves del crecimiento de la petrolera estatal en el largo plazo.

En ese sentido, aclaró que el campo continuará siendo un actor central de la economía nacional: “Estoy seguro de que el agro va a crecer y espero que mucho más que la energía. Lo más rentable en la Argentina es el campo”. Sin embargo, destacó que el petróleo y el gas aparecen hoy como el gran cambio estructural para el país.

El titular de YPF señaló que el desarrollo energético se disparó antes que otros sectores porque “se generó un círculo virtuoso” impulsado por un contexto político y económico favorable a las inversiones privadas.

“Para que eso pase tiene que haber un gobierno business friendly, que te dé estabilidad macroeconómica, incentivos y reglas claras. Los gobiernos generan las condiciones de contorno y los privados generamos riqueza”, sostuvo.

Marín elogió además la política económica de la administración de Javier Milei y sostuvo que el ordenamiento macroeconómico permitió acelerar inversiones. “YPF empujó y todos nos siguieron. Dijimos que era el momento de generar riqueza porque el Gobierno ordenó la macro y mejoró fuertemente las condiciones”, expresó.

El CEO destacó que la industria energética argentina proyecta inversiones por alrededor de u$s130.000 millones en los próximos años y consideró que el crecimiento será posible únicamente a partir de la colaboración entre empresas y el Estado.

“Tiene que haber mucho trabajo, colaboración entre compañías y reglas de mercado para que Vaca Muerta se desarrolle plenamente”, comentó.

En otro tramo de su discurso, Marín defendió la competitividad internacional de Vaca Muerta y aseguró que la formación neuquina puede competir incluso con los grandes desarrollos no convencionales de Estados Unidos.

“Vaca Muerta es mejor que cualquier shale americano desde el punto de vista productivo. La naturaleza jugó a nuestro favor: tal vez no tengamos la misma logística que Estados Unidos por una cuestión de escala, pero podemos competir perfectamente”, afirmó.

También remarcó que YPF fue “una condición necesaria” para alcanzar las metas de exportación energética y detalló que la compañía trabaja en proyectos colaborativos con otras petroleras para ampliar la escala productiva. “De cada tres barriles, uno será para consumo interno y dos para exportación”, explicó.

El ejecutivo aseguró que desde su llegada la producción de Vaca Muerta aumentó un 42% y destacó la reducción de costos y la mejora en productividad.

El análisis político de Horacio Marín de cara al futuro

Marín dejó clara la postura sobre su continuidad y, durante su exposición en el Latam Economic Forum, contó: “Cuando entré a YPF yo conocía al preisdente y lo único que me llegó fue que quería que genere valor. Milei me dio el qué, pero el cuándo no lo pregunté”.

En la misma línea, se proyectó a futuro de manera independiente de futuras (y supuestas) reelecciones de Javier Milei: “Es un presidente que quería hacer cambios y yo también. Son dos períodos presidenciales: yo sabía qué y cuándo, pero el cómo es el objetivo y el camino. Yo me voy en 2031: hay que saber irse en el momento preciso”.

En ese sentido, afirmó que “YPF se empieza a ir para arriba y genera más valor para todos los accionistas”. Sobre la performance de la compañía, describió que “hay 4 pilares, los extremos es el desarrollo de Vaca Muerta y la idea de invertir integramente en petróleo. Tenemos u$s220 mil millones par invertir gracias a las 16 mil locaciones auditadas”.

Sobre el futuro de la compañía, Marín aseguró que dejará una empresa completamente transformada hacia 2030 y adelantó que planea retirarse un año después. Según detalló, la YPF que imagina para el final de la década será “una de las diez mejores empresas de shale del mundo”, el principal exportador argentino y una firma con fuerte desarrollo tecnológico, generación de flujo de caja positivo y pago de dividendos desde 2028.

“Esta es la empresa que queda en 2030. Yo me voy en 2031. El día que abra la última válvula le voy a decir a Milei: ‘lo hicimos’”, expresó.

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El Gobierno extendió hasta junio la bonificación adicional del 25% en las tarifas de gas y fijó un nuevo porcentaje de descuento para la electricidad, ambas medidas destinadas a los hogares inscriptos en el Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

La medida se implementó a través de la Resolución 121/2026 de la Secretaría de Energía, publicada este jueves en el Boletín Oficial con la firma de su titular, María Carmen Tettamanti.

El Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados, creado en diciembre de 2025 con el objetivo de unificar y reorientar los subsidios energéticos hacia los sectores de menores ingresos, reemplazó al sistema anterior de subsidios generalizados y establece bonificaciones diferenciadas según el nivel socioeconómico de los usuarios.

Las entidades de bien público, clubes de barrio y de pueblo, y otras organizaciones sin fines de lucro también quedan alcanzadas por las bonificaciones previstas en la resolución.

Gas: se mantiene el 25% de bonificación extraordinaria

Para los usuarios de gas natural y gas propano indiluido por redes beneficiarios del SEF, la resolución prorroga al mes de junio la bonificación adicional del 25% que ya había estado vigente en mayo. La justificación oficial apunta al aumento de la demanda por las bajas temperaturas y a la mayor necesidad de importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y combustibles alternativos, cuyos precios están expuestos a la volatilidad internacional.

Esta bonificación extraordinaria se suma a la general que el régimen SEF ya contempla en forma permanente, según lo establecido en el decreto que creó el sistema a fines de 2025.

Electricidad: sube levemente el porcentaje adicional

En el caso de la energía eléctrica, la medida reemplaza el descuento adicional del 10,67% que estaba previsto para junio por uno levemente mayor: 11,97%, aplicable sobre un consumo base de 300 kilovatios hora (kWh) mensuales para usuarios residenciales. El ajuste busca compensar, parcialmente, el mayor uso de calefacción eléctrica en los hogares durante los meses fríos.

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La reciente escalada del conflicto en Oriente Medio ha impulsado el precio del petróleo a superar los 100 dólares por barril, reavivando la discusión sobre la seguridad energética a nivel global. Sin embargo, este aumento en los precios no ha logrado revertir la tendencia a la baja en las inversiones del sector petrolero, que continúan disminuyendo a favor de proyectos en electricidad y energías renovables.

El informe anual de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) revela que para 2026, el 60% de la inversión total en energía se destinará a iniciativas eléctricas, mientras el petróleo sigue perdiendo protagonismo incluso en medio de esta crisis energética histórica.

Según la AIE, la inversión mundial en energía alcanzará 3,4 billones de dólares en 2026, un ligero aumento respecto a los 3,3 billones del año anterior. De esta cifra, 2,2 billones se dirigirán a redes eléctricas, renovables, almacenamiento, energía nuclear, electrificación y eficiencia energética. En contraste, los hidrocarburos captarán 1,2 billones, apenas superior a los 1,1 billones de 2025, con notables diferencias entre petróleo, gas y carbón.

“Lo más notable es que aunque los precios del barril llevan de forma casi ininterrumpida por encima de los 100 dólares desde que Estados Unidos e Israel lanzaron los ataques contra Irán el 28 de febrero, eso no va a corregir la tendencia a la baja de la inversión en petróleo de los dos ejercicios precedentes y se quedará esta vez por debajo de los 500.000 millones de dólares (frente a 570.000 millones en 2025)”, explicó la AIE. Esto implica una caída del 12,3% en la inversión petrolera para este año.

La agencia atribuye esta reducción a la incertidumbre geopolítica y a la percepción generalizada de que los precios actuales son temporales. Grandes empresas energéticas y fondos de inversión consideran que el mercado se estabilizará una vez que se recuperen las reservas estratégicas y se normalicen las exportaciones desde el golfo Pérsico.

Esta situación refleja una transformación profunda en el sector energético, donde los inversores apuestan por el crecimiento ligado a la electrificación más que al consumo de combustibles fósiles. La expansión de vehículos eléctricos, el aumento de centros de datos relacionados con inteligencia artificial y la digitalización industrial están impulsando la demanda eléctrica mundial a un ritmo sin precedentes. En palabras del director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol, “el mundo está entrando en la era de la electricidad”.

Birol también calificó la actual crisis energética como “la mayor de la historia, más grande que todas las anteriores juntas”, y subrayó que las inversiones futuras dependerán de la confianza, priorizando la autosuficiencia y el desarrollo de energías renovables.

Mientras el petróleo pierde atractivo, el gas natural se posiciona como uno de los principales beneficiarios de la crisis. La inversión en gas llegará a 330.000 millones de dólares en 2026, el nivel más alto en una década, impulsada por grandes proyectos de gas natural licuado (GNL) en Estados Unidos y Catar que buscan asegurar el suministro internacional ante las tensiones geopolíticas.

El carbón también muestra un repunte inesperado, con inversiones que alcanzarán los 180.000 millones de dólares, la cifra más alta desde 2012. China concentra cerca del 70% de esta inversión, debido a la aprobación de nuevas plantas para garantizar la estabilidad eléctrica ante las restricciones en petróleo y gas. India se consolida como el segundo mayor inversor en carbón tras triplicar su gasto en la última década.

En contraste, la infraestructura eléctrica se convierte en el principal destino del capital energético global. Las inversiones en renovables rondarán los 665.000 millones de dólares, con 365.000 millones destinados a proyectos solares, aunque en términos de costos la caída en precios de tecnologías como los paneles fotovoltaicos explica parte de esta cifra, no una reducción en la instalación.

El crecimiento más significativo se observa en las redes eléctricas, que recibirán 550.000 millones de dólares, un aumento del 20% respecto al año anterior, y en sistemas de almacenamiento eléctrico con baterías, que superarán los 100.000 millones.

Fatih Birol advirtió que la guerra en Oriente Medio está redefiniendo las políticas energéticas globales y enfatizó que “la regla de oro es la diversificación”, ya que los países buscan disminuir su dependencia de un solo proveedor, combustible o tecnología.

El conflicto ha provocado daños significativos en infraestructuras energéticas de la región. Más de treinta instalaciones, entre refinerías, plantas petroquímicas y terminales de gas, han sufrido daños moderados o severos, incluyendo dos plantas de licuefacción en el complejo catarí de Ras Laffan, cuya reparación podría tardar años.

Además, el transporte marítimo ha sido afectado con una veintena de petroleros impactados por misiles o drones desde el inicio del conflicto, generando pérdidas por decenas de miles de millones de dólares.

Los productores del Golfo Pérsico ya exploran rutas alternativas para reducir su dependencia del estrecho de Ormuz, como la construcción o ampliación de oleoductos que permitan asegurar sus exportaciones.

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Tango Energy completó la adquisición del 100% del capital accionario de Aconcagua Energía tras la transferencia del 7% restante que mantenían los fundadores Diego Trabucco y Javier Basso. La operación, formalizada en 2026, cierra una reorganización que se inició en 2025 y posiciona a Tango Energy, bajo la dirección del ex CEO de YPF Pablo Iuliano, como un actor clave en la explotación no convencional en Vaca Muerta.

La Comisión Nacional de Valores (CNV) fue informada de esta transferencia mediante un comunicado oficial donde se detalló que “Javier Basso y Diego Trabucco han transferido la totalidad de su tenencia accionaria en la sociedad, que a la fecha representa el 7% del capital social y de los votos de la sociedad, a Tango Energy, accionista controlante de la sociedad, con excepción de dos acciones adquiridas por Pablo Iuliano, director y CEO de la sociedad”.

Con la compra también se produjo una renovación en el directorio: la Asamblea de Accionistas aceptó las renuncias de Diego Salaverri y Santiago García Mirra, vinculados a los socios salientes, y designó a Andrés Ponce como director titular y a Mariana Urquiola como directora suplente.

El ingreso de Tango Energy a Aconcagua no fue sencillo. La compañía atravesó una crisis financiera profunda, con una deuda cercana a $447.604 millones, equivalente al 99% de sus activos y casi 17 veces su patrimonio neto. Para enfrentar esta situación, contrató asesores financieros y legales y comenzó un proceso de reestructuración integral.

Este proceso inició en julio de 2025 con un acuerdo de inversión que contemplaba una capitalización de US$36 millones y un cambio en el control societario, condicionado a la reestructuración de al menos el 90% de la deuda financiera y comercial. Un mes después, la compañía concretó un canje de obligaciones negociables con una adhesión cercana al 96%.

Paralelamente, la asamblea aprobó un aumento de capital mediante la emisión de más de 26,6 millones de acciones ordinarias Clase A, suscriptas íntegramente por Tango Energy, lo que representó una inversión de $12.138 millones. Así, el capital social pasó de $2 millones a $28,5 millones.

En declaraciones previas, Pablo Iuliano destacó: “Creo que los fundamentos de la compañía son sólidos. Tiene buenos bloques convencionales y, sobre todo, un gran potencial no convencional, que es el foco de mi carrera en los últimos 15 años. Esa fue la razón principal por la que decidí volver al ruedo”.

Respecto a las acciones inmediatas, señaló: “En los últimos meses se dejaron de realizar muchos trabajos de mantenimiento. Pensamos reactivar esos pozos y poner en marcha equipos parados. También trabajaremos en mejorar la eficiencia y, en el mediano plazo, en técnicas como la recuperación secundaria o asistida, muy comunes en campos maduros”.

Antes de la adquisición, Aconcagua Energía operaba 14 concesiones hidrocarburíferas en Río Negro, Neuquén y Mendoza, con 638 pozos activos. Bajo la nueva gestión, la empresa inició su incursión en el segmento no convencional, obteniendo tres concesiones en Vaca Muerta —Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque— que abarcan más de 150.000 acres. Tango Energy posee el 50% de estos derechos, mientras que Vista Energy controla el restante 50%.

La fase piloto de estas concesiones contempla la perforación de seis nuevos pozos con una inversión inicial de US$66 millones, con actividades previstas para la primera mitad de 2027. A cinco años, la empresa estima alcanzar una producción de 60.000 barriles diarios.

Este objetivo es significativo en el contexto de Vaca Muerta, donde la capacidad de producción diaria es un indicador clave para los grandes operadores. Con el respaldo de Trafigura, uno de los mayores traders de commodities a nivel global, y Vista Energy, Tango Energy cuenta con acceso tanto a capital como a canales de comercialización necesarios para el desarrollo del negocio no convencional.

Además, la provincia aprobó mediante decreto las concesiones no convencionales en sociedad con Vista Energy, y Tango Energy planea invertir entre 200 y 250 millones de dólares por año para potenciar la formación en Río Negro.

Mientras tanto, Neuquén alcanzó una producción récord de 629.000 barriles por día y aspira a superar el millón en el corto plazo. Otras provincias como Chubut y Santa Cruz registran producciones significativas, respaldadas por incentivos estatales que en algunas zonas resultan más favorables que en otras.

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Durante los primeros cuatro meses de 2026, Vaca Muerta experimentó un notable aumento en su actividad de fractura hidráulica, alcanzando un total de 9.714 etapas de fractura. Esta cifra representa un incremento del 23% respecto al mismo período del año anterior, cuando se registraron 7.913 operaciones, según datos recopilados por Luciano Fucello, presidente de la Fundación Contactos Petroleros.

Este crecimiento se da en un contexto de producción récord para la provincia de Neuquén, que en abril alcanzó 628.924 barriles diarios de petróleo. Este volumen es un 3,13% superior al de marzo y supera en un 36,18% el nivel de abril de 2025. En el acumulado de los primeros cuatro meses del año, el aumento interanual llega al 32,37%. Cada etapa de fractura consiste en la inyección de agua, arena y aditivos a alta presión para liberar hidrocarburos atrapados en la roca, por lo que más fracturas se traducen directamente en mayor producción.

En cuanto a las empresas que lideran esta actividad, YPF se posiciona como la principal operadora con el 45% del total, sumando 4.431 etapas de fractura. Le sigue en segundo lugar Pluspetrol, que ha incrementado su presencia tras adquirir activos de ExxonMobil y contabilizó 1.190 operaciones. El tercer lugar lo ocupa Vista Energy, propiedad de Miguel Galuccio, con 975 fracturas.

Otras compañías con actividad significativa incluyen a Tecpetrol (699 etapas), Pampa Energía (647) y Pan American Energy (605). Por debajo de las 500 se encuentran Shell (446), TotalEnergies (426), Phoenix Global Resources (182) y Chevron (113).

En el sector de servicios, Halliburton lidera con 4.378 etapas, lo que equivale al 44% del total, seguida por SLB con 2.428 fracturas. Tenaris y Calfrac completan la lista con 1.307 y 1.149 operaciones respectivamente, mientras que SPI, empresa creada por Pluspetrol tras adquirir activos de Weatherford, registró 452 fracturas.

Respecto a los bloques más activos en Vaca Muerta, el área La Caverna, operada por YPF, encabeza el ranking con 1.152 etapas de fractura. Le siguen Lajas Este con 927 y La Amarga Chica con 833, este último operado por YPF con participación de Vista Energy y que busca desafiar el liderazgo histórico de Loma Campana, que contabilizó 714 fracturas y se mantiene entre los cinco más activos.

Además, Bajo del Choique, adquirido por Pluspetrol, completó 738 operaciones y se perfila como uno de los proyectos con mayor proyección en la cuenca neuquina. Otros bloques destacados en el top ten son Fortín de Piedra (Tecpetrol, 558), Bajada del Palo Oeste (Vista Energy, 497), Rincón de Aranda (Pampa Energía, 477), La Calera (Pluspetrol, 452) y Aguada Pichana Este (TotalEnergies, 426).

Con un total de 25 bloques fracturados en los primeros cuatro meses y una proyección anual cercana a las 28.000 etapas, Vaca Muerta se encamina a cerrar 2026 como el año de mayor actividad de fractura en su historia. Este crecimiento se sostiene en la combinación de nuevas operadoras ampliando su escala, empresas de servicios consolidadas y una competencia creciente entre bloques para posicionarse como los más productivos.

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El gobernador Rolando Figueroa inauguró la obra de ampliación de la capacidad de suministro eléctrico para Senillosa, una infraestructura estratégica destinada a fortalecer el abastecimiento energético y acompañar el crecimiento de la demanda durante los próximos 20 años.

La obra demandó una inversión superior a los 9 millones de dólares y beneficiará de manera directa a más de 4.500 usuarios residenciales, comerciales y productivos de Senillosa y Arroyito, permitiendo una mejora sustancial en la calidad y confiabilidad del servicio eléctrico.

“Es muy importante la obra que estamos inaugurando hoy, es muy importante para poder pensar no sólo en Senillosa que está creciendo, sino que ya tenemos que ir haciendo las obras para esta provincia que va a tener un millón de habitantes. Nos tenemos que preparar porque en 2030 Neuquén va a ser una provincia distinta”, aseguró el gobernador durante su discurso inaugural.

“En un país que no inaugura hace años represas, en el próximo mes vamos a estar inaugurando la represa de Nahueve. Es otro pasito más que estamos dando para que le demos más seguridad a toda la provisión en el Norte neuquino. Fíjense qué obras importantes que estamos haciendo, y las estamos haciendo con una empresa provincial”, agregó.

Por su parte, el intendente de Senillosa, Lucas Páez expresó: “Es importante decir que esta obra tiene una capacidad máxima para abastecer 60.000 habitantes. No solamente los 22.000 actuales”, dijo y afirmó: “Está pensada en el desarrollo de lo que va a ser el Senillosa del 2030”.

“No solamente viene a resolver la situación actual eléctrica, sino que estamos pensando en el desarrollo de nuestra ciudad y pensando en las generaciones que vienen”, agregó.

El presidente del EPEN, Mario Moya aseguró que “esta obra va a cambiar el destino de Senillosa”. “Esta subestación representa una capacidad instalada de 10 MVA y una posibilidad de ampliar a otros 10 MVA más. Tengamos en cuenta que el consumo actual de la localidad ronda los 4 MVA”, detalló.

“Hicimos 20 kilómetros de línea de 33 kilovoltios que unen esta subestación con Arroyito, además de mejorar también el sistema de distribución dentro de la localidad. No solamente eso, sino que dejamos previsto también para todo el desarrollo que está teniendo la localidad”, explicó.

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El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, se reunió con el presidente de Pecom, Luis Perez Companc, en las instalaciones de la compañía, en el marco de la recorrida que el empresario realizó por el yacimiento Manantiales Behr y del plan de inversiones de más de USD 200 millones que la empresa prevé desarrollar en la provincia durante los próximos 18 meses.

Participaron de la actividad el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge “Loma” Ávila; el CEO de Pecom, Horacio Bustillo; el director de Operaciones de Upstream de la firma, Jorge López Kessler; y el director de Relaciones Institucionales, Federico Monarca.

Durante la reunión, el titular de Pecom ratificó el compromiso de la empresa como inversor de largo plazo, con el objetivo de desarrollar las áreas que actualmente opera en la provincia: El Trébol-Escalante, Cañadón Perdido-Campamento Central y Manantiales Behr.

Asimismo, desde la compañía destacaron la importancia de sostener una mesa permanente de trabajo junto a los gremios y el Gobierno provincial, para analizar los distintos proyectos y avanzar en su implementación.

Al respecto, Torres destacó “el compromiso de una empresa con la que venimos trabajando en una agenda conjunta a mediano y largo plazo, en un contexto complejo a nivel nacional donde resulta indispensable avanzar con planificación y transparencia para fortalecer el potencial productivo de nuestra provincia”, y ratificó que la llegada de Pecom “es un caso de éxito y representa no solo inversión y confianza en Chubut, sino también la reactivación de una actividad fundamental para la economía provincial”.

Por otra parte, el titular del Ejecutivo puso en relieve que, durante el encuentro mantenido con Luis Perez Companc, “abordamos la agenda de inversiones de la compañía en nuestra provincia, reafirmando un plan de trabajo que prevé crecimiento, desarrollo y más puestos de trabajo para el sector”.

A partir de la salida de YPF y el posterior desembarco de Pecom en Chubut, “se pudo avanzar en un traspaso ordenado, donde todas las partes asumieron la responsabilidad de sostener la actividad y terminar con la incertidumbre laboral de muchas familias”, expresó el Gobernador, agregando que “vamos a seguir trabajando para garantizar inversiones y un compromiso productivo reflejado en una articulación público-privada que hace muchos años no se veía en Chubut”.

Inversiones previstas por más de USD 200 millones

Actualmente, Pecom opera tres yacimientos en la provincia del Chubut: El Trébol-Escalante, Cañadón Perdido-Campamento Central y Manantiales Behr.

En conjunto, las áreas superan los 35.000 barriles diarios de producción, mientras que la empresa avanza simultáneamente en un plan de inversiones superior a los USD 200 millones para los próximos 18 meses.

El modelo de desarrollo de la compañía prioriza una gestión orientada al desarrollo de reservas, maximizando el valor de los activos y extendiendo la vida útil de los campos. Para ello, combina la expansión de proyectos de recuperación terciaria y el desarrollo de nuevas áreas, con perforación de nuevos pozos y un ambicioso plan de intervenciones de workover (WO).

Los resultados ya pueden observarse en las áreas El Trébol-Escalante y Área Central, cuya producción creció un 12% desde que Pecom asumió la operación, con una proyección estimada de cerrar 2026 un 20% por encima del nivel inicial.

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El Gobierno nacional oficializó la incorporación de un nuevo parque solar fotovoltaico al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que se desarrollará en San Carlos Centro, provincia de Santa Fe. La medida fue publicada en el Boletín Oficial mediante la resolución 120/2026 de la Secretaría de Energía.

Este proyecto, denominado Parque Solar Fotovoltaico San Carlos Centro, contará con una potencia instalada de 150 megavatios y estará ubicado en el departamento Las Colonias. Su conexión al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se realizará a través de una nueva estación transformadora de 132 kV, que se vinculará con la línea de alta tensión San Carlos-María Juana, bajo la jurisdicción de la Empresa Provincial de la Energía (EPE).

La autorización permite a la empresa Industrias Juan F. Secco S.A. operar como agente generador dentro del sistema eléctrico nacional, lo que implica la posibilidad de comercializar energía en el mercado mayorista. Según la resolución, Cammesa confirmó que la compañía cumplió con los requisitos técnicos necesarios para su ingreso, aunque debe finalizar la instalación de equipamientos relacionados con sistemas de comunicaciones y monitoreo operativo.

El proyecto ya cuenta con la aprobación ambiental otorgada por el gobierno de Santa Fe. En mayo de 2026, la Secretaría de Coordinación de Transformación Digital provincial validó el estudio de impacto ambiental. Además, el expediente fue publicado oficialmente en enero sin recibir objeciones.

La resolución establece que, en caso de que la incorporación del parque solar genere sobrecostos o problemas operativos para otros actores del sistema eléctrico, dichos gastos serán responsabilidad de la empresa desarrolladora.

Con 150 MW de potencia instalada, este emprendimiento se posiciona como uno de los desarrollos solares de mayor escala impulsados en Santa Fe. Se suma así al crecimiento de inversiones en energías renovables y a la generación eléctrica limpia en la región, contribuyendo a la transición energética nacional.

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Las ventas de combustibles al público volvieron a caer en abril y profundizaron una tendencia negativa que ya acumula tres meses consecutivos de retroceso interanual en la Argentina. Según datos relevados por la Secretaría de Energía en base a información aportada por las compañías petroleras, durante el cuarto mes del año se comercializaron 1.333.298 metros cúbicos, por debajo de los 1.365.814 registrados en el mismo período de 2025, lo que representó una baja del 2,38%.

La retracción también se observó frente al mes anterior. En comparación con marzo, el volumen total expendido disminuyó un 1,98%, aunque el informe aclaró que abril tuvo un día menos de actividad, ya que marzo contó con 31 jornadas y abril con 30.

El comportamiento del mercado continuó mostrando diferencias según el tipo de combustible. Los productos premium mantuvieron resultados positivos, aunque con un crecimiento más moderado respecto de los meses anteriores. La nafta premium registró un aumento interanual del 0,76%, mientras que el gasoil Grado 3 avanzó 5,85%.

La situación fue diferente en los combustibles tradicionales y de mayor volumen dentro del parque automotor argentino. La nafta súper retrocedió 1,63% frente al mismo mes del año pasado y el diésel Grado 2 sufrió una caída mucho más pronunciada, con una baja del 9,96%.

Crecen los premium mientras cae el consumo tradicional

Desde el sitio especializado Surtidores.com señalaron que “aunque más moderada, la tendencia de crecimiento en el consumo de combustibles Premium continúa creciendo”, mientras que las variedades tradicionales siguen mostrando descensos sostenidos en la demanda.

El informe del medio remarca además que la caída en el consumo de diésel Grado 2 “se repite un nuevo mes, pero con descensos más pronunciados”, consolidando un cambio gradual en la composición del mercado de combustibles.

En el desglose por provincias, Buenos Aires volvió a liderar el ranking nacional con 468.312 metros cúbicos despachados, aunque registró una baja interanual del 1,89%. Córdoba quedó en segundo lugar con 141.750 metros cúbicos y una caída del 5,74%, mientras que Santa Fe ocupó el tercer puesto con 106.571 metros cúbicos y una leve suba del 0,04%.

Entre las jurisdicciones con mejor desempeño aparecieron San Juan, con un crecimiento del 4,12%; Neuquén, con una mejora del 3,08%; y Tucumán, que avanzó 2,88%. En contraste, Corrientes registró la caída más fuerte del país con una baja del 10,01%, seguida por Formosa y Santa Cruz.

La evolución de las ventas también modificó el posicionamiento de las empresas petroleras. YPF fortaleció su liderazgo y se convirtió en la única compañía con resultados positivos durante abril, al alcanzar 746.648 metros cúbicos comercializados y un incremento interanual del 1,79%.

Por último, Shell registró una caída del 8,58% y totalizó 294.978 metros cúbicos vendidos. Axion Energy mostró una retracción del 3,89%, mientras que Puma Energy encabezó las bajas entre las principales firmas del mercado, con un descenso del 10,61% en comparación con abril de 2025.

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El subsesecretario de Hidrocarburos de la Nación, Federico Veller, afirmó que el país atraviesa “una transformación profunda” sustentada en la desregulación, la apertura económica y la confianza en la iniciativa privada.

Durante su exposición en la Cumbre de Estaciones de Servicio ante más de 700 referentes de la industria, el funcionario defendió el rumbo impulsado por el Gobierno nacional y remarcó que el objetivo principal de la gestión es abandonar décadas de intervención estatal para construir un escenario más competitivo y atractivo para las inversiones, informó el sitio Surtidores.

Federico Veller y Federico Sturzenegger marcaron la agenda oficial, mientras petroleras, operadores y proveedores aprovecharon el encuentro para debatir inversiones, operación y nuevas oportunidades de negocio.

“Argentina está viviendo una transformación profunda en materia energética. Una transformación que parte de una convicción: el Estado no puede ni debe sustituir al sector privado. Su función es garantizar reglas claras, estabilidad y libertad para invertir”, afirmó Veller.

El funcionario consideró que las políticas aplicadas durante años sobre el mercado de combustibles generaron distorsiones que afectaron la capacidad de crecimiento del sector y limitaron el desarrollo tecnológico. 

“Durante décadas, la intervención y el control político de los precios distorsionaron el sistema energético. Hoy estamos corrigiendo eso”, sostuvo.

Según explicó, la administración nacional busca recuperar “la lógica económica que da sustento a la inversión” para fortalecer toda la cadena de valor hidrocarburífera. 

En ese marco, destacó el desempeño alcanzado por la balanza energética argentina, que durante 2025 registró un superávit histórico de 8.700 millones de dólares.

“El sector energético en general y el hidrocarburífero en particular se consolidó como uno de los grandes motores de la economía argentina”, señaló. 

Además, proyectó que este año el saldo positivo superará los 10.000 millones de dólares, consolidando una fuente clave de estabilidad económica en un escenario internacional marcado por tensiones geopolíticas y volatilidad financiera.

Uno de los puntos centrales de su presentación estuvo relacionado con la decisión oficial de no intervenir sobre el mercado de combustibles frente a los recientes movimientos internacionales del precio del petróleo. 

“No pusimos un barril criollo, no intervinimos en el mercado ni obligamos a las empresas a hacer tal o cual cosa. Actuamos así porque estamos convencidos de que el sector privado es el que sabe cómo encontrar el equilibrio”, expresó.

Para Veller, las compañías son quienes poseen el conocimiento técnico y comercial necesario para tomar decisiones eficientes. “Son quienes conocen al mercado y quienes van a tomar las mejores decisiones”, remarcó.

El subsecretario también puso el foco sobre el proceso de simplificación regulatoria que el Gobierno viene impulsando desde el inicio de la gestión. En ese sentido, indicó que durante los últimos dos años y medio se eliminaron numerosas normativas que, según definió, representaban obstáculos burocráticos para la actividad privada.

“Desde la secretaría de energía estamos convencidos que tenemos un sólido ecosistema de Estaciones de Servicio, y consideramos que después de años de una fuerte intervención estatal, es momento de que ustedes sean los nuevos protagonistas de esta etapa. Por eso quitamos un montón de trabas y capas de regulaciones que finalmente complicaban la vida al sector privado, que es quien invierte y genera trabajo”, manifestó.

El panel sectorial marcó una agenda urgente: bajar presión impositiva, revisar tasas viales, ordenar comisiones electrónicas, simplificar trámites y preparar las bocas de expendio para nuevos servicios.

Entre las medidas más relevantes, remarcó la habilitación del autodespacho de combustibles, considerada por el funcionario como “la desregulación más simbólica” dentro del sector. El esquema permite que las Estaciones de Servicio implementen surtidores de autoservicio de manera parcial o total, además de decidir libremente en qué horarios operar bajo esa modalidad.

“Esto significa darle libertad a las Estaciones de Servicio en un contexto de profundo avance tecnológico”, afirmó. Según explicó, el nuevo sistema también permitirá ampliar horarios de atención y reducir costos operativos, especialmente en establecimientos ubicados en zonas donde actualmente existen limitaciones comerciales.

El funcionario defendió además la implementación de Estaciones de Servicio móviles como una alternativa para garantizar abastecimiento en localidades alejadas o con infraestructura deteriorada. “La medida permite que lugares del interior donde muchas estaciones dejaron de operar cuenten con una solución segura, moderna y de rápida instalación”, señaló.

En paralelo, destacó la resolución 277/2025, que eliminó regulaciones vinculadas al almacenamiento aéreo de hidrocarburos. La normativa derogó un régimen vigente desde 2005 y reemplazó antiguos mecanismos administrativos por un sistema basado en estándares internacionales, declaraciones juradas técnicas y controles estatales más ágiles.

“Reemplazamos un viejo sistema de formularios, auditorías innecesarias y controles superpuestos por un esquema transparente y eficiente”, explicó.

Directivos de YPF, Raízen, AXION energy y PUMA Energy señalaron que el futuro del sector exigirá menos dependencia del surtidor y más desarrollo de tiendas, cafetería, tecnología y consumo adicional.

“Lo quitamos para hacerle la vida más fácil a cada uno de ustedes, para que puedan dedicarse a lo importante, que es brindar un servicio de calidad”, argumentó.

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Ferrari presentó oficialmente el Ferrari “Luce”, el primer vehículo 100% eléctrico de su historia, y generó una inmediata controversia por su diseño y su ruptura con la identidad clásica de la marca italiana. El lanzamiento se realizó en Roma, en la Vela de Calatrava de la Città dello Sport, luego de tres años de desarrollo y una campaña de adelantos parciales.

El modelo marca el ingreso formal de Ferrari al segmento de autos eléctricos de alta gama. Sin embargo, la discusión quedó rápidamente centrada en su estética: líneas minimalistas, una carrocería muy acristalada y un color celeste que, para parte del público, lo acercan más a los superdeportivos chinos de nueva generación que a los tradicionales deportivos italianos de motor V8 o V12.

El diseño fue desarrollado junto al estudio “LoveFrom”, encabezado por Jony Ive, exresponsable del diseño de los iPhone en Apple. La influencia del diseñador británico aparece en una silueta limpia y futurista, con superficies continuas, ausencia de agresividad visual y una propuesta más cercana al diseño tecnológico que al lenguaje histórico de Ferrari.

Más allá de la polémica estética, el Luce representa uno de los desarrollos técnicos más ambiciosos de la compañía. El vehículo utiliza cuatro motores eléctricos, uno por rueda, que entregan una potencia total de 1.055 caballos y 990 Nm de torque. Con esa configuración, acelera de 0 a 100 km/h en 2,5 segundos y alcanza una velocidad máxima de 310 km/h.

La batería fue integrada en el piso del vehículo y utiliza una arquitectura de 800 voltios. Tiene una capacidad de 122 kWh, está compuesta por 210 celdas distribuidas en 15 módulos y admite cargas ultrarrápidas de hasta 350 kW. Ferrari estima una autonomía cercana a los 530 kilómetros, aunque la homologación definitiva todavía sigue en proceso.

Un auto que rompe con todo el estereotipo Ferrari

El Luce también rompe con la tradición de Ferrari por su formato. Tiene cinco plazas, cuatro puertas y un baúl de 597 litros, convirtiéndose en el primer modelo eléctrico y el segundo vehículo familiar en la historia moderna de la marca. Su estructura alcanza más de cinco metros de largo y supera las dos toneladas de peso.

Para compensar esas dimensiones, Ferrari desarrolló un nuevo chasis que incrementa un 25% la rigidez flexional y un 35% la torsional respecto de modelos anteriores. La batería funciona además como parte estructural del vehículo, una solución utilizada en plataformas eléctricas de última generación para mejorar estabilidad y comportamiento dinámico.

En el apartado técnico aparecen suspensiones activas en las cuatro ruedas, dirección trasera, vectorización de torque y un sistema de frenado regenerativo capaz de recuperar hasta un 50% más de energía respecto de los híbridos previos de la compañía. El sistema “FLOW” distribuye automáticamente el par entre las ruedas para optimizar tracción y eficiencia.

El interior combina tecnología y lujo con una interfaz basada en cuatro pantallas OLED desarrolladas junto a Samsung Display. El vehículo incluye además un sistema de sonido de 3.000 watts con 21 parlantes y una llave fabricada en Gorilla Glass con pantalla E Ink integrada.

Ferrari también trabajó especialmente el apartado sonoro, uno de los puntos más sensibles para los fanáticos de la marca. En lugar de recrear artificialmente el rugido de combustión, el Luce utiliza sensores y acelerómetros para captar las vibraciones reales de los motores eléctricos y amplificarlas dentro del habitáculo.

La compañía defendió públicamente la decisión de avanzar hacia una nueva identidad estética y tecnológica. John Elkann, presidente de Ferrari, sostuvo durante la presentación que el Luce “no es una respuesta al cambio”, sino una decisión deliberada para liderar la próxima etapa de la industria automotriz.

Pese a las críticas en redes sociales y foros especializados, Ferrari confirmó que toda la producción prevista para 2027 ya fue vendida. El precio base supera los 550.000 euros y puede aumentar considerablemente con las opciones de personalización, una de las características históricas de la marca italiana.

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Genneia firmó un acuerdo de financiamiento con el BID Invest, con el objetivo de impulsar la construcción de nuevos parques solares y de sistemas de almacenamiento con baterías, por un primer tramo de USD 185 millones, pero que puede ser ampliable a USD 320 millones, según anunciaron en un comunicado.

Esta inversión le permitirá a Genneia, empresa que cuenta con el 23% del total de la potencia instalada de energías renovables en nuestro país, facilitar la ejecución de 4 Parques Solares: en Cuyo, el PS San Rafael de 180 MW de potencia, y el PS San Juan Sur de 129 MW; mientras que en la provincia de Buenos Aires son el PS Lincoln y el PS Junín, ambos de 20 MW de potencia cada uno. En ese sentido, el préstamo también permitirá que la empresa avance en la instalación de un sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) de 40 MW en el nodo Maschwitz, en la provincia de Buenos Aires, optimizando así la estabilidad de la red frente a los picos de demanda.

Respecto al financiamiento, la compañía energética informó que, en un primer tramo, el acuerdo es por USD 185 millones, en el marco de una estructura ampliable hasta USD 320 millones, que cuenta con plazos de vencimiento de entre 7 y 15 años. “Este acuerdo no sólo consolida el liderazgo de Genneia en la transición energética, sino que se posiciona como un catalizador fundamental para la competitividad industrial y el crecimiento del sector minero en regiones estratégicas”, sostuvo la compañía.

Un aspecto clave de este acuerdo es que el enfoque está puesto en el norte argentino. BID Invest, miembro del grupo Banco Interamericano de Desarrollo especializado en el sector privado de América Latina y el Caribe, brindará asistencia técnica y económica para apoyar estudios de proyectos de transmisión eléctrica vinculados con nuevas inversiones en minerales críticos, como el litio y el cobre.

Esta infraestructura “es esencial para poder desarrollar proyectos mineros en la Puna y la región andina que operen con energía limpia y competitiva, reduciendo la huella de carbono de las exportaciones argentinas y cumpliendo con las crecientes exigencias de sostenibilidad de los mercados globales”, manifestó Genneia en el comunicado.

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Los precios internacionales del petróleo registraron una notable tendencia a la baja durante la jornada financiera de este lunes 25 de mayo en los mercados energéticos globales. Los futuros del crudo de referencia estadounidense West Texas Intermediate (WTI) retrocedieron más de un 5 por ciento para cotizar en torno a los 91 dólares por barril de hidrocarburo.

El desplome de los indicadores comerciales se produjo luego de que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, afirmara que un acuerdo político con la República Islámica de Irán se encuentra prácticamente negociado.

Este tratado preliminar contempla de forma prioritaria la reapertura del estrecho de Ormuz, vía marítima por donde transita aproximadamente el 20 por ciento del comercio mundial de crudo.

A pesar del optimismo inicial en los mercados de valores, analistas de firmas financieras internacionales señalaron que los precios de los suministros de energía se mantendrán elevados a largo plazo. Los expertos explicaron que la reactivación total de las operaciones portuarias en el golfo Pérsico tardará varios meses debido a los daños estructurales sufridos durante el conflicto regional.

Especialistas del sector energético calculan que el proceso de normalización de la importante ruta de navegación marítima podría prolongarse por un periodo de entre tres y seis meses de trabajo técnico. Sin embargo, una resolución diplomática inmediata permitiría liberar de golpe cerca de 100 millones de barriles de crudo que permanecen varados en embarcaciones de carga.

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El Gobierno nacional junto con autoridades de Santa Cruz dieron un paso importante para la reactivación del complejo hidroeléctrico compuesto por las represas Cóndor Cliff y La Barrancosa, ubicadas sobre el río Santa Cruz. Durante el pasado fin de semana, funcionarios realizaron una visita técnica para evaluar el estado actual de las obras y avanzar en la nueva etapa administrativa del proyecto.

La recorrida incluyó inspecciones en diferentes sectores de la obra, reuniones de trabajo y recorridos por los campamentos, donde se prevé reanudar la actividad en los próximos meses. Desde la provincia destacaron que estas centrales representan una obra estratégica, tanto por su aporte a la matriz energética nacional como por el impacto económico regional que generará.

El ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, subrayó la importancia de que el proyecto impulse la creación de empleo genuino para los santacruceños, enfatizando la aplicación de la Ley 90/10 para la contratación local. Según Álvarez, “el crecimiento de la provincia debe estar acompañado por empleo genuino para los santacruceños”. Además, vinculó la continuidad de las obras con el acuerdo financiero entre Argentina y China, fundamental para sostener el desarrollo de las centrales.

La visita estuvo encabezada por una comitiva nacional integrada por Vicente Heredia, director nacional de Obras Hídricas; Liliana Guerrero, directora nacional de Aprovechamiento Multipropósito; Magali Montedoro, directora de Políticas y Programación; y otros funcionarios y asesores técnicos, junto al diputado nacional Jairo Guzmán. Por Santa Cruz participaron, además de Álvarez, Emilio Rivera, secretario de Recursos Hídricos, y Gastón Farías, secretario de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero.

Uno de los cambios más relevantes en esta nueva etapa es la transferencia de la responsabilidad de las represas desde ENARSA a la Subsecretaría de Recursos Hídricos del Ministerio de Economía. Esta medida, oficializada en abril mediante el Decreto 238/2026, busca centralizar la gestión para lograr una administración más eficiente y un mejor control de los fondos públicos. El decreto también restablece los nombres originales de las obras, Cóndor Cliff y La Barrancosa, eliminando las denominaciones previas que homenajeaban a figuras políticas.

Hasta ahora, ENARSA tenía a su cargo la ejecución del proyecto desde 2017, pero con el traspaso, la Subsecretaría de Recursos Hídricos asumirá todas las facultades y obligaciones, incluyendo el contrato de obra y sus adendas. La Secretaría de Energía coordinará con ENARSA la transferencia ordenada de funciones para garantizar una transición eficiente.

El complejo hidroeléctrico, parte del Programa Nacional de Obras Hidroeléctricas, cuenta con una potencia instalada de 1.740 MW. La licitación fue adjudicada en 2013 a la UTE conformada por Electroingeniería, China Gezhouba Group Company Limited e Hidrocuyo, con un financiamiento principal de más de US$4.700 millones otorgado por bancos chinos en 2014.

Desde su inicio, el proyecto ha atravesado renegociaciones contractuales, cambios de jurisdicción, modificaciones en su denominación y reestructuraciones financieras, además de períodos de paralización parcial y revisiones ambientales que modificaron el cronograma original. La reactivación actual busca superar estos obstáculos para retomar el ritmo de obra y consolidar el aporte energético y económico para la región.

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La Corte Suprema de Justicia rechazó una demanda colectiva presentada por la Asociación de Superficiarios de la Patagonia (ASSUPA) contra varias compañías petroleras que operan en la Cuenca Neuquina, entre ellas YPF, Chevron, Pan American Energy, Pluspetrol, Total Austral, Vista Oil & Gas y Pampa Energía. La acción judicial, que se extendió por más de dos décadas, buscaba acreditar un daño ambiental colectivo asociado a la actividad hidrocarburífera en Vaca Muerta.

El tribunal consideró que no se logró demostrar de forma concreta la existencia de contaminación interjurisdiccional ni perjuicios ambientales específicos vinculados a la explotación petrolera en la región. En su fallo, la Corte cuestionó la presentación por su “vaguedad e imprecisión”, señalando que la demanda se basó en hipótesis generales en lugar de evidencias palpables.

Los jueces Horacio Rosatti, Silvina Andalaf Casiello, Rocío Alcalá y Luis Renato Rabbi Baldi Cabanillas indicaron que “la prueba ofrecida por la actora no persigue la corroboración de circunstancias fácticas, sino que pretende una investigación sobre las conjeturas formuladas en la demanda”.

Asimismo, la Corte remarcó que ASSUPA pretendía que las pericias judiciales determinaran posteriormente la ubicación de los focos contaminantes y la responsabilidad de cada empresa, lo que evidenció la imposibilidad de precisar “circunstancias de tiempo, modo y lugar” de los hechos denunciados.

El tribunal recordó que en resoluciones previas había subrayado la necesidad de aportar estudios técnicos o pruebas ambientales que permitieran demostrar una “verosímil afectación” con alcance interjurisdiccional, pero la asociación se limitó a denunciar de manera generalizada la contaminación de suelos, aguas y aire sin identificar casos concretos.

El fallo también destacó que vincular de forma amplia toda la actividad hidrocarburífera con un daño ambiental colectivo “constituye un vano esfuerzo” para probar que la contaminación excedía los límites provinciales. La demanda solicitaba que las petroleras implementaran medidas integrales de recomposición ambiental, crearan un fondo especial para restauración y adoptaran acciones preventivas para evitar nuevos daños en Vaca Muerta.

Finalmente, la Corte concluyó que no existían las condiciones necesarias para avanzar a una nueva etapa procesal, dado que no se pudo identificar un daño ambiental colectivo susceptible de reparación judicial. Por la complejidad jurídica del caso, las costas fueron distribuidas en el orden causado. En el proceso también participaron el Estado nacional y las provincias de Buenos Aires, La Pampa, Mendoza y Neuquén.

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En abril de 2026, la provincia de Neuquén alcanzó un nuevo récord en producción de hidrocarburos gracias a Vaca Muerta, con un promedio diario de 628.924 barriles de petróleo. Esto representa el 67% del total producido en Argentina, es decir, dos de cada tres barriles del país provienen de esta región, que además aporta el 58% del gas nacional.

Los números oficiales, basados en datos de la Secretaría de Energía, indican un crecimiento del 3,13% en comparación con marzo de 2026 y un aumento interanual del 36,18% respecto a abril de 2025. En el acumulado de los primeros cuatro meses del año, la suba fue del 32,37%.

Este progreso en la producción también se refleja en las exportaciones energéticas, que sumaron 1.554 millones de dólares en abril, lo que implica un incremento del 85,9% en un año. Según el informe del Indec, la balanza energética fue responsable del 52% del superávit comercial récord registrado en ese mes.

En Neuquén, la producción no convencional domina el sector hidrocarburífero. En petróleo, los recursos no convencionales alcanzaron 610.664 barriles diarios, equivalente al 97,10% del total provincial. En gas, la cifra fue de 91,65 millones de metros cúbicos diarios, representando el 90,57% de la producción local.

El aumento mensual del petróleo se debió principalmente a mayores volúmenes en las áreas de El Trapial Este, La Angostura Sur I, Bajada del Palo Este, La Amarga Chica y Narambuena. Entre abril de 2025 y 2026, la producción acumulada creció un 34,10%.

Las compañías que lideraron la extracción de petróleo en la provincia fueron YPF con 319,7 mil barriles diarios, seguida por Vista con 79,2 mil barriles, Shell con 33,0 mil barriles y Pan American Energy con 27,0 mil barriles, entre otras.

En cuanto al gas, la producción provincial alcanzó 101,19 millones de metros cúbicos diarios en abril de 2026, mostrando una leve caída del 0,08% respecto a marzo, pero un aumento interanual del 10,91%. En el acumulado anual, el crecimiento fue del 5,94%.

Dentro del gas no convencional, el shale gas aportó 82,75 millones de metros cúbicos diarios, lo que equivale al 81,78% del total provincial, y el tight gas sumó 8,90 millones, con una participación del 8,79%. En términos de producción acumulada por área, Fortín de Piedra lideró con 40.650 millones de metros cúbicos, seguido por Aguada Pichana Este, La Calera y Aguada Pichana Oeste.

El impacto positivo también se reflejó en la balanza comercial del país, que en abril de 2026 registró un superávit récord de 2.711 millones de dólares. Las exportaciones totales alcanzaron 8.914 millones de dólares, un crecimiento del 33,6% interanual, mientras que las importaciones disminuyeron un 4% respecto al mismo mes de 2025.

El Indec señaló que el aumento exportador se debió a “un alza de 20,6% en las cantidades exportadas y de 10,8% en los precios”. Por su parte, la reducción de importaciones se atribuyó a una caída del 7,7% en las cantidades compradas, pese a un incremento del 4,1% en los precios.

El economista Nadin Argañaraz explicó que la balanza energética en abril mostró un resultado favorable de 1.402 millones de dólares, con exportaciones por 1.554 millones e importaciones por 152 millones. Además, destacó que en el primer cuatrimestre del año el saldo comercial mejoró en 1.175 millones de dólares respecto a 2025, impulsado por un aumento de 802 millones en las ventas y una reducción de 372 millones en las compras externas.

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Ante la disparada en el consumo de gas por la ola polar, casi 150 empresas ya sufren cortes en el suministro. Las distribuidoras suspendieron el suministro de gas natural a unas 130 fábricas de Córdoba y estaciones de servicio que venden Gas Natural Comprimido (GNC).

Los cortes suceden a mediados de mayo, cuando todavía las temperaturas no son tan bajas en el país. La Unión Industrial de Córdoba (UIC) se quejó de que “la industria no puede producir bajo incertidumbre diaria ni absorber sobrecostos extraordinarios derivados del uso forzado de combustibles alternativos”. Son las que tienen contratos interrumpibles en el Norte del país. 

El contrato ya tiene prevista la restricción del servicio en caso de necesidad, y ante el crecimiento de la demanda en los hogares.

La decisión se tomó por la llegada del frío, con temperaturas mínimas de 3 grados en Córdoba, para priorizar el abastecimiento de la demanda “prioritaria” (hogares, escuelas, hospitales y clubes). 

En Distribuidora de Gas del Centro ese consumo superaría los 5,7 millones de m3 diarios sobre el fin de esta semana.

Si bien son habituales las restricciones en el abastecimiento de gas para usuarios que tienen contratos interrumpibles -y pagan un menor costo- en invierno.

El Gobierno dejó de lado la planificación energética y entregó al sector privado la decisión de cuánto y a qué precio ejecutar las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir los faltantes de suministro en invierno.

Por eso en mayo solamente llegaron dos cargamentos de gas licuado y en junio vendrán otros 9, con costos que la industria considera excesivos. 

El sector fabril pagará 21,50 dólares por millón de BTU por el gas importado y no tendrá ayuda del Estado para hacer frente a ese aumento en los costos.

El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, respondió frente a eso que “el sector privado es mucho más eficiente y está en juego su dinero, y a su dinero lo cuidan”.

Con la voluntad oficial no solo de cuidar la caja sino también de que sean los privados quienes tengan la gestión del sector energético, por segunda vez en 2026 el sistema tiene que atravesar una etapa de cortes de gas. La anterior vez había sido a fines de abril.

Se espera que en junio, con mayor cantidad de gas disponible (un barco de GNL llegará a Escobar cada 3 días) se normalice el sistema, pero dependerá del comportamiento climático.

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Los usuarios de gran parte de Ciudad de Buenos Aires se vieron afectados por un apagón masivo producto de una explosión de un transformador que provocó un incendio en la subestación de Parque Centenario de Edesur. Ante esto, más de 100 mil usuarios se quedaron sin luz cerca de las 4 de la mañana y actualmente hay cinco mil.

Los barrios más perjudicados son Caballito, Villa Crespo, Almagro y La Paternal. Según los datos del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), el pico se dio cerca de las 4:35 con más de 110 mil afectados de Edesur y más de 600 con Edenor.

Al menos tres dotaciones de Bomberos Voluntarios se acercaron para controlar el fuego de la subestación ubicada en la intersección de las calles de Ramos Mejía y Machado. La zona se encuentra con fuerte presencia policial por haber sido un incendio de gran magnitud.

“Tras maniobras realizadas por nuestros equipos técnicos, ya se recuperó el servicio para más del 70% de los clientes inicialmente afectados“, informó Edesur. Los Bomberos logaron apagar las llamas y no se registraron heridos. Según el personal del SAME, ninguno de los vecinos requirió atención médica.

Desde las 6:30 se empezó a normalizar el servicio de manera paulatina, pero no dieron detalles exactos de cuándo podría volver el suministro eléctrico en su totalidad.

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Las bajas temperaturas que afectan a distintas regiones del país provocaron un aumento significativo en el consumo de gas natural, que se ubicó un 20% por encima del promedio del año anterior. Esta situación generó una fuerte presión sobre el sistema energético nacional, impulsando a las distribuidoras a implementar restricciones en el suministro de gas destinadas a industrias y estaciones de GNC.

La medida, vigente desde comienzos de esta semana y sin fecha definida para su levantamiento, apunta a asegurar el abastecimiento en sectores prioritarios como hogares, escuelas y hospitales. En particular, afecta a aquellas empresas que cuentan con contratos de suministro interrumpible, modalidad que permite suspender el servicio ante emergencias climáticas o incrementos excepcionales de la demanda.

Actualmente, la demanda total de gas ronda los 150 millones de metros cúbicos diarios, de los cuales aproximadamente 70 millones corresponden a usuarios residenciales e instituciones esenciales. Cabe destacar que cerca del 30% del consumo se concentra en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

En la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, la mayoría de las estaciones de servicio mantienen contratos firmes, por lo que se espera que la restricción no afecte de manera significativa a los automovilistas, a diferencia de otras provincias donde el impacto es mayor.

Según datos oficiales de Enargas, la demanda prioritaria escaló a 67 millones de metros cúbicos diarios, marcando un aumento respecto a los 54,3 millones registrados en la misma semana de 2025. Este crecimiento se vincula directamente con una temperatura media actual inferior a la del año pasado.

Para fortalecer la oferta energética, la empresa estatal Enarsa coordinó la llegada de dos barcos con gas natural licuado al buque regasificador ubicado en Escobar y lanzó una licitación para la adquisición de otros nueve cargamentos previstos para el mes siguiente. Sin embargo, la incorporación de estos volúmenes importados generó críticas desde el sector productivo debido al aumento en las tarifas.

La cámara de agroexportadores Ciara-CEC expresó formalmente su descontento ante las autoridades, solicitando explicaciones sobre la diferencia en los precios establecidos por el Estado. En respuesta, el secretario coordinador de Energía, Daniel González, intentó calmar las preocupaciones del sector y afirmó: “Nos vamos a asegurar de que cuando tomemos el invierno completo, el costo total no sea mayor al que hubiéramos tenido con el sector privado”.

Con la llegada del invierno y la previsión de un consumo en ascenso, tanto el Gobierno como el sector energético mantienen un monitoreo constante para garantizar la continuidad del suministro en los hogares y sectores esenciales, priorizando el uso eficiente del gas disponible.

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En abril, la balanza energética fue responsable del 52% del saldo positivo en el intercambio comercial, favorecida por un aumento en las exportaciones y una significativa reducción de importaciones, en un contexto de auge sectorial y precios internacionales elevados.

Según el economista Nadin Argañaraz, la balanza energética registró un superávit de USD 1.402 millones durante ese mes, sustentado en exportaciones por USD 1.554 millones e importaciones por solo USD 152 millones.

En el primer cuatrimestre de 2026, el saldo mejoró USD 1.175 millones respecto al mismo periodo del año anterior, producto de un incremento en las ventas externas por USD 802 millones y una reducción en las compras al exterior por USD 372 millones.

El informe detalla que el efecto cantidad aportó USD 1.155 millones adicionales, mientras que el efecto precio sumó USD 20 millones al saldo neto del sector energético durante estos primeros cuatro meses del año.

En detalle, la disminución en el precio de la energía importada permitió un ahorro de USD 84 millones, complementado con un ahorro extra de USD 288 millones debido a la menor cantidad de importaciones. Por otro lado, el efecto precio en las exportaciones generó una pérdida de USD 65 millones, compensada ampliamente por un aporte de USD 867 millones por aumento en la cantidad exportada.

Durante abril, las exportaciones totales de bienes alcanzaron un récord para ese mes con USD 8.914 millones, un aumento interanual del 33,6%. Esto impulsó la balanza comercial a un superávit de USD 2.711 millones, el mayor para un abril, manteniendo un saldo favorable por 29 meses consecutivos, según el informe del Indec sobre Intercambio Comercial Argentino (ICA).

El comercio total, que incluye exportaciones e importaciones, llegó a USD 15.118 millones en abril, lo que representa un incremento del 15,1% respecto al mismo mes de 2025. Las importaciones descendieron un 4%, totalizando USD 6.204 millones.

La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) proyecta que, con un crecimiento sostenido en la producción de crudo y gas, Argentina podría alcanzar exportaciones por USD 41.758 millones hacia 2035.

El presidente de CEPH, Carlos Ormachea, destacó: “Históricamente el aumento de precios internacionales se transformaba en un déficit creciente para la Argentina. Hoy, sin embargo, potencia el superávit de la balanza comercial”.

El estudio de CEPH resalta que Argentina atraviesa una ventana estratégica debido a la evolución de la demanda global. Mientras se espera que la demanda de petróleo crezca hasta mediados de la próxima década y luego descienda gradualmente, el consumo de gas natural prevé incrementos hasta 2050 gracias a la sustitución del carbón en la matriz energética mundial.

“Por primera vez en la historia disponemos de recursos para abastecer la demanda local y, a la vez, conformar una plataforma de exportación a gran escala destinada a abastecer la demanda mundial”, afirma el informe.

En paralelo, las inversiones en el sector continúan en ascenso. Recientemente, YPF solicitó su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar con el proyecto LLL Oil, considerado uno de los mayores planes de exportación petrolera en la historia argentina.

La petrolera estima que la inversión alcanzará USD 25.000 millones en los próximos 15 años, convirtiendo a LLL Oil en la iniciativa más importante presentada bajo el RIGI. Se proyectan 1.152 pozos perforados y un plateau de producción de 240.000 barriles diarios a partir de 2032, con todo el crudo destinado exclusivamente a la exportación a través de VMOS.

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Un grave accidente se produjo el miércoles por la tarde en la zona de Chachahuén Sur, a 340 kilómetros al sur de Malargüe, Mendoza, donde explotó un camión cisterna en una base petrolera. La tragedia terminó con la vida de dos trabajadores petroleros.

El siniestro tuvo lugar cerca de las 19:35, cuando el camión cisterna, propiedad de la empresa TSB, sufrió una explosión en medio de la llanura que caracteriza a la llamada Vaca Muerta mendocina, un área clave para la producción hidrocarburífera de la región.

Las víctimas fueron identificadas como Sergio Adrián Sanchuc, de 47 años, quien falleció en el lugar, y Gastón Antonio Andrada, de 40 años, quien fue trasladado de urgencia a un centro asistencial en Rincón de los Sauces, Neuquén, pero murió minutos después debido a la gravedad de sus heridas.

Al llegar al sitio, las fuerzas policiales entrevistaron al supervisor de planta, quien relató haber escuchado una fuerte explosión seguida de la aparición de una nube de gas. Los agentes confirmaron la muerte de uno de los operarios y la gravedad del estado del otro, que finalmente no pudo sobrevivir.

La localidad de Pata Mora, situada en el límite con Neuquén, está estrechamente vinculada con la actividad petrolera y minera. Actualmente, la región atraviesa un proceso de reinversión con el objetivo de convertirse en un gran parque industrial y polo logístico dentro de la Vaca Muerta mendocina.

La investigación sobre las causas de esta explosión y la muerte de los trabajadores está siendo liderada por la Unidad Fiscal de Malargüe, que continúa recabando información para esclarecer los hechos.

Comunicado de la empresa TSB S.A.

“Ante el lamentable hecho ocurrido en el día miércoles, alrededor de las 19:00 horas, en el área de operaciones de Chachahuén Sur, en la zona de Pata Mora, Cía. TSB S.A. expresa su más profunda solidaridad y acompañamiento a las familias afectadas en este difícil momento”.

“Para la compañía, la integridad y seguridad de las personas constituyen una prioridad absoluta. Hemos activado de manera inmediata los protocolos de contingencia, disponiendo un equipo interdisciplinario abocado exclusivamente a brindar la asistencia integral, contención emocional y humana que las familias requieran”.

En este marco, destacaron que se encuentran abocados a la investigación y que se activaron los protocolos internos de asistencia y contención para los familiares.

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Con la llegada de las bajas temperaturas y el aumento del consumo de gas en los hogares durante el invierno, miles de usuarios argentinos están buscando confirmar si todavía mantienen activo el subsidio en las tarifas de servicios públicos.

La aplicación Mi Argentina permite verificar en pocos pasos si una persona continúa recibiendo el beneficio tanto para la luz como para el gas.

Para verificar si el beneficio del subsidio al gas continúa vigente, primero es necesario descargar la aplicación Mi Argentina desde App Store o Play Store y generar un usuario con contraseña.

Una vez dentro de la plataforma, el usuario debe ingresar a la sección “Trámites”, donde aparecerán sus datos personales y el estado actual de los subsidios correspondientes a luz y gas.

Si en ambos servicios figura “sí” junto al período vigente, no deberían existir cambios en la facturación relacionada con los subsidios energéticos.

En caso de que el beneficio no aparezca activo, también es posible iniciar el trámite de inscripción o actualización desde la misma plataforma oficial.

Qué requisitos se deben cumplir

Pueden acceder al subsidio los hogares que cumplan determinadas condiciones económicas y patrimoniales.

Entre los principales requisitos aparecen los siguientes:

• No superar ingresos por $4.303.391
• Tener menos de dos propiedades
• Contar con vehículos de más de tres años de antigüedad
• Declarar correctamente la composición familiar

Muchas familias pueden modificar su situación económica tras una pérdida de empleo o una reducción de ingresos y quedar habilitadas para recibir asistencia estatal.

Para anotarse o actualizar datos, los usuarios deben completar el formulario oficial, declarar ingresos del hogar y enviar la solicitud bajo carácter de declaración jurada.

También existen canales de atención presencial y telefónica para realizar consultas sobre el estado del subsidio y el proceso de inscripción.

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El Gobierno nacional logró avanzar en la Cámara de Diputados con el proyecto que modifica el régimen de Zonas Frías y restringe el acceso al subsidio al gas natural en distintas regiones del país. La iniciativa obtuvo media sanción y ahora deberá ser debatida en el Senado.

La propuesta impulsada por el oficialismo apunta a reducir el alcance del beneficio que desde 2021 alcanzó a millones de hogares incorporados al esquema de descuentos en las tarifas de gas.

El proyecto mantiene la bonificación plena únicamente para la Patagonia, la Puna y el departamento mendocino de Malargüe. En el resto de las zonas incorporadas durante la ampliación de 2021, el subsidio quedaría limitado solo a usuarios considerados vulnerables.

De acuerdo con datos oficiales mencionados durante el debate parlamentario, unos 1,6 millones de hogares podrían perder el beneficio automático en caso de que la reforma avance definitivamente en el Congreso.

La votación terminó con 132 votos afirmativos, 105 negativos y 4 abstenciones. El oficialismo consiguió respaldo de bloques aliados y de gobernadores provinciales tras negociaciones que incluyeron promesas de compensaciones energéticas para provincias del norte argentino.

Qué provincias podrían verse afectadas

La reforma del Gobierno, si se termina aprobando en la cámara de senadores, impactaría sobre municipios y departamentos de 15 provincias que actualmente forman parte del esquema ampliado de Zonas Frías o que sufrirían cambios en el cálculo del subsidio.

Las provincias provincias argentinas alcanzadas por el posible recorte al subsidio del gas son:

• Buenos Aires
• Córdoba
• Santa Fe
• Mendoza
• San Juan
• San Luis
• Neuquén
• Río Negro
• Chubut
• Santa Cruz
• La Pampa
• Tierra del Fuego
• Jujuy
• Salta
• La Rioja

Según el texto debatido en Diputados, en muchas de estas jurisdicciones dejaría de existir el descuento automático y el beneficio quedaría reservado únicamente para hogares con ingresos inferiores a tres Canastas Básicas Totales o incluidos dentro del esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

Además, el subsidio ya no se aplicaría sobre el total de la factura sino únicamente sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), lo que reduciría el impacto del descuento incluso para quienes continúen dentro del régimen.

Durante el debate, legisladores de distintas provincias cuestionaron el alcance de la medida y advirtieron por posibles aumentos en las boletas de gas durante el invierno. Desde la oposición calificaron el proyecto como un “tarifazo” encubierto, mientras que el oficialismo defendió la iniciativa con el argumento de avanzar hacia subsidios “más focalizados”.

En Córdoba, por ejemplo, el gobierno provincial sostuvo que más de 680 mil usuarios podrían perder el beneficio automático. En Santa Fe y Buenos Aires también hubo cuestionamientos por el impacto que tendría la quita del subsidio sobre hogares de ingresos medios.

Según estimaciones mencionadas en informes citados durante el tratamiento legislativo, algunos usuarios residenciales podrían enfrentar aumentos cercanos al 100% en sus facturas de gas si quedan fuera del esquema vigente de Zonas Frías.

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La ciudad de Brownsville, en Texas, será el escenario del proyecto energético más importante de las últimas décadas en Estados Unidos, con la construcción de una refinería valorada en USD 300.000 millones. Este megaproyecto es impulsado por America First Refining en conjunto con Reliance Industries Limited, el mayor conglomerado privado de la India.

Esta será la primera refinería de petróleo construida en suelo estadounidense en más de 50 años, un hito que anticipa importantes transformaciones en la cadena de suministro energética y en la posición global de Estados Unidos en el mercado de hidrocarburos.

La planta procesará exclusivamente petróleo ligero de esquisto, principalmente extraído de la Cuenca del Pérmico, con el objetivo de disminuir la dependencia del crudo importado y reforzar la seguridad energética nacional. Las obras están programadas para comenzar en el segundo trimestre de 2026.

La capacidad inicial de la refinería será de 50.000 barriles diarios en 2027, con planes de ampliación que permitirán alcanzar hasta 160.000 barriles por día. Toda la producción será comprada por Reliance Industries durante al menos 20 años, según un contrato que proyecta un volumen de negocio total de USD 300.000 millones en ese lapso.

Este emprendimiento generará un impacto económico significativo en la región, con la creación estimada de más de 10.000 empleos directos e indirectos, además de estimular el desarrollo de infraestructura, servicios logísticos y comercio local. Reliance aportará su experiencia técnica y capacidad logística, basada en su operación en el complejo de Jamnagar, India.

Un aspecto innovador del proyecto es la utilización de energía basada en hidrógeno para los procesos industriales, lo que permitirá fabricar algunos de los combustibles más limpios del país. Este enfoque responde a la creciente presión mundial por reducir la huella de carbono y modernizar la industria energética, alineándose con las tendencias de transición energética global.

La elección de Brownsville se debe a su ubicación estratégica en la costa del Golfo, donde se encuentran ocho de las diez refinerías más grandes de Estados Unidos. Su acceso a aguas profundas facilita la importación de equipamiento de gran tamaño y la exportación eficiente de productos terminados, optimizando los flujos comerciales y fortaleciendo a Texas como un núcleo energético clave.

El acuerdo entre America First Refining y Reliance Industries crea un puente energético entre Estados Unidos e India, con repercusiones comerciales y tecnológicas. Este vínculo asegura la colocación de la producción y la transferencia de mejores prácticas, contribuyendo a fortalecer la competitividad de Texas en un entorno global de transición hacia fuentes más limpias.

De acuerdo con datos de la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos, la capacidad de refinación nacional había permanecido estancada en las últimas cinco décadas, mientras la demanda global de combustibles refinados sigue en aumento. La incorporación de esta refinería representa un avance sin precedentes para la infraestructura energética del país.

El contrato de suministro a largo plazo ofrece previsibilidad en la colocación de combustibles, reduciendo la volatilidad en los mercados internacionales y garantizando ingresos sostenidos para la economía regional. Además, la planta impulsará la producción interna de petróleo de esquisto y abrirá oportunidades para exportar a mercados emergentes.

Con la incorporación de tecnología de punta y un enfoque en sostenibilidad, la refinería se posiciona como una de las más avanzadas en Estados Unidos en términos ambientales, contribuyendo a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y al cumplimiento de compromisos internacionales.

La puesta en marcha de la primera fase está prevista para 2027, consolidando a Brownsville como un centro energético estratégico dentro del país. A mediano y largo plazo, la refinería fortalecerá la seguridad energética nacional y disminuirá la dependencia de importaciones, marcando un nuevo capítulo en la matriz energética estadounidense.

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La Agencia Internacional de Energía (AIE) ha emitido una fuerte advertencia sobre la situación del mercado energético global, anticipando un déficit de petróleo sin precedentes para 2026. Este escenario se debe principalmente al conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán, que ha impactado gravemente la oferta y la logística del crudo a nivel mundial.

Uno de los puntos críticos es el estrecho de Ormuz, una vía marítima vital para el transporte energético. Las restricciones al paso de barcos petroleros en esta zona continúan, generando pérdidas millonarias y dejando fuera del mercado aproximadamente 14 millones de barriles diarios. La AIE indica que las pérdidas de suministro de los países del Golfo ya superan los 1.000 millones de barriles.

Inicialmente, la AIE proyectaba un superávit de 410.000 barriles diarios para 2026, pero ahora estima que la oferta global quedará 1,78 millones de barriles diarios por debajo de la demanda durante el próximo año. Esta situación mantendrá al mercado petrolero bajo una fuerte presión al menos hasta finales del tercer trimestre de 2026, incluso si el conflicto llegara a su fin a comienzos de junio.

La agencia prevé que, para el segundo trimestre de 2027, el déficit podría alcanzar los 6 millones de barriles diarios. El escenario base supone una reapertura gradual del tránsito en el estrecho de Ormuz a partir del tercer trimestre de 2026, lo que podría permitir un modesto superávit y cierta recuperación de las reservas globales hacia finales del año.

Mientras tanto, los inventarios mundiales de petróleo continúan disminuyendo. Solo entre marzo y abril, las reservas se redujeron en 246 millones de barriles. La AIE advierte que esta caída puede aumentar la volatilidad de los precios, especialmente durante la temporada de mayor consumo en el hemisferio norte.

Ante esta crisis, los países miembros de la AIE activaron en marzo la mayor liberación coordinada de reservas estratégicas en la historia, contemplando un total de 400 millones de barriles. Hasta el momento, se han liberado cerca de 164 millones de barriles para mitigar la escasez.

La guerra también ha provocado una caída significativa en la producción mundial de petróleo, que la AIE estima en 3,9 millones de barriles diarios para 2026, muy por encima del recorte previo de 1,5 millones que se esperaba antes del conflicto.

Además, la agencia ha reducido la previsión de demanda global de crudo para este año, anticipando una caída de 420.000 barriles diarios, frente a una disminución de apenas 80.000 barriles proyectada antes de la escalada del conflicto. Según la AIE, los altos precios, la desaceleración económica y las medidas de ahorro energético ya están impactando el consumo.

“Los sectores petroquímico y aeronáutico son actualmente los más afectados, pero los precios más altos, un entorno económico más débil y las medidas de ahorro de demanda impactarán cada vez más en el uso de combustibles”, señaló la agencia.

Paralelamente, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) también ha ajustado a la baja su estimación de demanda para 2026, aunque mantiene una perspectiva menos negativa y prevé crecimiento del consumo global durante el año. No obstante, la producción conjunta de la alianza OPEP+, que incluye a Rusia, sigue muy por debajo de los niveles necesarios para equilibrar el mercado.

En abril, el bloque produjo 33,19 millones de barriles diarios, una cifra inferior a la de marzo, afectada por las complicaciones derivadas del conflicto y las restricciones en el estrecho de Ormuz.

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El proyecto del gasoducto dedicado Tratayén–San Antonio Oeste representa un paso decisivo para consolidar a la provincia como nodo energético nacional, integrando la producción de Vaca Muerta con la costa atlántica y los mercados internacionales.

La audiencia se desarrollará desde las 9 en el gimnasio municipal “Sebastiana Antenao” y constituye una instancia central para que la comunidad acceda a la información, exprese opiniones y realice aportes antes de la toma de decisiones.

La obra permitirá ampliar la infraestructura existente, garantizar el abastecimiento de gas para desarrollos productivos y exportadores, y generar nuevas oportunidades de inversión, empleo y crecimiento para la región. En particular, acompañará iniciativas vinculadas al GNL en el Golfo San Matías, fortaleciendo el perfil productivo de Río Negro.

En paralelo, el proceso de evaluación ambiental avanza con controles técnicos en territorio, que permiten analizar las condiciones del entorno, anticipar impactos y asegurar el resguardo de los recursos naturales en cada etapa del proyecto.

Con esta obra, el Gobierno de Río Negro impulsa una política energética orientada al desarrollo, con reglas claras, control ambiental y participación pública, apostando a un crecimiento sostenido con beneficios concretos para las y los rionegrinos.

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Después de una sesión caliente y un extenso debate, la Cámara de Diputados le dio media sanción a la reforma del régimen de zonas frías con 132 votos a favor, 105 en contra y 4 abstenciones. De esta manera, el Gobierno se anotó un nuevo triunfo legislativo y apuntará a conseguir su aprobación definitiva en el Senado.

El proyecto impulsado por el ministro de Economía, Luis Caputo, busca reducir el alcance territorial del esquema que subsidia parte de las tarifas de gas durante el invierno. Para eso, pretende dejar sin efecto la ampliación aprobada en 2021, que incorporó municipios de la provincia de Buenos Aires, Córdoba y Santa Fe.

Si el Senado aprueba la reforma, el beneficio adicional quedaría restringido a hogares incluidos en el sistema de Subsidios Energéticos Focalizados, destinado a familias cuyos ingresos no superen el equivalente a tres Canastas Básicas Totales.

La sesión se inició luego de que el oficialismo consiguiera ajustadamente el quórum, lo que le permitió cumplir con el otro objetivo que se había propuesto que era pisar y dejar sin efecto la convocatoria para una hora más tarde que había solicitado la oposición con un temario que giraba en torno a los escándalos judiciales del jefe de Gabinete, Manuel Adorni.

La superposición de dos convocatorias a sesiones para este miércoles, generó un ida y vuelta de deliberaciones reglamentarias que insumió una hora y media de discusiones ociosas que retrasaron el tratamiento de los proyectos de ley.

Superado ese impasse, el primer proyecto que se trató fue la ley Hojarasca, que se aprobó con 138 votos positivos, 96 negativos y nueve abstenciones, y fue girado al Senado donde el Gobierno espera que obtenga la sanción definitiva.

Los cambios a la ley de zona fría

El proyecto de ley de readecuación del régimen de “zona fría” tiene como eje central la reducción del alcance geográfico del esquema de subsidios por consumo de gas, acotando el beneficio a hogares de la Patagonia, Malargüe y la Puna, consideradas de frío extremo.

La idea es retrotraer la política de subsidios a un esquema similar al que regía antes de la ley aprobada por ambas cámaras en el 2021, a instancias de un proyecto presentado por Máximo Kirchner que establecía rebajas de entre el 30 y el 50% en buena parte de las provincias del país.

Los objetivos que persigue la iniciativa, de acuerdo a la letra del proyecto, son “la reducción del déficit fiscal, la normalización financiera del sistema energético y ordenamiento de las cuentas públicas”.

Con el nuevo régimen de zona fría del Gobierno, según especificó la semana pasada la secretaria de Energía, Carmen Tettamanti, perderán el subsidio 1.600.000 usuarios, mientras que lo conservarán 1.800.000 de usuarios inscriptos en el programa de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), quienes tendrán un “descuento superior al 75%” sobre el consumo de gas en los meses de invierno.

La política seguirá vigente para hogares socioeconómicamente vulnerables (con ingresos de hasta tres canastas básicas por familia tipo, actualmente 4.3 millones de pesos), hogares con al menos un integrante con Certificado Único por Discapacidad (CUD), titulares de Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur y beneficiarios del Registro Nacional de Barrios Populares.

A partir de los cambios en el régimen de zona fría, se subsidiará el metro cúbico de consumo de gas natural y no la totalidad de la factura -que incluye el cargo fijo-, como sucede hasta ahora.

A su vez, el proyecto crea un mecanismo para condonar las deudas de distribuidoras eléctricas con CAMMESA, acumuladas durante los períodos de emergencia tarifaria

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El Gobernador Gustavo Melella estableció el nuevo esquema de subsidio de gas envasado (GLP) para la provincia, luego de un proceso de escucha activa a vecinos y vecinas beneficiarios. “Escuchamos, modificamos la propuesta y vamos para adelante. No retrocedemos cuando lo que hay que modificar es algo injusto”, afirmó.

Melella puso el foco en la equidad y en la protección de las familias con menos recursos. “No podemos mantener el subsidio para las estancias o barrios privados. El beneficio no puede ser el mismo para los desarrolladores que no garantizaron la infraestructura básica que para las familias que no tienen recursos”, ejemplificó.

La medida se concretó luego que el Ejecutivo Provincial vetará, mediante decreto N°884/26, el proyecto de ley sancionado por la Legislatura que pretendía suspender el régimen de subsidio de GLP, en el cual se trabajó en un análisis pormenorizado de la situación social y económica de los beneficiarios, así como asegurar la continuidad y permanencia en el tiempo para quienes realmente lo necesitan. Es por ello que, posteriormente, se decidieron implementar nuevas medidas en el régimen del subsidio de GLP.

Ante esto, el gobernador salió al cruce de las críticas que generó la medida e incluso mencionó que “establecimos que pueden acceder quienes tienen ingresos menores a 17 salarios mínimos. Con lo que garantizamos que ninguna familia, que lo necesite, se quede sin el subsidio”.

El nuevo régimen establece que las familias en situación de extrema necesidad podrán solicitar un adicional de 50 kilogramos sobre los 400 kilogramos ya otorgados, previo informe social que lo respalde.

En paralelo, se promueve la conexión domiciliaria a la red de gas natural, dirigido a quienes teniendo el caño frente a su casa aún no se han conectado.

Una de las posibilidades es, acceder a un crédito del BTF a tasa subsidiada de hasta 8 millones de pesos, con un período de gracia de 6 meses para comenzar a devolver el préstamo. Además, el Gobierno paga el consumo hasta $101.000 por mes, durante un año.

Además, el Ejecutivo promoverá la inversión en infraestructura sobre conexiones domiciliarias mediante iniciativa privada, en coordinación con el BTF, para adaptarse a las diversas realidades de las familias.

El Gobernador reflexionó sobre la importancia que todos los actores se involucren y garanticen los servicios en nuevos desarrollos urbanos; por eso anunció que “los urbanizadores deberán cumplir con la ley y garantizar la infraestructura básica de gas en nuevos loteos y emprendimientos habitacionales. “No pueden vender y trasladar el problema a los gobiernos. Deben cumplir antes”, sentenció.

Aquellos desarrollos que no cuenten con red de gas natural no podrán incorporar nuevos beneficiarios al subsidio provincial de GLP. “Vamos a incentivar que te conectes a la red de gas natural, pero también vamos a ser exigentes con quienes pretenden seguir eludiendo sus obligaciones”, concluyó Melella.

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El Gobierno de Río Negro realizó en Choele Choel un nuevo encuentro de desarrollo de proveedores vinculado al proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), con participación de autoridades, cámaras empresarias y referentes institucionales del Valle Medio, para acercar información clave sobre los avances de la iniciativa y las oportunidades que puede abrir para el entramado productivo regional.

La actividad se llevó a cabo la semana pasada en el Aula Magna del Centro de Especialización en Asuntos Económicos Regionales (CEAER) de Choele Choel. Fue organizada como una nueva instancia de articulación entre el sector público, el proyecto VMOS y actores locales interesados en conocer con más detalle el proceso de crecimiento que impulsa la nueva etapa energética de Río Negro. La convocatoria estuvo encabezada por CEAER, VMOS y la Secretaría de Energía y Ambiente provincial.

Durante el encuentro se desarrolló una agenda centrada en la presentación de los proyectos energéticos en la provincia, los avances del proyecto VMOS y el alcance de las obras vinculadas a las Estaciones de Bombeo 1 y 2. La jornada incluyó además un espacio de intercambio entre los participantes.

La propuesta se inscribe en las políticas públicas que lleva adelante el Gobierno de Río Negro para fortalecer la participación de los distintos actores rionegrinos, en los grandes proyectos energéticos y ampliar las oportunidades tanto para trabajadores, como proveedores  locales en las distintas regiones de la provincia. En este caso, el foco estuvo puesto en el Valle Medio, una zona con potencial para integrarse a esta nueva dinámica productiva a partir de su capacidad empresarial, comercial y de servicios.

El encuentro permitió compartir información técnica y estratégica sobre un proyecto clave para la provincia, al tiempo que generó un espacio concreto para vincular a actores locales con las nuevas demandas que puede generar el desarrollo energético. La participación de representantes de distintas localidades y sectores reflejó el interés que existe en la región por acompañar este proceso y prepararse para los desafíos que vienen.

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El Gobierno de la Provincia del Neuquén, a través del Ministerio de Energía, aprobó dos adendas a los contratos de Unión Transitoria (UT) celebrados entre Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP) y Pan American Energy SL Sucursal Argentina (PAE) para las áreas Coirón Amargo Sur Este (CASE) y Aguada Cánepa, mediante las cuales se incorporó Continental Resources Argentina Sociedad Anónima Unipersonal (Continental) a ambos proyectos. La operación se concretó a partir de la cesión del 18% de participación de PAE en cada contrato.

De esta manera, la composición de participación en los Contratos UT de Coirón Amargo Sur Este y Aguada Cánepa quedó conformada por un 10% para GyP, un 72% para PAE y un 18% para Continental. En ambas áreas, GyP continúa como titular de la concesión y Pan American Energy mantiene la operación.

Por otra parte, también se autorizó la cesión del 20% de participación de PAE a favor de Continental en la CENCH Bandurria Centro, área cuya titularidad corresponde a Pan American Energy. A partir de esta autorización, la composición quedó integrada por un 80% para PAE y un 20% para Continental, mientras que la compañía (PAE ) continuará como operadora del área.

Las medidas se realizaron en el marco de la Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 y la Ley Provincial 2453, y contaron con las intervenciones técnicas, ambientales, legales y económicas de las áreas competentes de la Provincia, que no formularon objeciones para la continuidad de los trámites.

Las decisiones adoptadas se enmarcan en la política provincial de promoción y consolidación de la actividad hidrocarburífera no convencional, garantizando continuidad operativa, previsibilidad contractual y nuevas inversiones en áreas estratégicas de la formación Vaca Muerta.

Sobre Continental Resources

Continental Resources Argentina S.A.U. es controlada por la estadounidense Continental Resources, Inc., empresa con más de 60 años de trayectoria en el sector hidrocarburífero y experiencia en el desarrollo de reservorios no convencionales.

La compañía cuenta con experiencia en perforación horizontal y en el desarrollo de técnicas de pozos múltiples desde una misma locación.

Estos nuevos ingresos en áreas hidrocarburíferas se suman a lo anunciado por el Gobierno de la Provincia del Neuquén, el 30 de diciembre de 2025, cuando se aprobó la Adenda II al Contrato de Unión Transitoria (UT) del área Los Toldos II Oeste, suscripta entre Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. y Continental Resources Argentina S.A.U.

A partir de esa modificación contractual, Continental asumió la totalidad de los derechos y obligaciones correspondientes al porcentaje de participación cedido por Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L., incorporándose a la UT con una participación del 90% y siendo designada como empresa operadora del área, mientras GyP conservó el 10% restante.

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El Sindicato de Petroleros Privados de Chubut está diseñando mecanismos para asegurar los derechos laborales en el contexto de la reorganización empresarial que afecta a la Cuenca del Golfo San Jorge. Esta reestructuración incluye traspasos de áreas, cambios de contratistas y nuevos esquemas de inversión previstos para los próximos años, todo en un marco de reforma laboral impulsada por el oficialismo libertario y sus aliados.

Durante un plenario de Comisión Directiva realizado el lunes en la sede sindical de Km. 5, el secretario general Jorge Ávila lideró la discusión sobre estos temas, además de revisar planes de inversión, conflictos en empresas de servicios y la continuidad de retiros voluntarios con reconocimiento del 120% para trabajadores con antigüedad.

El secretario adjunto, Carlos Gómez, resumió que el sindicato buscará incluir cláusulas específicas en las actas de transferencia de personal para “blindar” derechos adquiridos frente a posibles modificaciones derivadas de la reforma laboral nacional. En sus palabras, la intención es “preservar criterios históricos vinculados al cálculo indemnizatorio y la continuidad de condiciones laborales en los procesos de transición entre operadoras y empresas de servicios”.

El esquema de retiros voluntarios con un reconocimiento del 120% sigue vigente, reflejando que el sector atraviesa un proceso de reorganización y reducción de puestos de trabajo.

El reordenamiento también afecta a empresas de servicios en la Cuenca. Se destacó el caso de San Fran, donde 86 empleados con un promedio de 20 años de antigüedad aún no tienen definiciones sobre la continuidad contractual de la firma. Asimismo, el sindicato intervino en reclamos por demoras salariales en Burgwardt y mantiene negociaciones con Geopatagonia para asegurar el pago regular de salarios.

Además, Ávila se encuentra en Buenos Aires en reuniones con directivos de Petrosar para garantizar la continuidad laboral de aproximadamente 120 choferes vinculados a esa empresa.

En cuanto a inversiones, Pan American Energy planea destinar cerca de 650 millones de dólares en 2026 para proyectos de recuperación terciaria en Cerro Dragón. El cronograma contempla la incorporación de tres plantas en junio de 2026, diez más en 2027 y hasta 31 instalaciones hacia 2031, según detalló Gómez.

Respecto a la salida de PECOM como empresa de servicios en Cerro Dragón, se confirmó que 254 trabajadores serán transferidos a Manpetrol bajo el artículo 229 de la Ley de Contrato de Trabajo, lo que permite mantener antigüedad, categoría y continuidad sin indemnización. Por otro lado, PECOM desembarcará como operadora en Manantiales Behr con una primera etapa de inversiones de 110 millones de dólares en los primeros 180 días, incluyendo la incorporación de un equipo perforador, dos workover y cuatro pulling.

El sindicato también reclama la reincorporación de trabajadores desvinculados del sector de perforación de AESA y el traslado de equipos hacia Chubut. Además, destacó el programa de inversiones de CAPSA-CAPEX, con desembolsos previstos por 121 millones de dólares y la perforación de 31 pozos durante el año, junto con la evaluación de incentivos provinciales para ampliar su actividad.

Finalmente, el próximo viernes 22, Jorge Ávila asumirá formalmente su cuarto mandato al frente del sindicato petrolero. El acto contará con la presencia de dirigentes nacionales de la CGT y referentes políticos, incluidos diputados vinculados al PRO, en un gesto que el gremio interpreta como una señal de peso político. Cabe recordar que semanas atrás el sindicato se pronunció a favor de la reelección de Ignacio Torres en Chubut.

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El presidente de YPF, Horacio Marín, anunció que apunta a que desde 2028 se distribuyan dividendos a los accionistas, incluido al Estado como socio principal de la compañía debido a que tiene el 51% del paquete accionario. Además, celebró la inversión vinculada al nuevo Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por u$s25 mil millones para el proyecto LLL Oil, por lo que se convertirá en una de las iniciativas más ambiciosas de la historia en torno a la exportación de petróleo.

En diálogo con Infobae en Vivo, Marín confirmó que la compañía buscará distribuir dividendos, en línea con un pedido del mandatario Javier Milei. “A partir del 2028 nuestro objetivo es tratar de empezar a dar dividendos y que el Estado vaya a cobrar dividendos de YPF. Lo que el presidente Milei me pidió es que genere valor para los accionistas, que somos todos”, expresó.

En tanto, se refirió a la inversión anunciada por la empresa petrolera en el marco del RIGI y remarcó el nivel de actividad: “Era parte de nuestro programa de desarrollo total de Vaca Muerta. Este año vamos a estar en más de 250.000 barriles propios. El año que viene va a ser muy alta la producción y vamos a seguir creciendo hasta llegar a 600.000 o 700.000 barriles. Estamos hablando de u$s7.000 millones anuales que se van a generar en divisas”.

También destacó los envíos al exterior vinculados a LLL Oil, ya que YPF calcula que las exportaciones representarán u$s6.000 millones al año para 2032: “En estas áreas pasamos de 2.000 a 55.000 barriles en 18 meses. Con todo el desarrollo que vamos a hacer, la idea es llevarlo a 240.000 y generar exportaciones por u$s100.000 millones”.

En este marco, Marín expuso que en junio la empresa pedirá adherir el LNG en el RIGI: “Todo este desarrollo va a generar muchos puestos de trabajo. Hay muchas obras y mucho trabajo de metalmecánica, no es solamente en Neuquén. Cuando aprendés a trabajar a lago plazo, no importa lo que pasa hoy, mañana o pasado. Es ruido. Lo que hay que ver es cuán sólido es el proyecto y qué sólida es la legislación. Sin RIGI, todas estás cosas no hubieran podido hacerse, porque da seguridad jurídica y cambiaria. Por eso vienen los inversores extranjeros y también porque hay un gobierno que es business friendly“.

Inversión de US$25.000 para Vaca Muerta

El Gobierno nacional, a través del presidente de YPF, Horacio Marín, anunció el viernes una inversión vinculada al nuevo Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por u$s25 mil millones para el proyecto LLL Oil y se convertirá en uno de los más ambiciosos de la historia en torno a la exportación de petróleo, para los que prevén un ingreso de u$s100 mil millones.

El CEO de la empresa estatal compartió un comunicado, en su cuenta de X, en el que muestra el mapa de la zona donde se realizará la importante inversión y aseguró que el proyecto servirá para “acelerar el desarrollo de Vaca Muerta”. Según informó Infobae, el potencial productivo de las zonas contiguas a la reserva de hidrocarburos se potenciará y lograrán una eficiencia que permitirá competitividad a niveles internacionales.

“Se trata del programa de exportación de petróleo más importante de la Argentina y el mayor presentado bajo el RIGI”, mencionó Marín, quien dejó un mensaje en el que augura que el proyecto dará rédito a futuro. “Pero esto es mucho más que una inversión. Es el inicio de una nueva etapa. Todo lo que hicimos hasta ahora no tiene comparación con lo que viene en los próximos dos años”, subrayó.

En ese sentido, las previsiones estiman que realice la perforación de 1.152 pozos, con la intención de llegar a una producción de 240.000 barriles de petróleo por día a partir del año 2032. “Lo vamos a lograr con pasión, con la milla extra y con ejecución de excelencia. Estamos construyendo una compañía y una industria de clase mundial”, concluyó Marín.

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Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) aprobó una modificación de su estatuto social para incorporar formalmente la prestación y comercialización de servicios nucleares como una nueva unidad de negocios enfocada en la exportación de servicios especializados y asistencia técnica.

La decisión fue aprobada en asamblea el pasado 13 de mayo y apunta a consolidar la presencia internacional de la empresa, además de ampliar el alcance de las capacidades desarrolladas por la industria nuclear argentina durante más de siete décadas.

La nueva unidad estará orientada a la exportación de servicios de ingeniería, mantenimiento, capacitación y provisión de soluciones para centrales nucleares de distintos países, aprovechando la experiencia acumulada por NASA en la operación de Atucha I, Atucha II y Embalse.

Según informó la compañía en un comunicado, profesionales y equipos técnicos de Nucleoeléctrica participaron en proyectos y servicios para instalaciones nucleares de Canadá, Brasil, China, Corea del Sur y España.

La empresa también desarrolló y patentó soluciones tecnológicas para centrales del tipo CANDU, que actualmente son exportadas y comercializadas en el mercado nuclear internacional.

El presidente de Nucleoeléctrica, Juan Martín Campos, afirmó que la medida “marca el inicio de una nueva etapa” para la compañía y destacó que “el mundo vuelve a mirar a la energía nuclear como una solución estratégica y sustentable”.

“Este nuevo esquema nos permite proyectar a NASA como una empresa competitiva internacionalmente y convertir el talento argentino en una plataforma de desarrollo y generación de valor”, sostuvo Campos.

El directivo señaló además que el contexto internacional presenta “una oportunidad histórica” para el país y remarcó que Nucleoeléctrica busca posicionar a la Argentina como proveedor de servicios nucleares de alta especialización.

La creación de esta unidad de negocios forma parte de la estrategia de modernización y expansión de la compañía, orientada a diversificar capacidades productivas, fortalecer su sustentabilidad y ampliar su participación en mercados internacionales vinculados a la energía nuclear y los servicios tecnológicos de alta complejidad.

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El gobernador de Córdoba, Martín Llaryora, rechazó la quita de subsidios al gas en su provincia, luego de haberse reunido con intendentes y jefes comunales: “El proyecto nacional que modifica la Zona Fría pone en riesgo a más de la mitad de la población provincial”, advirtió.

Desde sus redes sociales, explicó que esta decisión afectaría a “688 mil hogares y a más de 2,2 millones de vecinos“, al mismo tiempo en que aseguró que su modificación “podría implicar aumentos” en el costo del gas “de entre el 42% y el 100%“, sobre todo en los meses de invierno.

“Defendemos a Córdoba y a cada familia que necesita este acompañamiento para atravesar el invierno. El Régimen de Zona Fría no es un privilegio, sino una herramienta de justicia territorial y equidad tarifaria. Su eliminación afectaría directamente a familias trabajadoras, jubilados, sectores medios, hogares vulnerables, comercios, emprendedores del turismo, instituciones y comunidades locales”, indicó Llaryora.

Para finalizar, les solicitó tanto a los diputados como a los senadores nacionales que representan la provincia de Córdoba que “rechacen esta iniciativa y protejan a los vecinos” de todo el territorio provincial.

“Sostenemos nuestro compromiso con la defensa del federalismo, la equidad territorial y el acompañamiento a las familias cordobesas frente a medidas que impactan directamente en la economía de nuestra gente”, concluyó.

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Como lo anunció el Gobernador Alfredo Cornejo durante su discurso de apertura de sesiones ordinarias, el Gobierno de Mendoza avanza en una etapa central para el futuro energético de la provincia con el próximo lanzamiento de la licitación del complejo hidroeléctrico Los Nihuiles, ubicado sobre el río Atuel, en San Rafael. Como estaba estipulado, el proceso será impulsado a través de Hidroelectricidad Mendocina, empresa creada a partir de la manda legal otorgada por la Legislatura provincial a Energía Mendoza Sociedad Anónima (Emesa) para llevar adelante la nueva concesión del sistema.

La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, explicó que la empresa ya presentó la documentación necesaria para avanzar con el proceso administrativo y legal previo al llamado oficial.

“La empresa Hidroelectricidad Mendocina, creada en función de la manda legal que la Legislatura le otorgó a Emesa para licitar el complejo Los Nihuiles, ha hecho entrega de los pliegos técnicos y legales para poder avanzar en este proceso licitatorio. En los próximos días, luego de la intervención tanto de Asesoría como de Fiscalía de Estado, el Gobierno de la Provincia estará lanzando la licitación a partir de un decreto de apertura del proceso licitatorio”, sostuvo la ministra.

La nueva licitación se desarrollará luego del vencimiento de la concesión original, que fue prorrogada transitoriamente para garantizar una transición ordenada mientras se define el nuevo esquema operativo y de inversiones. El objetivo de la Provincia es avanzar hacia un proyecto “superador”, que no se limite únicamente a reparar infraestructura existente sino que incorpore tecnología actual, mejoras de eficiencia y posibilidades de expansión futura de generación.

Latorre señaló que la intención del Gobierno es impulsar una modernización integral del sistema hidroeléctrico, con una concesión de largo plazo que permita recuperar capacidad operativa, mejorar el rendimiento energético y aumentar las regalías provinciales.

Uno de los complejos más importantes de Argentina

El complejo Los Nihuiles posee una capacidad instalada cercana a 290 MW, equivalente aproximadamente al 0,7 % de la capacidad instalada total de Argentina. El sistema está integrado por tres represas, cuatro centrales hidroeléctricas y un dique compensador distribuidos a lo largo de cerca de 40 kilómetros del Cañón del Atuel, con un desnivel aproximado de 460 metros.

El aprovechamiento Nihuil I está conformado por el embalse El Nihuil, inaugurado en 1947, y la central hidroeléctrica “Ing. Juan Eugenio Maggi”, con una potencia de 75 MW.

El sistema Nihuil II incluye la presa Aisol, construida en 1969, y una central de 131,2 MW. Nihuil III está compuesto por la presa Tierras Blancas y una central de 52 MW. El complejo se completa con el embalse Valle Grande y la central Nihuil IV, de 30 MW, incorporada al sistema en 1997. Entre 1990 y 2017, el complejo registró una generación promedio anual de 838 GWh, con máximos históricos de 1.250 GWh.

El proceso licitatorio también contempla la fusión plena de Nihuil IV al esquema general del complejo para unificar la operación de todas las centrales bajo un mismo modelo de gestión.

Con esta nueva etapa, Mendoza busca consolidar un modelo energético más eficiente, moderno y sustentable, fortaleciendo la generación hidroeléctrica como uno de los pilares de la matriz energética provincial y garantizando mayor previsibilidad para futuras inversiones en infraestructura energética.

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El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las instalaciones de Santa Fe BIO, la sociedad conformada entre YPF y Essential Energy, donde avanza la instalación de un nuevo complejo de vanguardia para la producción de biocombustibles de última generación orientados a aviación (SAF- Sustainable Aviation Fuel) y al transporte (HVO) con destino al mercado local como al internacional.

Con una inversión estimada cercana a los 400 millones de dólares el proyecto pone en valor a la ex Refinería de San Lorenzo. Además, permite desarrollar nuevas cadenas de valor agroindustriales, generar nuevos empleos especializados, la integración con mercados internacionales de combustibles sostenibles y el desarrollo tecnológico y de capacidades industriales locales.

La primera fase del proyecto, actualmente en ejecución, contempla la instalación de una planta de pretratamiento de materias primas con una capacidad máxima de 250,000 tons/año, la adecuación de tanques y sistemas logísticos, así como de los servicios auxiliares requeridos para el proceso.

La segunda fase corresponde a la instalación de la biorrefinería, la cual producirá el nuevo combustible con una capacidad de procesamiento de 170.000 toneladas año. La puesta en marcha está prevista para finales de 2029.

Santa Fe Bio habilita la transformación estratégica de San Lorenzo para reconvertida de una refinería tradicional a un hub de producción de energía sustentable, consolidándose como una de las iniciativas más relevantes en Latinoamérica para la producción de biocombustibles avanzados.

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La canasta de servicios públicos para un hogar promedio sin subsidios del AMBA subió en mayo un 50% a nivel interanual y alcanzó los $249.834. El dato se desprende del estudio elaborado por el Instituto Interdisciplinario de Economía Política de la UBA y el Conicet, donde detalló que el gas (+53%) fue el que impulsó la suba, seguido por energía eléctrica (37,8%), agua (5,9%) y transporte (3%).

Por su parte, el incremento con respecto al mes previo fue del 17,5%. Todos los ajustes fueron generalizados y se deben tanto a un mayor consumo estacional como a la actualización de tarifas. Además, en todos los casos, el incremento estuvo arriba del 2,6% de inflación en abril informada por el INDEC.

Según explica el informe de IIEP, las subas “responden a la combinación de incrementos tarifarios en todos los servicios y la mayor demanda energética estacional de cara al invierno. El componente más relevante es el gas, cuya factura casi se duplica respecto de abril por el efecto conjunto de la suba tarifaria y el salto en el consumo típico de esta época del año”.

A nivel interanual, el incremento más fuerte estuvo en la factura de transporte, con un incremento del 75%, por encima del IPC estimado. Por otra parte, el gasto en agua, energía eléctrica y gas natural presentó un alza de 21%, 43% y 37% respectivamente.

Canasta de servicios públicos: el detalle de las subas

Agua: confluyen tres factores: ajuste tarifario, un día más de consumo (mayo tiene 31 días) y el nuevo tope de incremento mensual del 3% vigente desde mayo (era 4% entre enero y abril). El gasto en el servicio aumentó 5,9% respecto de abril.

Gas: en mayo el cargo fijo sube 4% y el variable 3,3%. A esto se suma el efecto de la estacionalidad en el consumo, que se duplica entre abril y mayo al dejar atrás el periodo de menor demanda del año. La combinación de ambos factores arroja un aumento de la factura del 53,3.

Energía eléctrica: el mayor consumo de cara al invierno se combina con aumentos tarifarios del 4,1% en el cargo fijo y 8,7% en el variable para usuarios sin subsidio. El resultado es un incremento del gasto del 37,8% respecto de abril.

Colectivos: las líneas de la Ciudad aumentan 5,4% (IPC de marzo 3,4% más 2% por regla indexatoria). Las líneas interjurisdiccionales, que habían subido 7,7% en abril, se mantuvieron sin cambios. El gasto total en transporte sube 3% respecto del mes anterior.

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Mendoza actualizó su Inventario de Gases de Efecto Invernadero (GEI) e incorporó herramientas de datos abiertos y tableros de consulta pública para fortalecer el acceso a la información climática y la toma de decisiones basadas en evidencia. La iniciativa se enmarca en el proceso de transición hacia una matriz energética con mayor participación de energías renovables y el desarrollo de sectores estratégicos vinculados a la transición energética, como la minería de minerales críticos, con una meta de largo plazo orientada a la carbononeutralidad (net zero).

Este trabajo permite conocer cómo evolucionaron las emisiones desde 2018 y proyectar escenarios futuros, acompañando el proceso de reducción progresiva.

El nuevo inventario no solo actualiza los datos, sino que mejora significativamente su calidad. Esto fue posible gracias al Registro Provincial de Gases de Efecto Invernadero, una herramienta impulsada por el Gobierno de Mendoza y presentada en enero, en la que 37 empresas —entre grandes industrias y pymes— aportaron información específica sobre sus emisiones, permitiendo construir un inventario basado en datos reales.

“Este inventario marca un paso muy importante porque no solo actualiza información, sino que mejora sustancialmente la calidad de los datos con los que trabajamos. Incorporar el aporte del sector productivo a través del registro provincial nos permite tener una mirada más precisa y construir políticas públicas de mitigación y adaptación mucho más efectivas, basadas en evidencia”, destacó Carla Ortega, coordinadora de Sostenibilidad del Ministerio de Energía y Ambiente.

A su vez, los resultados del inventario han sido trasladados a un sistema de visualización gráfica que permite explorar de manera sencilla y dinámica los principales datos.

Este desarrollo fue realizado por los equipos de la Coordinación de Sostenibilidad y de la Dirección de Planificación, dependiente de la Subsecretaría de Infraestructura y Desarrollo Territorial, y se obtuvo como resultado un tablero de visualización de datos público que es parte de Mendoza Inteligencia Territorial, al que se puede acceder desde este enlace.

Matías Dalla Torre, director de Planificación de la Subsecretaría de Infraestructura y Desarrollo Territorial, señaló que “uno de los desafíos centrales fue transformar una gran cantidad de datos técnicos en herramientas accesibles. El desarrollo del dashboard permite que cualquier persona pueda explorar, entender y utilizar esta información, fortaleciendo la transparencia y el uso estratégico de los datos para la toma de decisiones”.

En paralelo, la Provincia incorporó un resumen ejecutivo del inventario, elaborado por la Coordinación de Sostenibilidad a partir del documento del Área de Sostenibilidad e Ingeniería de Residuos (CEIRS) de la Universidad Nacional de Cuyo, con el objetivo de facilitar la comprensión de los resultados y acercar la información a distintos públicos.

El inventario forma parte del Plan Provincial de Respuesta al Cambio Climático, que la Provincia está elaborando, y constituye un insumo clave para su desarrollo. Este plan se estructura en un diagnóstico de mitigación —basado en el presente inventario—, un diagnóstico de adaptación y un conjunto de medidas concretas que guían la política climática para los próximos años.

Datos abiertos

En línea con los principios de transparencia y acceso a la información, la Provincia de Mendoza impulsa una política de datos abiertos, poniendo a disposición de la ciudadanía la información climática generada.

Todos los datos del Inventario de Gases de Efecto Invernadero, sus visualizaciones, el dashboard interactivo y los materiales asociados pueden consultarse de manera pública en la página oficial de la Coordinación de Sostenibilidad: https://informacionoficial.mendoza.gob.ar/energiayambiente/1370-2/

Esta iniciativa busca no solo garantizar el acceso a la información, sino también promover la participación, el control ciudadano y la toma de decisiones basadas en evidencia, fortaleciendo así una gobernanza climática más abierta, colaborativa y efectiva.

Resultados del Inventario

El Inventario de Gases de Efecto Invernadero permite identificar y cuantificar las emisiones generadas en la provincia según tipo de gas, alcance y su distribución en distintos sectores y subsectores de Mendoza. En términos generales, y según los resultados que arrojó el estudio, las emisiones están compuestas principalmente por dióxido de carbono (CO₂) y metano (CH₄), que en conjunto representan la mayor proporción del total relevado.

A la vez, el análisis sectorial muestra la participación de diferentes actividades, entre ellas la energía, el transporte, los procesos industriales y el uso de productos, así como otras fuentes vinculadas a la agricultura, silvicultura y otros usos del suelo. Este enfoque permite comprender de manera integral cómo se distribuyen las emisiones y cuáles son las características propias de cada sector.

El inventario también incorpora información técnica provista por organizaciones a través del Registro Provincial de Gases de Efecto Invernadero (RPEGEI), lo que contribuye a mejorar la calidad, el nivel de detalle y la representatividad de los datos.

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El Gobierno de Axel Kicillof criticó la intención del Gobierno nacional de avanzar sobre el fondo compensador destinado a cooperativas eléctricas y advirtió que iniciará acciones legales si la medida prospera. Además, cuestionó los cambios en la zona fría y reiteró que la Provincia es la que tiene la capacidad de definir las tarifas.

“Creo que no prosperará. Habla de la ignorancia del Gobierno. No es constitucional, no hay manera que lo hagan”, sostuvo el subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni, al ser consultado sobre el proyecto de ley que avanza en el Congreso y que busca cambios para el servicio de luz y gas en todo el país.

En conferencia de prensa en Gobernación, el funcionario explicó que el esquema actual del fondo compensador tarifario funciona desde 1996 y mediante aportes de grandes distribuidoras y cooperativas de mayor escala hacia unas cien cooperativas más pequeñas que reciben asistencia para sostener el servicio eléctrico en localidades del interior. Y que de otra manera, no podrían brindar el servicio en pequeñas localidades.

“Las 200 cooperativas llegan al 40% de la provincia. Por el Fondo reciben más que por las tarifas. Eso estaría prohibido por ley. Como también el cobro del alumbrado público, que está por ley desde 1989”, sintetizó, según replicó la agencia de noticias DIB.

“Si el pueblo al lado tiene que pagar cinco o seis veces más, lo tendrá que hacer, pero nosotros vamos a recurrir”, afirmó el Ghioni, quien acusó al Gobierno de Javier Milei de desconocer el funcionamiento del sistema eléctrico bonaerense. En ese marco, consideró que la medida responde a una lógica “ideológica” basada en que “cada uno haga lo que pueda y se salve”, sin contemplar las desigualdades entre distritos y prestadores del servicio.

Otro punto crítico del proyecto que,  la semana pasada avanzó en Diputados tiene que ver con la deuda de las distribuidoras de energía con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). Ghioni se mostró de acuerdo con la idea, pero marcó la importancia de “hacer las cuentas bien claras para definir activos y pasivos regulatorios”.

Sin embargo, marcó como sumamente grave el artículo que prohíbe expresamente incorporar conceptos ajenos al servicio en la factura final que pagan los usuarios, algo que la Justicia ya dejó sin efecto pese a las intenciones libertarias. Al respecto, el funcionario bonaerense explicó que “es inconstitucional y es un avasallamiento sobre la propia jurisdicción” porque las provincias son las que tienen la facultad de definir sus tarifas. “La autoridad ante las distribuidoras y cooperativas somos nosotros”, remarcó.

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El Instituto Consenso Federal, organización sin fines de lucro dedicada al análisis de políticas y a la capacitación, puso en marcha una campaña para defender la vigencia de los descuentos en las tarifas de gas domiciliario por zona fría, cuya modificación se debatirá en la Cámara de Diputados el miércoles 20 de mayo.

El tratamiento legislativo del proyecto PE-003/26 se realizará en la Cámara de Diputados de la Nación, luego de que el oficialismo lograra obtener el dictamen de mayoría, lo que le permite llevar la iniciativa al recinto para su discusión final.

En los argumentos de la iniciativa, el Gobierno cuestionó el régimen votado en 2021 en la Ley N°27.637, por el cual ingresaron a los beneficios en subsidios provincias como Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe, Mendoza, Salta, San Juan, San Luis, Jujuy y La Rioja. El proyecto de ley enviado por el Gobierno busca limitar la ayuda del Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas solo a las regiones históricamente incluidas, como la Patagonia, Malargüe en Mendoza y la Puna.

Según el Ejecutivo, la extensión territorial “desnaturalizó el carácter focalizado del sistema”, al incorporar zonas “sin condiciones climáticas equivalentes”, lo que derivó en “un incremento significativo del universo de beneficiarios, del costo fiscal del régimen y de la magnitud de los subsidios cruzados entre jurisdicciones”.

A su vez, el texto del proyecto establece que el subsidio por Zona Fría quedará reservado a los usuarios registrados en el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), creado por el Decreto 943 de 2025.

Mediante infografías, el Instituto se sumó al debate sobre el financiamiento del Fondo Fiduciario que sostiene los subsidios, los niveles de consumo de gas en las zonas frías y la cobertura de los descuentos en la provincia de Buenos Aires.

Sobre el financiamiento del Fondo, la organización advierte que presentó superávit en 2021, 2022 y 2023, pero apenas asumió Javier Milei entró en déficit.

En cuanto a los niveles de consumo, se demuestra -con datos- que los descuentos no constituyen privilegio alguno, sino que significan un amortiguador frente a la necesidad de consumir casi el doble de gas en las zonas frías que en regiones de temperaturas más templadas.

Finalmente, se presentan indicadores que permiten identificar el carácter focalizado, no universal ni generalizado, del beneficio en la provincia de Buenos Aires. “Los descuentos por zona fría no son un privilegio. Se trata de una medida justa que ayuda a millones de familias a afrontar el mayor consumo que exige el clima frío (94% más que en zonas templadas). No es cierto que se asignen universalmente y sin criterio. En la provincia de Buenos Aires, los descuentos en la tarifa de Gas por Zona Fría llegan a sólo 1 de cada 5 hogares. Se trata de una política muy focalizada”, detallaron.

El Director del Instituto Consenso Federal, el ex diputado nacional Alejandro “Topo” Rodríguez, es uno de los principales impulsores de los descuentos por zona fría y coautor de la Ley 27.637, que en junio de 2021 extendió los descuentos en el gas a la provincia de Buenos Aires y a otras regiones de la Argentina.

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La empresa petrolera Tango, con sede en Cipolletti y la única con todas sus operaciones en Río Negro, anunció el inicio de un ambicioso proyecto en la formación Vaca Muerta dentro de la provincia.

Su presidente, el ingeniero Pablo Iuliano, con experiencia en desarrollos no convencionales como Loma Campana y Tecpetrol, explicó que la compañía comenzará perforaciones en tres áreas estratégicas: Charco del Palenque, Entre Lomas y Jarilla Quemada. El plan piloto contempla la perforación de cuatro pozos, con una inversión inicial de 66 millones de dólares otorgada por la provincia mediante el Decreto 509/26.

En detalle, en Charco del Palenque se realizarán dos pozos horizontales de aproximadamente 2.800 metros. En las otras dos áreas, se prevé primero la perforación de pozos verticales para obtener información geológica, que luego serán horizontalizados para probar la producción de shale oil.

Aunque el inicio oficial de las perforaciones está pautado para 2027, Tango trabaja para adelantarlo a mediados de 2026, comenzando por Charco del Palenque. Actualmente, la empresa cuenta con cerca de 400 empleados, de los cuales 250 se desempeñan en el área petrolera próxima a Catriel.

Sobre el potencial regional, Iuliano destacó: “Conocemos muy bien la geología del lugar, el subsuelo de la zona”, y recordó que Entre Lomas posee alrededor de mil pozos que han atravesado Vaca Muerta para explotar objetivos convencionales más profundos.

Las concesiones tienen una vigencia de 35 años, hasta 2061, y en caso de que los resultados sean positivos, Tango estima que podría desarrollar un inventario de hasta 120 pozos en las zonas reconvertidas. La empresa posee el 50% de los derechos de explotación, mientras que el otro 50% está en manos de Vista Energy.

El éxito del piloto abriría la puerta a una inversión mucho mayor. Se proyecta perforar entre 130 y 140 pozos para alcanzar una producción de 60.000 barriles diarios, destinada principalmente a la exportación. Esta etapa de desarrollo demandaría más de 1.000 millones de dólares durante la vida útil del proyecto.

El ritmo anual previsto para sostener esa producción es una inversión entre 200 y 250 millones de dólares, con el crudo destinado a ser transportado por el oleoducto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), que conecta la zona con Punta Colorada y que entrará en servicio a fines de 2026.

Respecto a financiamiento, Iuliano adelantó que el tamaño del proyecto permitirá presentar una propuesta en el Régimen de Inversiones en Gas y Energía (RIGI), considerado clave para la viabilidad económica.

El presidente de Tango resaltó la identidad local de la empresa: “Estamos comprometidos con el desarrollo tanto de Neuquén como de Río Negro y, para nosotros, es muy importante poder generar valor en el lugar donde vivimos, cerca de las localidades donde vivimos.

”Además, Tango sostiene su producción convencional en Río Negro, con cinco concesiones que generan alrededor de 7.000 barriles diarios. Este flujo de caja es fundamental para financiar el proyecto shale. El plan para estos yacimientos incluye la perforación de 15 pozos nuevos, 65 trabajos de mantenimiento y 4 conversiones entre 2025 y 2031, con una inversión estimada de 20 millones de dólares.

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La empresa petrolera PECOM avanza con su expansión en la Cuenca del Golfo San Jorge y confirmó que próximamente comenzará a operar en el yacimiento Manantiales Behr. En ese marco, representantes de la compañía mantuvieron una reunión con el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, para presentar el plan de trabajo e inversiones previstas en la región.

El encuentro contó con la presencia del director de Relaciones Institucionales de PECOM, Federico Monarca; la referente local del área, Roxana Sandoval; y Jorge López Kessler director de Upstream de la operadora petrolera.

En ese marco, Othar Macharashvili indicó que los representantes de PECOM “nos presentaron sus planes a futuro en la región”, al tiempo que sostuvo que “la idea es trabajar en conjunto para fortalecer el vínculo con la empresa, tanto desde lo energético como en su relación con la ciudad. En ese sentido, tal como hicimos con otras operadoras, les solicitamos soporte y colaboración con todo lo relacionado al Cerro Hermitte”.

Por su parte, Federico Monarca, señaló que “le brindamos detalles al intendente acerca de nuestros planes, teniendo en cuenta la novedad relevante de que estamos próximos a desembarcar en Manantiales Behr, lo que es una muy buena noticia para la compañía. Mientras tanto, estamos trabajando en El Trébol-Escalante y Cañadón Perdido-Campamento Central”.

En esa línea, afirmó que, durante el encuentro, “pudimos repasar un poco los planes del año, tanto para las áreas en las que ya estamos, como las ideas que proyectamos en lo que respecta a desarrollo e inversiones para Manantiales Behr, una vez que podamos concretar el ingreso. Estamos muy contentos con la posibilidad de aumentar nuestra escala y crecer; nuestro modelo está dando resultados en El Trébol, donde la producción está creciendo”.

“Las expectativas son positivas, tanto para las áreas que ya operamos, donde creemos que vamos a terminar el año con un incremento de la producción del 20% respecto del nivel que teníamos cuando las tomamos, como en Manantiales Behr”, expuso.

Finalmente, Monarca puso en valor la relación con el Ejecutivo local, ya que “tenemos una mesa de trabajo permanente, con una agenda abierta para ir planteando los temas que van surgiendo”.

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Las empresas Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) y GeoPark presentaron formalmente la solicitud para adherirse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con el fin de desarrollar un ambicioso proyecto no convencional en Vaca Muerta. La iniciativa contempla una inversión superior a 1.000 millones de dólares para transformar dos áreas clave de la Cuenca Neuquina.

El plan está enfocado en las zonas Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, donde se prevé establecer un nuevo polo de producción de petróleo shale. Según los datos oficiales, la meta es aumentar la producción actual desde 1.500 barriles diarios a 20.000 barriles diarios en un plazo aproximado de tres años, multiplicando por diez la extracción en estas áreas.

Para llevar adelante este desarrollo, GeoPark propone un esquema conjunto de operación mediante un Vehículo de Proyecto Único (VPU) que integrará ambas zonas, buscando optimizar la producción y la gestión de recursos.

Este megaproyecto se suma a la oleada de inversiones energéticas que se están impulsando en Neuquén, fortaleciendo la posición de Vaca Muerta como uno de los principales centros mundiales para la producción de hidrocarburos no convencionales.

Guillermo Savasta, presidente de Gas y Petróleo del Neuquén, destacó el respaldo privado al modelo de inversiones provincial: “Se trata de otro proyecto que ratifica el acompañamiento de las empresas al modelo de inversiones propuesto por Neuquén, impulsando el crecimiento integral de la industria hidrocarburífera en la provincia”.

Asimismo, resaltó la importancia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones como un mecanismo fundamental para potenciar el desarrollo energético regional: “El RIGI se presenta como herramienta clave para consolidar inversiones y transformar recursos de Vaca Muerta en mayor producción, más infraestructura y un desarrollo regional sostenido”.

Actualmente, GyP cumple un rol estratégico como socio del sector privado, facilitando inversiones y gestionando los derechos hidrocarburíferos provinciales. Desde el gobierno de Neuquén, reiteraron su compromiso con la promoción y estabilidad fiscal para continuar impulsando proyectos vinculados tanto al petróleo como al gas en la región.

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El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó la inversión más grande dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por US$25.000 millones. La inversión será destinada al desarrollo de Vaca Muerta y generará más de US$100.000 millones en exportaciones.

“Es el inicio de una nueva etapa. Todo lo que hicimos hasta ahora no tiene comparación con lo que viene en los próximos dos años”, señaló Marín en sus redes.

El ejecutivo explicó que el proyecto LLL Oil es “el programa de exportación de petróleo más importante de la Argentina” y, a su vez, el de mayor inversión presentado bajo el RIGI.

La iniciativa prevé la perforación de 1.152 pozos y alcanzará un plateau de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032.

La producción de crudo estará destinada 100% al mercado de exportación y será evacuada a través de VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), en tanto que el gas natural asociado producido será destinado al abastecimiento del mercado local.

Desde la petrolera detallaron que el LLL Oil generará exportaciones por alrededor de US$6.000 millones anuales hacia 2032 y creará 6.000 puestos de trabajo directos durante su desarrollo.

“Es un proyecto único por su escala, integración y potencial exportador. Contempla el desarrollo integrado del potencial productivo en áreas geográficamente contiguas de Vaca Muerta, aprovechando sinergias operativas y económicas que permitirán alcanzar niveles de eficiencia y competitividad de clase mundial“.

La compañía estatal destacó el potencial del RIGI y lo catalogó como “un catalizador clave para hacer posible una iniciativa de esta magnitud y potenciar el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta, consolidando un nuevo horizonte de inversiones, exportaciones y crecimiento para la Argentina”.

“Lo vamos a lograr con pasión, con la milla extra y con ejecución de excelencia. Estamos construyendo una compañía y una industria de clase mundial”, indicó Marín.

Actualmente, la herramienta reglamentada por el Gobierno presenta 16 proyectos aprobados, que suman casi US$33.000 millones, y tiene otros 20 en evaluación, los cuales deberán ser aprobados por el Comité Evaluador para su entrada en vigencia.

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Argentina busca alianza con Chile para “alcanzar una verdadera integración energética”, destacó el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa tras la reunión que mantuvo el jefe del Estado provincial neuquino en la ciudad de Buenos Aires con la titular del Ministerio de Energía del país trasandino, Ximena Rincón.

La mesa de trabajo de ambos funcionarios tuvo lugar en la Embajada de Chile en Buenos Aires, donde dialogaron sobre acciones conjuntas que deben llevar adelante ambos países en dicha materia; para lo cual “podemos brindar seguridad energética al Cono Sur”, sostuvo Figueroa.

“Me reuní en la Embajada de Chile en Buenos Aires con la ministra de Energía del país vecino, Ximena Rincón, para conversar sobre las acciones que debemos impulsar para alcanzar una verdadera integración energética entre ambos países”, contó en X el gobernador neuquino.

“Chile tiene, a pocos kilómetros de su frontera, la segunda mayor reserva de gas no convencional del mundo”, continuó y aseguró que “ese potencial es clave para fortalecer la seguridad energética, reducir costos y ganar competitividad frente al mundo.”

Por eso, “agradezco al embajador de Chile en Argentina, Gonzalo Uriarte, por abrirnos las puertas para seguir trabajando unidos en este destino común que comparte la Patagonia argentino-chilena”.

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Enarsa avanza con la adjudicación de nueve cargamentos de gas natural licuado (GNL) destinados a la terminal de Escobar, en un proceso que resulta clave para garantizar el abastecimiento energético durante el invierno 2026. Este procedimiento representa un cambio sin precedentes en el esquema tradicional de provisión del sistema argentino.

La licitación contó con la participación exclusiva de tres grandes traders internacionales: Vitol, Trafigura y BP. Esta convocatoria registró la menor cantidad de oferentes en al menos un año para un paquete invernal, reflejo de la situación actual del mercado global de GNL.

Por primera vez desde que se implementó el esquema vigente, la totalidad de la capacidad de regasificación disponible fue absorbida íntegramente por la demanda privada, sin que Cammesa interviniera como comprador de última instancia. Esto marca un hito en el sistema energético nacional.

Las distribuidoras de gas, generadoras eléctricas, grandes usuarios industriales y comercializadoras tomaron los 17 millones de metros cúbicos diarios de capacidad operativa del buque regasificador amarrado en Escobar, operado por Excelerate Energy, consolidando así un nuevo rol para el sector privado en la planificación del abastecimiento.

Este fenómeno es interpretado como una adaptación del mercado a condiciones de mayor competencia y previsibilidad, donde los actores privados asumen un protagonismo central y reducen la dependencia del Estado para la cobertura de última instancia.

La adjudicación de los cargamentos de GNL es esencial para asegurar la provisión de gas durante los meses de mayor demanda, cuando el consumo residencial, industrial y eléctrico suele presionar la infraestructura disponible.

La menor cantidad de oferentes en comparación con licitaciones anteriores responde a un mercado internacional de GNL más ajustado, con menor disponibilidad de cargamentos spot y una competencia creciente entre regiones importadoras, lo que impacta directamente en los precios y las estrategias de abastecimiento.

El esquema de contratación para el invierno 2026 evidencia una concentración de la oferta en pocos jugadores globales, mientras los compradores locales buscan asegurar volumen con anticipación para evitar la volatilidad del mercado internacional.

El resultado de esta licitación será determinante para el perfil de abastecimiento energético durante el invierno, en un contexto en el que Argentina enfrenta una demanda sostenida y una dependencia creciente del gas importado para cubrir picos en el consumo eléctrico.

Con este proceso, el mercado argentino de GNL consolida una dinámica donde el sector privado gana protagonismo en la planificación energética, y el Estado redefine su rol, dejando de intervenir directamente en la demanda de última instancia para la capacidad de regasificación.

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Las comisiones de Energía y Combustibles y Presupuesto y Hacienda de la Cámara de Diputados aprobaron el dictamen mayoritario del proyecto de reforma de la ley de Zona Fría, impulsado por el Poder Ejecutivo, que busca limitar la cantidad de distritos beneficiados con tarifa reducida y priorizar el pago a proveedores energéticos. La iniciativa contó con 43 firmas de los 82 diputados presentes en el plenario.

El oficialismo, representado por La Libertad Avanza, aspira a que el proyecto reciba media sanción en la sesión prevista para el 20 de mayo. En la audiencia, la secretaria de Energía, María del Carmen Tettamanti, y el subsecretario Damián Sanfilippo expusieron en defensa de la reforma. Tettamanti señaló que “lo que estamos recaudando con una alícuota del 7,4% sobre el metro cúbico de gas no alcanza y el Estado nacional, y cuando digo esto me refiero a los contribuyentes de todo el país, están poniendo 500 mil millones para subsidiar a ricos y pobres de una vasta región del país”.

Además, la funcionaria advirtió que el proyecto prioriza el pago de la deuda con la empresa distribuidora Cammesa, lo que limita los recursos para inversiones y mantenimiento: “Si esos recursos… tienen que estar destinados a pagar las deudas del pasado, van a tener menos recursos para lo primero y, simultáneamente, esas compañías consideran que tienen el derecho a hacerle juicio al Estado por incumplimiento, cosa que es real”.

En contraste, los diputados de provincias patagónicas lideraron la oposición al expediente. Ariel Rauschenberger, de La Pampa, criticó el cambio de criterio para definir la Zona Fría: “Este enfoque de que la Zona Fría corresponde por nivel de ingreso y no por la zona climática a la que pertenece cada habitante de la Argentina, es totalmente contradictorio con la génesis que dio origen a la zona patagónica y este reconocimiento que tenemos los habitantes”.

Rauschenberger también cuestionó la exención del recargo a la exportación de energía: “¿Por qué desgravan del cargo a la exportación si estamos con un fondo fiduciario, donde los recursos no alcanzan?”. Además alertó que, de aprobarse la ley, el gas en La Pampa podría subir un 60%.

El diputado neuquino Pablo Todero afirmó que “no le van a sostener el régimen de Zona Fría a la Patagonia” y cuestionó si se subsidiará la energía exportada a otros países, que quedaría exenta según el proyecto. La santacruceña Ana María Ianni advirtió que la reforma elimina un piso legal de subsidio del 50% para la región y lo deja a criterio ministerial, mientras que Pablo Luque, de Chubut, calificó el proyecto como “una tragedia para el futuro energético de las familias argentinas”, señalando que solo beneficiarían a grandes grupos empresariales.

El proyecto oficialista propone derogar varios artículos de la Ley Nº 27.637, aprobada en 2021 durante la gestión de Alberto Fernández, que ampliaba el régimen de Zona Fría para incluir más distritos en el beneficio de tarifas reducidas. Este régimen abarcaba regiones de la provincia de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, gran parte de San Luis y Mendoza, entre otras zonas.

En los fundamentos de la iniciativa se destaca la necesidad de armonizar la ley de Zona Fría con el nuevo régimen de Subsidio Energético Focalizado (SEF), promulgado por el presidente Javier Milei en 2025, para garantizar un beneficio adicional a hogares registrados en el SEF y promover una segmentación más justa, eficiente y responsable en el uso de recursos públicos.

El proyecto sostiene que la ampliación territorial establecida por la Ley 27.637 incrementó el universo de beneficiarios y el costo fiscal, generando subsidios cruzados entre jurisdicciones y desnaturalizando el carácter focalizado del sistema. Por último, se exceptúa del recargo a los consumos destinados a la exportación de gas natural o GNL, así como a los inyectados al sistema de transporte provenientes de GNL importado y regasificado.

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El presidente de YPF, Horacio Marín, estimó que la Argentina podrá exportar hasta US$50.000 millones en energía hacia 2031, ampliando las proyecciones previas, al inaugurar el parque solar El Quemado de Mendoza de YPF Luz.

“Estamos contribuyendo para que la Argentina a exporte más de US$30.000 millones a partir del ‘31. Nuestros números internos nos dan más de US$40.000 y más cerca de US$50.000 millones”, señaló el ejecutivo.

El presidente de YPF habló en la presentación de la que también participó el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el gobernador de la provincia, Alfredo Cornejo.

Marín enfatizó que la obra es “una muestra de la capacidad de ejecución que tenemos en la compañía” porque “hemos hecho al parque más grande de la Argentina en un año”.

El CEO de YPF precisó que “ya está generando 200 MW” y subrayó que la empresa “cumplió en la generación del primer Giga en renovables”.

“Estoy muy orgulloso y contento de estar acá hoy y de inaugurar este parque solar, que la verdad es increíble ver lo que se puede hacer con ejecución y con gestión”, dijo y agradeció a todos los trabajadores involucrados en la obra

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El jefe de Gabinete, Manuel Adorni, encabezó este jueves en la ciudad mendocina de Las Heras el acto de inauguración del parque solar “El Quemado”, el primer proyecto concretado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) impulsado por el Gobierno nacional, y destacó que “las provincias son una parte imprescindible de esta Argentina que mira al futuro”.

“Por primera vez en mucho tiempo hay un proyecto de país que tiene por objetivo generar las bases que garanticen la prosperidad de las generaciones que vienen”, destacó Adorni acompañado por el presidente de YPF, Horacio Marín; y el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo.

El proyecto, que requirió una inversión de 211 millones de dólares a través de YPF Luz y cuenta con más de 500 mil paneles instalados, apunta a convertirse en el parque de energía solar más grande del país y refleja tanto el potencial energético de la Argentina como la efectividad del nuevo régimen de incentivos.

El jefe de Gabinete afirmó que “el Gobierno garantizó las condiciones esenciales para que el sector privado trabaje en libertad y las provincias puedan aprovechar su potencial productivo”, y en ese sentido remarcó que el RIGI, que podría generar inversiones en la economía real por 94.965 millones de dólares, “es federalismo en serio”.

“Lo que antes parecía un sueño lejano ahora es una realidad concreta: empezamos a ver los beneficios de una Argentina estable, con una macroeconomía ordenada y que no tambalea ante el primer shock externo, donde el sector privado goza de los incentivos para invertir y cuenta con el marco laboral adecuado para contratar trabajadores”, resaltó el funcionario, y añadió que el Gobierno nacional “piensa la política pública como una herramienta que le garantice al privado las condiciones necesarias para apostar a largo plazo y crecer”.

Adorni subrayó que esta inauguración “es la primera de muchas pruebas de que estamos en el camino correcto” y anunció que en las próximas semanas el Gobierno enviará al Congreso una “serie de reformas que van a seguir cambiándole la vida a todos los argentinos de manera estructural y permanente”.

Por su parte, Marín destacó que “hemos hecho el parque de energía solar más grande de la Argentina en un año”, lo que constituye “una muestra de la capacidad de ejecución que tenemos en la compañía”, y enfatizó que “estamos contribuyendo fuertemente y orgullosos para que la Argentina exporte más”.

También participaron de la actividad la secretaria de Energía, María Tettamanti; la secretaria Legal y Técnica de la Nación, María Ibarzabal; y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Río Negro en marcha hacia una producción más eficiente

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Inversiones y recuperación de la actividad

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

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

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

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

Medidas para incentivar la inversión

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

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

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

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

La entrada Chubut confirmó nuevas inversiones petroleras se publicó primero en Energía Online.

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

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

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

Inversiones y recuperación de la actividad

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

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

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

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

Medidas para incentivar la inversión

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Recursos provinciales, planificación y futuro

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

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

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

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

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

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

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

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

Recursos provinciales, planificación y futuro

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Cómo se gestiona el subsidio

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

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

Guía para accieder a los subsidios

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Proceso de apertura y empresas oferentes

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

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

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

Evaluación técnica y administrativa

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

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

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