Tras la exitosa venta de activos en Vaca Muerta por parte de la estadounidense ExxonMobil a Pluspetrol, por más de 1.700 millones de dólares, otras compañías internacionales salieron a testear el mercado para ver si pueden conseguir ofertas jugosas por sus áreas en Neuquén.
En ese sentido, hoy, Patrick Pouyanne, CEO global de TotalEnergies, ratificó lo que se comentaba en la industria en las últimas semanas: que la empresa francesa está lista para desinvertir en activos petroleros en Neuquén. El proceso de venta es gestionado por el banco Jefferies, la misma entidad que llevó adelante la operación de ExxonMobil, y que fue la que llevó la idea a Total de testear el mercado por áreas petroleras cercanas a las que adquirió Pluspetrol.
El máximo directivo de la compañía francesa reconoció las tratativas hoy en diálogo con Bloomberg durante el CERAWeek que se lleva adelante en Houston, EE.UU.
Los bloques en venta son La Escalonada y Rincón de la Ceniza, mientras que los activos gasíferos de la compañía en la Cuenca Austral y en la Cuenca Neuquina no forman parte de la transacción. Las ofertas serán de carácter no vinculante.
La empresa espera recibir en las próximas semanas las primeras propuestas de compañías interesadas en los bloques que la empresa opera en el norte de la provincia de Neuquén. Según fuentes del sector, las propuestas económicas deberían presentarse entre finales de marzo y principios de abril.
“No estamos interesados en desarrollar petróleo no convencional por diferentes razones”, dijo Pouyanne a Bloomberg, y agregó que si pueden conseguir precios similares a los de Exxon, podrían desprenderse de áreas en la ventana de crudo de Vaca Muerta.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó este jueves que la petrolera venderá sus activos en Chubut y en todas las áreas maduras para invertir solamente en Vaca Muerta durante 2026.
Durante su visita a la ciudad estadounidese de Houston, Marín explicó que YPF se desprenderá de todos los yacimientos convencionales. “A partir de 2026 queremos concentrarnos únicamente en Vaca Muerta”, afirmó Marín durante el evento organizado por el IAPG Houston, según detalló Econojournal.
La decisión supone un cambio histórico de paradigma productivo de la petrolera estatal, ya que significa el abandono de su actividad de extracción en todo el territorio nacional, con excepción de Neuquén, para el desarrollo de los proyectos de producción no convencional de gas y petróleo.
Tal como se informó, en Chubut, en particular, ya se habría puesto en conocimiento de autoridades y directivos de la provincia la intención de la puesta en venta en lo inmediato del bloque Manantiales Behr, perteneciente al Golfo de San Jorge. Se aseguró que ya existen varias empresas privadas interesadas.
El ejecutivo argentino informó que este año YPF avanzó en la desinversión en 55 campos maduros, es decir de explotación primaria semiagotada por método convencional de extracción.
Por otra parte, según reveló la agencia internacional Reuters, Horacio Marín aseguró que YPF busca acelerar su plan de desinversión, que “incluye vender participaciones en proyectos de exploración offshore en Argentina y Uruguay”. Esto abarcaría seis bloques en el Mar Argentino y un séptimo en aguas jurisdiccionales uruguayas, en la denominada Cuenca Punta del Este.
La petrolera estatal YPF ha dado el primer paso en el proceso de evaluación para una posible venta del yacimiento Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut.
En una reunión realizada en el día de ayer en el propio yacimiento, la compañía informó a sus empleados que comenzó la fase de “data room”, instancia en la que se comparte información con potenciales interesados para analizar ofertas.
El ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, ya había adelantado que la empresa estaba “evaluando ofertas, a pesar de haberlas recibido”. En la misma línea, el secretario general del Sindicato Petrolero de la provincia también se había manifestado sobre el tema en días anteriores.
El anuncio generó incertidumbre entre los trabajadores, ya que Manantiales Behr es el único yacimiento que YPF opera en Chubut tras la transferencia de El Trébol y Zona Central, actualmente bajo gestión de PECOM.
El 19 de febrero, cuando trascendió la primera información, el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, había expresado que, si bien hubo ofertas, no significa que ya esté tomada la decisión de vender por parte de la operadora:
“En realidad, de donde surge la confusión es que, dentro del orden del día de la reunión del Directorio, se dispuso informar sobre una serie de propuestas de adquisición que había recibido la compañía respecto de este activo en cuestión, pero eso no implica ningún tipo de aceptación”, había explicado el funcionario. “Es un trámite formal de dar a conocer que existen estas ofertas, pero no implica la decisión de avanzar con ninguna venta en concreto”.
En los últimos cinco años, la provincia de Neuquén se posicionó como el epicentro de la producción hidrocarburífera del país. Es que en cinco años, entre 2020 y 2025, la extracción de crudo se triplicó por el desarrollo de Vaca Muerta.
Los datos que arroja la Secretaría de Energía de la Nación demuestran que se trata de una tendencia consolidada, que se amplía año a año. En enero de 2020 Neuquén produjo 761.251 m3 de petróleo, mientras que en igual mes de este año se registró una producción 2.244.671 m2 (197% más).
En cuanto a la producción de gas, la provincia también mostró crecimiento constante, aunque no alcanzó las cifras récords como el petróleo. En los últimos cinco años el volumen extraído aumentó un 28 %, pasando de 2.237 millones de m³ en 2020 a 2.865 millones en 2025.
El crecimiento exponencial es efecto a la expansión de la actividad en Vaca Muerta, la segunda reserva mundial de gas no convencional y la cuarta en petróleo no convencional.
Este crecimiento exponencial permitió que Neuquén convertirse en la más importante del país en términos de volumen petrolero. De hecho, hace un años tenía una participación menor al 25% y hoy explica más del 60% de lo producido a nivel nacional.
Sin embargo, este crecimiento que atraviesa Neuquén, lamentablemente no se replica en otras provincias petroleras. Tal es el caso de Chubut, Mendoza y Santa Cruz que experimentaron caídas continuas en su producción.
A través del DNU 186/2025, el Gobierno nacional aprobó un plan de regularización de deudas que las distribuidoras y cooperativas eléctricas mantienen con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y que no habían sido regularizadas al 30 de noviembre de 2024. De esta manera, se da un paso más para recomponer la cadena de pagos y normalizar el sector eléctrico.
El plan de regularización de deudas incluye hasta 12 meses de gracia y 72 cuotas a una tasa equivalente al 50% de la que cobra el Mercado Eléctrico Mayorista (que es la tasa del Banco Nación). Por otro lado, se implementará como incentivo de buenos pagadores un régimen de reconocimiento de créditos a quienes hayan cancelado la totalidad de las transacciones en el 2024 y no tengan deuda no regularizada a diciembre 2023.
Además, este esquema tiene como condición que las distribuidoras paguen la deuda corriente, sino serán multadas y perderán el beneficio. También se prevé exigirles a las distribuidoras y cooperativas eléctricas que presenten un plan de inversiones para realizar mejoras en la infraestructura de la red.
Este nuevo plan de pagos para las distribuidoras ya fue aprobado por el directorio de CAMMESA y cuenta con condiciones similares a otros planes aprobados en el pasado.
Desde el Gobierno destacan que, en diciembre de 2023, la tasa de cobrabilidad de CAMMESA era del 48%, lo que significaba que los importes no cobrados se cubrían con aportes del Tesoro nacional. “Era un círculo vicioso que se traducía en más emisión, más inflación que sufrían todos los argentinos y una descapitalización del sistema eléctrico”, afirmaron.
“Gracias a las medidas tomadas en estos meses por nuestro Gobierno, que incluyeron la recomposición de las tarifas, la focalización de los subsidios y el proceso de desregulación del mercado eléctrico mayorista, la tasa de cobrabilidad hoy es del 97%”, agregaron.
El objetivo principal de esta medida es que las distribuidoras y cooperativas paguen el 100% de la facturación corriente, lo que permitirá que puedan convertirse en sujetos de crédito y accedan a financiamiento para invertir en mejorar el sistema eléctrico, brindando un servicio de mayor calidad a todos los argentinos. Además, podrán celebrar contratos de suministro de energía con generadoras privadas.
Las petroleras Shell Argentina y Chevron Argentina han formalizado su participación en el consorcio VMOS, impulsando la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur.
Este proyecto, considerado la mayor obra de infraestructura de transporte de petróleo de las últimas décadas en Argentina, contempla una inversión estimada de 3.000 millones de dólares.
El oleoducto tendrá una extensión de 437 kilómetros, conectando la producción de Vaca Muerta con una terminal de exportación en Punta Colorada, provincia de Río Negro.
La infraestructura incluirá una playa de tanques para almacenamiento y monoboyas interconectadas para la carga y descarga de crudo.
Se espera que el oleoducto esté operativo en el cuarto trimestre de 2026, con una capacidad de transporte de hasta 550.000 barriles de petróleo por día, ampliable a 700.000 barriles diarios según la demanda.
Este desarrollo facilitará la exportación de crudo argentino, fortaleciendo el posicionamiento del país en el mercado internacional de hidrocarburos.
El consorcio VMOS está integrado por YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Pluspetrol, Shell Argentina y Chevron Argentina, garantizando la solidez y viabilidad del proyecto.
Ubicado en la localidad bonaerense de Olavarría, el proyecto se compone de 22 aerogeneradores con 4,5 MW de potencia, dispuestos en cuatro circuitos de entre 5 y 6 torres cada uno a lo largo de 1,517 hectáreas del terreno. En conjunto, suman 99 MW de capacidad instalada con una producción de 480 GWh de forma anual.
El Parque Eólico Vientos de Olavarría implicó una inversión de más de US$220 millones de dólares y apunta a reemplazar cerca del 90% del consumo eléctrico de la red en Argentina, contribuyendo a la meta de Ternium de reducir sus emisiones para el 2030.
Toda la supervisión y operación del parque se realiza de forma remota, a 450 km de distancia, desde las instalaciones de Planta General Savio, en San Nicolás de los Arroyos, Argentina. Los aerogeneradores transmiten información en tiempo real al centro de control, como la velocidad, dirección del viento y cuánta electricidad están generando.
El proyecto se realizó con el apoyo de Tecpetrol, Exiros y Vestas, y entre otras complejidades, requirió un gran trabajo de logística para transportar los componentes de los aerogeneradores hasta Olavarría. Las aspas de 75 metros de largo requirieron transporte especial y se tuvieron que adaptar todos los caminos de tierra que conducían al proyecto. Además, en el pico de la obra, se requirieron alrededor de 350 personas de la parte civil, la parte eléctrica y el montaje de aerogeneradores.
“El Parque Eólico Vientos de Olavarría es un paso fundamental en el plan de descarbonización de nuestro proceso productivo. Constituye un gran logro para un equipo multidisciplinario que logró superar las dificultades de la macro, las restricciones para importación de equipos e insumos y hasta serios inconvenientes climáticos durante la ejecución del proyecto para hacerlo realidad. ¡Felicitaciones!”, expresó Martín Berardi, presidente Ejecutivo de Ternium Argentina.
El Parque Eólico Vientos de Olavarría en cifras:
22 aerogeneradores 99 Mw de potencia total instalada 480 Gwh de producción anual de energía renovable 19 Km de caminos internos construidos para la circulación de equipos 19.000 metros cúbicos de hormigón 9.160 toneladas de acero para las distintas estructuras de los aeros 145 Km de cables de 33 KW (media tensión) instalados 350 personas trabajando en simultáneo en el momento de mayor actividad de la obra U$S220 millones de inversión.
La petrolera Raizen contrató al banco internacional JP Morgan Chase & Co para que le busque compradores de su refinería de petróleo y la red de estaciones de servicio de la marca Shell en la Argentina.
La empresa petrolera brasileña pertenece a un conglomerado empresario del que forman parte la gigante del sector Shell Plc y el conglomerado brasileño Cosan SA. La información fue provista por la agencia periodística Bloomberg a partir de fuentes confidenciales que pidieron no ser nombradas y desde la empresa no hubo comunicado alguno o respuestas al requerimiento de este medio.
La refinería de petróleo en venta, ubicada en Dock Sud, Provincia de Buenos Aires, es la más antigua de Argentina y cuenta con una capacidad de refinación de 100.000 barriles diarios, sólo superada por dos instalaciones de la petrolera estatal YPF.
Raízen, en tanto, cuenta con alrededor de 700 estaciones de servicio de la marca Shell, desde la que venden 6.300 millones de litros de combustibles por año, lo que representa cerca del 13% del total de expendedoras del país.
La empresa es la mayor productora de etanol de Brasil, aunque estudia frenar inversiones en ese país ante el auemento de costos.
La secretaría de Ambiente de la Provincia de Neuquén llevó adelante una audiencia pública histórica en Zapala, donde por primera vez una comunidad originaria participó como proponente de un proyecto de energías renovables.
Se trata de la Comunidad Mapuche Millaqueo, que en asociación con la empresa CLA Nehuen Antu S.A., impulsa el desarrollo del Parque Solar Antu I, una iniciativa innovadora para la generación de energía limpia en la región.
El encuentro fue altamente participativo, con una gran asistencia de vecinos, representantes de la comunidad mapuche, funcionarios provinciales y referentes del sector energético. Durante la audiencia, se expuso el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del proyecto y se abrió el espacio para que los participantes expresaran sus opiniones, inquietudes y consultas.
La secretaria de Ambiente, Leticia Esteves, destacó la trascendencia de esta audiencia y el valor de la participación ciudadana. “No sólo representa un hito en la historia ambiental de Neuquén, sino que también muestra el camino hacia un modelo más inclusivo y sustentable. Que una comunidad originaria se asocie con el sector privado para impulsar energías renovables es un avance significativo en materia de gestión ambiental y desarrollo sostenible. Desde la Secretaría de Ambiente seguiremos promoviendo estos espacios de diálogo y transparencia, que fortalecen nuestra democracia ambiental”, afirmó.
Sobre el proyecto
El parque solar se ubicará en Paraje Los Alazanes, en un predio de 42,5 hectáreas cuya propiedad pertenece a la Comunidad Millaqueo. Contará con una capacidad instalada de 18MW, generando energía renovable para su venta en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). El proyecto contempla la instalación de paneles solares fotovoltaicos en un área estratégica para la captación de energía; un sistema de interconexión con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI); la implementación de medidas de mitigación ambiental para garantizar el equilibrio ecológico en la zona; la creación de empleo local, promoviendo el desarrollo económico y social de la comunidad.
Este modelo de asociación entre la comunidad y el sector privado es único en América Latina y marca un precedente en la transición energética de la provincia, fortaleciendo el protagonismo de los pueblos originarios en el desarrollo sustentable.
Las audiencias públicas ambientales en la provincia de Neuquén están reguladas por la Constitución Provincial (Artículos 90 y 93), la Ley 1875 y su reglamentación (Decreto 2656/99), garantizando que los ciudadanos puedan involucrarse en la toma de decisiones sobre proyectos con impacto ambiental.
Con esta primera audiencia del año, Neuquén reafirma su compromiso con la transición energética y la participación comunitaria, promoviendo iniciativas que combinan sustentabilidad, inclusión y desarrollo regional.
El Gobierno de Río Negro firmó un nuevo acuerdo de prórroga de concesión hidrocarburífera con la empresa Tecpetrol para la operación del área Agua Salada, ubicada a unos 50 kilómetros al sur de Catriel. Este contrato, que extiende la concesión hasta 2035, será enviado a la Legislatura provincial para su tratamiento, en línea con los acuerdos anteriores. La renovación incluye compromisos de inversión que contemplan la perforación de nuevos pozos en 2026.
La secretaria de Energía y Ambiente de la provincia de Río Negro, Andrea Confini, destacó la importancia del acuerdo dentro del proceso de extensión de concesiones que lleva adelante su equipo de trabajo, y afirmó que “este es un nuevo paso en la estrategia que venimos desarrollando para garantizar la continuidad de la producción hidrocarburífera en la provincia, y recuperar productividad con inversiones concretas que aseguran empleo y desarrollo rionegrino. Ya cerramos acuerdos con cinco empresas, extendiendo los plazos de concesión de 11 áreas clave, que representan el 45% de la producción de petróleo y el 58% de la producción de gas de Río Negro”.
Por su parte, el vicepresidente de la Cuenca Neuquina de Tecpetrol, Martín Bengochea, resaltó la relevancia del área Agua Salada dentro de la estructura de la empresa: “Es un bloque que operamos desde hace más de 30 años y que siempre ha sido clave para nuestras operaciones en la Cuenca Neuquina. Representa aproximadamente el 20% de la producción de gas de la provincia y hemos realizado numerosos descubrimientos exploratorios. Con este acuerdo de prórroga, tenemos previstas nuevas inversiones, particularmente la perforación de dos pozos en 2026, lo que nos permitirá seguir desarrollando el potencial del bloque”.
Datos Clave del Acuerdo Firmado
Superficie del área: 650 km2
Inversión total: USD 22,5 millones (inversiones firmes y contingentes).
Bono de prórroga: USD 1,25 millones.
Producción actual: 1.000.000 m³/día de gas.
Inversiones previstas
Explotación firme: 2 perforaciones (2026-2027), 8 workovers (2025-2028) y adecuaciones en infraestructura (USD 13 millones).
Como parte de la agenda de trabajo para el desarrollo energético, el gobernador Claudio Vidal, junto al ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, se reunieron con Juan Pedro Agüero, country manager de la empresa austríaca RP Global, del proyecto “Gaucho”, que prevé su instalación en Puerto Deseado y Punta Quilla y Juan Carlos Villalonga, de la Plataforma Hidrógeno Argentina.
Durante el encuentro, se dialogó sobre los proyectos en marcha y la necesidad de contar con un marco regulatorio que garantice previsibilidad para el desarrollo de esta industria.
El gobernador Vidal destacó la importancia de seguir consolidando a Santa Cruz como un actor clave en la transición energética global. “Nuestra provincia tiene las condiciones naturales para liderar el desarrollo del hidrógeno verde. La llegada de inversores y organismos internacionales demuestra el enorme potencial que tenemos. Queremos que estos proyectos generen producción y empleo con una fuerte mirada de sostenibilidad a largo plazo”, afirmó.
Este encuentro se suma a una serie de reuniones que el Gobierno de Santa Cruz viene manteniendo con actores internacionales y del sector privado con el objetivo de impulsar la diversificación productiva y posicionar a la provincia como un polo estratégico de desarrollo energético a nivel global.
Como parte del acuerdo por acceder a nuevas concesiones en Vaca Muerta, la empresa YPF se comprometió a ejecutar obras de infraestructura clave para la provinciade Neuquén. Este lunes el gobierno provincial le otorgó a la empresa de bandera cuatro nuevas áreas hidrocarburíferas no convencionales que impactarán también en la infraestructura de la región Vaca Muerta.
Además de las inversiones comprometidas para la explotación (alrededor de 12.900 millones de dólares), la empresa deberá derramar recursos mejorando la conectividad y los servicios, llevando el gas a sectores hoy postergados de la localidad de Añelo.
La iniciativa responde al lineamiento del gobierno de Rolando Figueroa que promueve la sustentabilidad social con apoyo de las empresas.
“Con toda la industria estamos armando un programa de necesidades que tiene la región de Vaca Muerta y a partir de ese programa vamos a buscar y vamos a trabajar para el financiamiento”, indicó el gobernador.
Inversiones con obras
Con el objetivo de acompañar el crecimiento de la actividad hidrocaburífera y contribuir al desarrollo, se propuso una serie de obras que fueron identificadas durante las mesas de trabajo de Vaca Muerta realizadas durante en 2024, específicamente en las mesas de infraestructura vial integral y de infraestructura urbana.
Las primeras áreas adjudicadas a YPF bajo la gestión de Rolando Figueroa (Narambuena, Aguada de la Arena, La Angostura Sur I y La Angostura Sur II) incluyen el compromiso de ejecución de un gasoducto de 16 kilómetros que llevará gas natural a la meseta de la localidad de Añelo y permitirán multiplicar por 8, el abastecimiento actual y dar factibilidad al crecimiento futuro.
Tal como lo anunció el gobernador en su discurso de apertura de las sesiones ordinarias en la Legislatura el 1º de marzo, las inversiones permitirán no solo llevar gas domiciliario sino abastecer todo lo que el parque industrial de la localidad.
Entre las inversiones comprometidas también figura la pavimentación de 116 kilómetros de nuevas rutas. Esto incluye el tramo de 90 kilómetros de la Ruta Provincial 7, entre el empalme con Ruta Provincial 5 y el empalme con Ruta Nacional 40, es decir, Cortaderas y otros 26 kilómetros más en esa u otra ruta a determinar por el gobierno provincial.
El gobierno de la provincia canadiense de Ontario empezó aplicar este lunes de manera oficial un impuesto de 25 por ciento a todas las exportaciones de electricidad dirigidas a tres estados de los Estados Unidos. Horas después, el presidente Donald Trump respondió en su feroz estilo.
El primer ministro de Ontario, Doug Ford, afirmó que no dudará en incrementar el impuesto o incluso en detener todas las exportaciones de electricidad si persiste la guerra comercial.
El impuesto adicional afectará a 1,5 millones de hogares y empresas en Michigan, Minnesota y Nueva York, según especificó un informe de la agencia de noticias Xinhua.
De acuerdo con medios locales, se espera que la medida genere ingresos diarios de hasta 400.000 dólares canadienses (alrededor de 277.238 dólares) y que eleve en unos 100 dólares canadienses (alrededor de 69 dólares) las facturas mensuales de electricidad pagadas por los estadounidenses en los tres estados.
“Los aranceles del presidente (estadounidense) Trump son un desastre para la economía de los Estados Unidos. Están volviendo más costosa la vida para las familias y empresas estadounidenses”, indicó Ford en una declaración.
Hasta que la amenaza de aranceles haya desaparecido para siempre, “Ontario no retrocederá y utilizará todas las herramientas disponibles y hará lo que sea necesario para proteger a Ontario”, insistió Ford.
El contragolpe de Trump
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, anunció este martes que impondrá un arancel adicional de 25 por ciento al acero y aluminio de Canadá, lo que elevará el arancel total a 50 por ciento, en respuesta a los aranceles a las exportaciones de electricidad desde la provincia canadiense de Ontario.
“A partir de que Ontario, Canadá, está colocando un arancel de 25 por ciento a la electricidad que llega a Estados Unidos, he dado instrucciones a mi secretario de Comercio para que agregue un arancel adicional de 25 por ciento, para llegar a 50 por ciento, a todo el acero y el aluminio que entra a Estados Unidos desde Canadá, una de las naciones con los aranceles más altos en todo el mundo”, escribió Trump en una publicación en la red social Truth Social.
El mandatario insistió en la misma línea pero con una precisión: “Esto entrará en vigor mañana por la mañana, 12 de marzo”.
En los próximos días, el Gobierno de Río Negro comenzará a distribuir más de $4.532 millones a Municipios y Comisiones de Fomento de la provincia, correspondientes al bono de la prórroga de los contratos hidrocarburíferos. Estos fondos deberán destinarse al financiamiento de obras de infraestructura o a la adquisición de equipamiento para sus comunidades.
La decisión del Gobernador Alberto Weretilneck de distribuir un porcentaje del bono de la renegociación de contratos petroleros responde a una visión de federalismo e integración. Busca promover la equidad en la asignación de recursos y garantizar igualdad de oportunidades para todas las comunidades, reforzando el desarrollo equilibrado y la integración territorial.
De los $4.532 millones destinados a los gobiernos locales, $1.046 millones se distribuirán en partes iguales entre los Municipios, mientras que $3.485 millones se repartirán de la siguiente manera: $2.091 millones (60%) según el índice de coparticipación, $1.046 millones (30%) entre los municipios productores de hidrocarburos y $348 millones (10%) a Comisiones de Fomento.
Desde el Ministerio de Gobierno se notificó formalmente a cada Municipalidad, Comisión de Fomento y a la Comuna de San Javier para que puedan iniciar rápidamente la ejecución de sus proyectos de obra.
En ese marco, el secretario de Gobierno, Agustín Ríos, señaló: “Formalizamos las comunicaciones a todos los municipios y comisiones para que conozcan los montos que les corresponden. En función de esto, deberán informar el destino de estos fondos, que serán de gran beneficio para las comunidades, permitiendo el desarrollo de proyectos productivos y obras públicas. En los próximos días esperamos recibir los proyectos, que serán evaluados por la comisión especial, tal como establece la Ley”.
Los 39 municipios, las 35 comisiones de fomento y la Comuna de San Javier serán beneficiados con estos recursos. “Los montos varían según la condición de cada municipio: aquellos que son productores recibirán un porcentaje mayor, pero el resto también accederá a una parte, según el índice de coparticipación”, explicó Ríos.
“Vamos a tener un año cargado de obras y proyectos en marcha, que beneficiarán directamente a los vecinos de Río Negro”, destacó el funcionario.
Cabe mencionar que, mediante la Ley 5733, se aprobó la prórroga de las concesiones hidrocarburíferas por un plazo de diez años, garantizando un fuerte resguardo ambiental. Asimismo, se estableció el compromiso de que las empresas a cargo realicen inversiones y actividades clave para la continuidad del desarrollo integral de las áreas, asegurando el nivel de reservas y revirtiendo el declino natural de la curva de producción.
El Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE) en Río Negro ha convocado a una audiencia pública virtual para el 31 de marzo a las 10, con el objetivo de analizar el pedido de revisión tarifaria presentado por EdERSA, la principal distribuidora de energía eléctrica de la provincia. La audiencia se llevará a cabo desde la sede central del EPRE de Cipolletti, y se podrá seguir y participar en forma remota.
EdERSA ha solicitado un ajuste del 13% en la tarifa media, argumentando que los incrementos en costos operativos e inversiones no han sido suficientemente reflejados en las tarifas actuales. La distribuidora destaca que los costos de materiales esenciales, como transformadores, medidores y cables.
Además, solicitó que se reconozcan los costos en los que debió incurrir para restituir el servicio eléctrico tras eventos climáticos adversos, como el temporal que afectó al Alto Valle, con epicentro en Allen y Fernández Oro, y los incendios en la zona de El Bolsón. La distribuidora explicó que estas contingencias generaron daños significativos en la infraestructura eléctrica, lo que requirió inversiones extraordinarias en la reposición de postes, cables y transformadores, además del despliegue de operativos de emergencia para restablecer el suministro en las áreas afectadas.
Juan Justo, presidente del EPRE, explicó que la audiencia servirá para evaluar detalladamente los fundamentos del pedido de EdERSA y brindar un espacio de participación a los usuarios. Justo señaló que, si bien la distribuidora solicita un ajuste del 13%, es necesario realizar un análisis exhaustivo para determinar el impacto real en las tarifas y garantizar la sustentabilidad del servicio sin afectar la economía de los hogares.
Los interesados en participar como expositores deberán inscribirse previamente en la sección correspondiente de la web del EPRE (www.eprern.gov.ar), mientras que la asistencia como oyentes no requiere inscripción. Esta audiencia representa una oportunidad para que los usuarios expresen sus opiniones y consultas respecto al ajuste tarifario propuesto por EdERSA.
El Gobierno de Santa Cruz, a través del Ministerio de Energía y Minería, llevó adelante un nuevo encuentro de la Mesa de Hidrógeno Santa Cruz, que nuclea a diputados provinciales, intendentes, representantes de distintos organismos del Poder Ejecutivo, como así también universidades y del sector agropecuario.
Encabezada por el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, allí tuvo lugar una presentación del Proyecto a instalarse en Santa Cruz “Gaucho Wind to Hydrogen & Green Ammonia”, a cargo de Juan Pedro Agüero, country manager de la empresa austríaca RP Global; como así también una participación virtual de Amador Sánchez Rico, embajador en Argentina; Ilse Cougé, jefa de Cooperación; y Olga Baus Gibert, jefa de Unidad Adjunta de Programas Regionales para América Latina y el Caribe, todos de la Unión Europea.
En la oportunidad, el ministro Álvarez agradeció la participación de Juan Carlos Villalonga, representante de la Plataforma H2 Argentina, como así también de Juan Pedro Agüero, además de la presencia de los integrantes de la Mesa Provincial, para posteriormente transmitir los saludos del Gobernador Claudio Vidal.
Destacó que esta segunda reunión representa “la importancia que Santa Cruz le está dando al desarrollo de la industria del hidrógeno”, señalando que, en este marco de reuniones, sus integrantes podrán dejar planteados ejes de trabajo para desarrollar entre reuniones con el aporte de los municipios, de los legisladores, de los intendentes, además de las universidades y del campo.
Juan Carlos Villalonga, de la Plataforma de Hidrógeno Argentina, destacó la realización de esta Mesa, ya que consideró “tendrá una enorme importancia y demuestra la vocación de sus integrantes en dar continuidad al desarrollo del hidrógeno”, y augurar que este espacio sea “en el que Santa Cruz concerte su visión y desarrollo”; agregando luego que esta reunión tiene lugar en un escenario distinto al del año pasado, ya que “se están escuchando las primeras voces, desde el Gobierno Nacional, que indican que este 2025 tendremos una Ley Nacional de Hidrógeno”.
De manera virtual, Amador Sánchez Rico de la UE, expresó su agradecimiento por la invitación a participar de esta reunión, para luego brindar detalles del lanzamiento del equipo de trabajo de hidrógeno conformado por los países de la Unión Europea, y las cámaras de Comercio de Alemania y de Países Bajos, como plataforma para apalancar y financiar proyectos para el desarrollo de esta industria; destacando que en ese continente “la necesidad se ha convertido en urgencia de diversificar suministros energéticos y a nuestros socios”.
Luego de resaltar las condiciones de Santa Cruz para el desarrollo del hidrógeno verde, Sánchez Rico señaló la importancia de contar con un marco regulatorio que otorgue previsibilidad a operadores e inversores, al tiempo que comprometió su presencia en Santa Cruz, para para avanzar desde la Unión Europea junto a Santa Cruz para poner en marcha un trabajo conjunto para desarrollar proyectos.
De esta reunión, participaron por los diputados Sebastián Aberastain, de Puerto Deseado; Fabiola Loreiro, de Puerto Santa Cruz; Patricia Urrutia, de Caleta Olivia; y Pedro Muñoz, diputado por Distrito. También los intendentes de Perito Moreno, Matías Treppo; y Analía Farías de Cmte. Luis Piedra Buena; el presidente de la Comisión de Fomento de Lago Posadas, Rubén Guzmán.
También estuvieron presentes Sandra Ortíz, por el Instituto Superior de Enseñanza Técnica (INSET); Marcelo de la Torre, presidente de DISTRIGAS; Pedro Tiberi, por el Instituto Provincial de Ciencia, Tecnología e Innovación de Santa Cruz; por la Universidad Nacional de la Patagonia Austral, Valeria Serantes; y por la Universidad Tecnológica Nacional, Diego Navarro; como así también Enrique Jamieson, Alejandra Suárez del Solar y Connie Naves, por la Federación de Instituciones Agropecuarias Santacruceñas.
Cabe destacar que el ministro Álvarez, estuvo acompañado por los secretarios de Estado de Energía Eléctrica, Nazareno Retortillo; y de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, Gastón Farías; los subsecretarios de Energía Térmica y Líneas Eléctricas, Viviana Díaz; de Energías Renovables, Patricia Maya; y de Asesoría Legal y Normativa Eléctrica, Christian Huecke; de Fiscalización de Residuos y Efluentes Industriales, Lorenzo Gallardo; de Asesoría Legal, Andrea Godfrid; y de Infraestructura, Pablo Álvarez, todos del Ministerio de Energía y Minería.
El Gobierno de la Provincia, a través del Ministerio de Energía y Recursos Naturales, otorgó cuatro nuevas concesiones hidrocarburíferas no convencionales (CENCHs) a la empresa YPF. Se trata de las áreas Narambuena, Aguada de la Arena, La Angostura Sur I y La Angostura Sur II, las primeras adjudicadas bajo la gestión de Rolando Figueroa.
En total, estas cuatro CENCHs abarcan 675,79 km². YPF invertirá 12.915 millones de dólares en la perforación de 700 pozos horizontales. Para la etapa piloto, la inversión será de 340,3 millones de dólares, con la perforación de 27 pozos horizontales. En el caso del área Narambuena, YPF está en sociedad con Compañía de Desarrollo No Convencional SRL.
Con estas adjudicaciones, la Provincia del Neuquén suma un total de 51 proyectos de explotación no convencional de shale y tight, cubriendo una superficie de 10.657,5 km², lo que equivale al 36 % del total de Vaca Muerta dentro del territorio provincial. En la etapa de desarrollo continuo, se prevé una inversión de 214.600 millones de dólares y la perforación de más de 14.877 pozos.
Las 51 concesiones no convencionales otorgadas a las empresas seguirán impulsando el crecimiento de la producción de petróleo y gas, contribuyendo a la consolidación de nuevos récords en el sector.
Respecto a los pagos asociados al otorgamiento de las CENCHs, se pueden observar detalladamente en el siguiente cuadro:
CENCH Narambuena
El área Narambuena tiene una superficie de 212,79 km2 y la titularidad corresponde en un 50% a la empresa YPF y el 50% restante, a Compañía de Desarrollo No Convencional SRL (CDNC). Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de petróleo negro.
Durante la etapa piloto, con una duración de 4 años, se proyecta perforar, completar y poner en marcha 14 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de entre 1.100 y 2.000 metros, entre 15 y 28 etapas de fractura y un distanciamiento de 300 metros entre pozos, distribuidos en 5 PAD, y se equiparán con las facilidades necesarias para su puesta en producción. La inversión total estimada para esta etapa es de 181,2 millones de dólares.
Una vez transcurrido el periodo de cuatro años, en la etapa de desarrollo continuo se prevé perforar 206 pozos. La inversión total del proyecto es de 3.330 millones de dólares.
Se estima una producción total de 246 millones de barriles equivalentes de petróleo (BOES) a lo largo del proyecto. Como resultado, las regalías proyectadas para la provincia alcanzarán aproximadamente los 1.569 millones de dólares (542 millones a valor actual).
Originalmente, el área Narambuena formaba parte de Chihuido de la Sierra Negra, que abarcaba una superficie total de 667,13 km2. A fines de 2008, YPF acordó extender el vencimiento de la prórroga; sin embargo, en mayo de 2024, las empresas solicitaron el otorgamiento de la concesión hidrocarburífera no convencional denominada “Narambuena”.
CENCH Aguada de la Arena
El área tiene una superficie de 111 km2. Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de gas húmedo, condensado y seco.
Durante la etapa piloto, se prevé perforar, completar y poner en marcha 6 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 1.500 metros, con 25 etapas de fractura y 300 metros de distanciamiento entre pozos, distribuidos en 2 PADs, y se equiparán con las facilidades necesarias para su puesta en producción. La inversión para esta etapa es de 63,22 millones de dólares. Mientras que, en la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 205 pozos nuevos. La inversión total de proyecto es de 4.184 millones de dólares.
Se estima una producción total de 463 millones de barriles equivalentes de petróleo (BOES) a lo largo del proyecto. Como resultado, las regalías proyectadas para la provincia alcanzarán aproximadamente 1.539 millones de dólares (657 millones a valor actual).
CENCHs La Angostura Sur I y La Angostura Sur II
Se trata de las otras dos nuevas concesiones hidrocarburíferas no convencionales. El área “La Angostura Sur I” tiene una superficie de 249 km2; mientras que “La Angostura Sur II” posee una superficie de 103 km2. Situándose, de acuerdo a la ventana de distribución de fluidos en la formación de Vaca Muerta, en la ventana de petróleo volátil y petróleo negro.
En lo que respecta al plan piloto de La Angostura Sur I, se prevé perforar, completar y poner en marcha 4 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 2.000 metros, con 28 etapas de fractura y 300 metros de distanciamiento entre pozos, distribuidos en cuatro locaciones. Mientras que, en la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 175 pozos horizontales. Respecto a la inversión, el total del proyecto es de 3.450 millones de dólares.
En lo que se refiere a La Angostura Sur II, se proyecta perforar, completar y poner en marcha 3 pozos horizontales. Estos pozos contarán con ramas laterales de 2000 metros y con 28 ramas de fractura. Mientras que, en la etapa de desarrollo continuo, se perforarán 87 pozos horizontales. La inversión total del proyecto es 1.951 millones de dólares.
Se estima una producción total de 267 millones de barriles equivalentes de petróleo (BOES) a lo largo del proyecto. Como resultado, las regalías proyectadas para la provincia alcanzarán 1.922 millones de dólares (821 millones a valor actual).
Obras que se ejecutarán
En el marco de la solicitud de las CENCH, la empresa YPF se comprometió a ejecutar las siguientes obras para la Provincia del Neuquén: construcción de un gasoducto de 16 kilómetros que llevará gas natural a la meseta de la localidad de Añelo; una obra de infraestructura vial que consiste en la pavimentación de un tramo de 90 km de la Ruta 7, entre el empalme con ruta 5 y el empalme con Ruta Nacional N° 40 hacia el norte de Neuquén; otra obra de infraestructura vial consiste en la pavimentación de un tramo de 26 kilómetros de Ruta 7 o a determinar por parte de la Provincia.
En el marco del CERAWeek 2025 -el mayor encuentro mundial de energía que se desarrolla en Houston, Texas-, la Argentina despertó muchas expectativas por el acelerado crecimiento que está teniendo la explotación de Vaca Muerta. Entre los principales pronósticos, se indicó que la producción petrolera del país se duplicará para el 2027.
El presidente y CEO del grupo Techint, Paolo Rocca, dijo que se estarán produciendo 1,5 millón de barriles por día para ese año. La producción se ubica en torno a los 760.000 barriles diarios de crudo y sigue en ascenso, lo que llevó a YPF a mostrar un balance récord.
Cuando esté a activo el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, a principios de 2027, la producción experimentará un crecimiento exponencial.
En el encuentro realizado en Texas, habló Rocca, y entre los participantes estaban el CEO de Tecpetrol, Carlos Ormachea; y el CEO de Transportadora de Gas del Norte (TGN), Daniel Ridelener.
Rocca se mostró muy optimista y también evaluó las políticas que está aplicando el presidente de los Estado Unidos, Donald Trump. “Trump está tratando de controlar el poder dominante de China y reindustrializar a Estados Unidos, lo cual veo razonable. Están usando a las tarifas (aranceles a las importaciones) como política para reorientar la industria”, dijo Rocca.
Un buque carguero chocó este lunes a la mañana contra el barco petrolero Stena Inmaculate en el Mar del Norte. De acuerdo con lo que informó la Guardia Costera de la Monarquía Británica, el impacto ocurrió alrededor de las 9:48 (hora local), a unos 16 kilómetros de la costa de Yorkshire, Inglaterra.
El incidente provocó un incendio en el petrolero y múltiples explosiones, lo que obligó a la tripulación a evacuar la embarcación. En ese sentido, la BBC indicó que toda la tripulación está salvo: en total 32 marinos fueron llevados a la costa y uno solo necesitó ser hospitalizado.
Los detalles sobre cómo se produjo la colisión aún no están claros, pero con las herramientas de seguimiento en línea, se puede tener una idea de lo que sucedió antes y de cómo se están desarrollando las tareas de rescate.
Según el sitio MarineTraffic, el Stena Immaculate -de bandera estadounidense- había viajado desde el puerto griego de Agioi Theodoroi y estaba anclado en las afueras de Hull. Mientras tanto, el buque portacontenedores registrado en Portugal -cuyo nombre es Solong- había estado navegando desde el puerto escocés de Grangemouth hasta Rotterdam, en los Países Bajos.
El director ejecutivo del puerto de Grimsby East, Martyn Boyers, dijo que se vio una “enorme bola de fuego” después de la colisión, y añadió que los barcos están demasiado lejos de la costa para poder verlos.
“Hemos visto los barcos que traían a la tripulación. Deben haber enviado una señal de socorro; por suerte, ya había un barco de traslado de tripulantes allí. Desde entonces ha habido una flotilla de ambulancias para recoger a cualquiera que pudieran encontrar”, detalló.
Boyers señaló que las condiciones del mar eran razonables, con olas de aproximadamente dos metros de altura, pero destacó la presencia de niebla densa en la región durante toda la mañana. Según explicó, esta niebla podría haber sido un factor en el accidente, aunque subrayó que los barcos involucrados cuentan con equipos avanzados de navegación, como radares y sistemas de alerta.
El petrolero involucrado transportaba combustible para aviones del Ejército estadounidense. Minutos después del choque, se prendió fuego y comenzó a derramar todo el contenido que llevaba, lo que generó gran preocupación por el daño ecológico de este nuevo desastre.
El ministro israelí de Energía, Eli Cohen, anunció este domingo que ordenó cortar el suministro eléctrico a la Franja de Gaza, una semana después de que Israel bloqueara toda la ayuda destinada al territorio palestino, devastado por el conflicto entre Israel y el grupo terrorista palestino Hamás.
“Acabo de firmar la orden de dejar de suministrar electricidad inmediatamente a la Franja de Gaza”, anunció Cohen en un video y publicó una foto de sí mismo en la red social X mientras lo hacía.
El objetivo es ejercer presión sobre la organización islamista, señaló. “Basta de hablar, es hora de actuar”, escribió. Hamás todavía mantiene secuestrados a decenas de rehenes desde su ataque a Israel el 07 de octubre de 2023.
“Usaremos todos los medios a nuestra disposición para garantizar que todos los rehenes sean devueltos y nos aseguraremos de que Hamás no esté en Gaza un día después” de terminada la guerra, advirtió.
Hace una semana, tras la expiración de la primera fase del alto al fuego, Israel ordenó detener los envíos de ayuda a Gaza para presionar a Hamás.
El suministro de electricidad a la Franja de Gaza a través de cables desde Israel y Egipto ha sido irregular durante años. Tras el inicio del conflicto en Gaza hace un año y medio, la única central eléctrica en el enclave palestino también dejó de producir. Muchos se las arreglan con energía solar y generadores.
El Ente Nacional Regulador de Gas (Enargas) informó que debido al temporal trágico que azotó a la ciudad de Bahía Blanca el viernes pasado hay menos gas natural disponible.
“Por las condiciones climáticas extremas en Bahía Blanca, la Planta General Cerri, operada por Transportadora de Gas del Sur S.A. (TGS), quedó fuera de servicio”, destacó el regulador del gas.
“Esto ha generado una reducción en el suministro de gas natural. El gas para la demanda prioritaria (hogares, hospitales, colegios, comercios) está garantizado”, agregaron. En ese sentido, en principio, la falta de gas podría afectar a algunas empresas.
En ese sentido, se detalló, se tomaron las siguientes medidas, en el marco de las Pautas de Despacho vigentes:
Cambiar la generación de electricidad de gas a combustibles líquidos, resguardando el abastecimiento eléctrico.
Restringir el suministro de gas a servicios que pueden ser interrumpidos, en aquellos casos en que esta medida resulte útil.
El Enargas aseguró que “está monitoreando la situación junto con la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, TGS y TGN para restablecer el suministro normal lo antes posible
“La crisis meteorológica bloqueó el complejo y se activaron válvulas de seguridad. El sistema está estable, lo que pasa es que hubo que ir sí o sí a corte. Cammesa les ordenó a las generadoras producir energía eléctrica con gasoil en lugar de hacerlo con gas y eso también ayudó. Está estable, aunque en alerta”, explicaron desde la empresa.
En la localidad de Cerri, próxima a Bahía Blanca, la situación es muy compleja, con evacuados que superaron las 800 personas.
Tecpetrol puso en marcha la ampliación de su planta en Los Bastos, ubicada en la región sur de la Cuenca Neuquina, y superó los 1.000 metros cúbicos diarios de producción de petróleo. La compañía, parte del Grupo Techint, busca consolidar su presencia en la ventana petrolera de Vaca Muerta tras su experiencia en el desarrollo de gas no convencional.
El vicepresidente de Tecpetrol para la Cuenca Neuquina y Vaca Muerta, Martín Bengochea, destacó el avance logrado. “Cuando hay una meta clara y un compromiso del equipo, los resultados llegan. Pusimos en marcha la ampliación de la planta de Los Bastos y superamos los 1.000 metros cúbicos diarios de producción de petróleo gracias al desarrollo de shale oil en Puesto Parada”, afirmó en sus redes sociales.
El área Los Bastos fue operada de manera ininterrumpida por Tecpetrol durante más de 30 años. En esta zona se encuentra Puesto Parada, el primer yacimiento de shale oil de la compañía, donde se han incorporado nuevos equipos y recursos con el objetivo de aumentar la producción.
Durante 2024, la empresa trabajó en la perforación y terminación de nuevos pozos en Vaca Muerta. “Cada fase presentó retos únicos que requirieron ajustes, aprendizajes y, sobre todo, un esfuerzo colectivo que siempre estuvo a la altura”, señaló Bengochea. También destacó la importancia de la colaboración entre distintas áreas para alcanzar los objetivos en plazos ajustados.
La compañía busca replicar la experiencia adquirida en Fortín de Piedra, el principal desarrollo de shale gas de Tecpetrol, en sus nuevos proyectos de petróleo no convencional. En este contexto, las inversiones en infraestructura y equipamiento han sido clave para sostener la expansión.
VMOS SA, consorcio conformado por las principales empresas de energía de Argentina, adjudicó a Techint – SACDE la construcción del proyecto de infraestructura energética más significativo del país de los últimos 50 años, según fuentes empresariales.
El proyecto consiste en la ejecución de un oleoducto de 437 kilómetros en la provincia de Río Negro, con un diámetro de 30 pulgadas (76.2 mm) dividido en dos tramos: el primero de aproximadamente 110 kilómetros de extensión, desde Allen (Alto Valle) hasta Chelforó (Valle Medio) y el segundo de 327 kilómetros, desde Chelforó hasta Punta Colorada, en la costa marítima rionegrina.
La construcción inició en febrero de 2025, tras la obtención de los permisos ambientales y legales. Su puesta en servicio será durante el 2026.
La realización de un proyecto de esta magnitud y los desafiantes plazos establecidos exigen la utilización de tecnologías avanzadas, como la soldadura automática y la planta de doble-junta. Asimismo, se deberán sortear otros desafíos técnicos, como la realización de 22 cruces especiales. Dos de estos se ejecutarán con tecnología de perforación horizontal dirigida (HDD), sobre un canal de riego (en el km 247) y el Río Negro (en el km 249).
Además, se estima que se generarán más de 2.000 puestos de trabajo directo y una considerable cantidad de empleos indirectos, lo que tendrá “un positivo impacto económico en la región”.
El VMOS adhirió al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), convirtiéndose en el primer proyecto de la industria hidrocarburífera en calificar dentro del nuevo esquema de promoción de inversiones.
El oleoducto representará una mejora significativa en la capacidad de evacuación y exportación de petróleo crudo desde Vaca Muerta. Se espera que una vez operativo, a fines de 2026, aumente las exportaciones argentinas por el Atlántico en más de 380.000 barriles de petróleo por día (bpd). Posteriormente, se proyecta alcanzar los 690.000 bpd con la incorporación de dos nuevas estaciones de bombeo”.
La unión transitoria Techint – SACDE cuenta con trayectoria en el desarrollo conjunto de proyectos de infraestructura energética. Entre sus antecedentes más recientes, se destacan el gasoducto Perito Moreno de 573 km de 36 pulgadas, la reversión del Gasoducto Norte con 100 km de 36 pulgadas y el tramo II de duplicar para Oldelval SA, que implicó la construcción de un oleoducto de 250 kilómetros en 24 y 30 pulgadas de diámetro.
La empresa petrolera estatal boliviana (YPFB) expresó su descontento por la falta de exportación de gas natural argentino hacia Brasil a través de los gasoductos bolivianos. Según Armin Dorgathen, presidente de dicha compañía, “el problema es la política” adoptada por el Gobierno de Argentina, lo que impide concretar un negocio clave para la región. La red de gasoductos debía utilizarse tras el vencimiento del contrato de venta del hidrocarburo boliviano a Argentina en 2024, pero las decisiones gubernamentales han generado incertidumbre.
Dorgathen indicó que la empresa boliviana está preparada para transportar gas proveniente del yacimiento argentino de Vaca Muerta hacia Brasil. Sin embargo, criticó el establecimiento de un precio mínimo de exportación por parte de Argentina, lo que desalienta al mercado brasileño. “Quieren comerse toda la torta, entonces el socio brasileño dice que no hay mercado para este precio de gas”, señaló el funcionario, quien también advirtió que el gas natural licuado (GNL) sigue siendo más atractivo debido a los altos costos de transporte que implicaría el uso de los gasoductos.
Según replicó Infobae, uno de los principales obstáculos que retrasan la exportación de gas argentino a Brasil es la falta de acuerdo sobre el precio base del hidrocarburo. Según Dorgathen, Argentina impuso un precio mínimo de exportación, cuando debería ser “libre”, lo que ha generado el rechazo del mercado brasileño. El costo del transporte también representa un desafío, ya que los precios se incrementan significativamente al sumar los tramos en Argentina, Bolivia y Brasil.
“Está el recurso, pero lo que no hay es la voluntad de hacerlo”, afirmó Dorgathen, remarcando que la falta de interés político argentino es el verdadero impedimento. Además, mencionó que las obras civiles necesarias para revertir el sentido de los gasoductos han sufrido demoras, dado que el tramo argentino lleva el nombre del expresidente Néstor Kirchner, lo que ha generado controversias internas.
Las tensiones energéticas entre Bolivia y Argentina se producen en un contexto de disminución de las reservas de gas natural en Bolivia. Según datos oficiales, el país cuenta actualmente con 4,5 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas probadas de gas natural certificadas hasta el 31 de diciembre de 2023, frente a los 10,7 TCF reportados en 2017. Esta reducción ha puesto en alerta al Gobierno boliviano, que desde 2021 implementa el ‘Plan de Reactivación del Upstream’, destinado a incrementar la producción de hidrocarburos mediante 42 proyectos exploratorios.
El gas natural ha sido el principal producto de exportación de Bolivia durante al menos dos décadas, desempeñando un papel clave en su crecimiento económico, con Brasil y Argentina como principales mercados. No obstante, en los últimos años, la producción y los ingresos derivados del sector han disminuido, generando incertidumbre sobre el futuro energético del país.
El Índice de Producción Industrial Minero (IPI minero) registró en enero de 2025 un incremento del 3,1% en comparación con el mismo mes del año anterior. La serie desestacionalizada del índice mostró una variación positiva del 2,8% respecto a diciembre de 2024, mientras que la serie tendencia-ciclo reflejó un aumento del 0,4%.
Dentro del sector minero, la extracción de petróleo crudo y gas natural, junto con los servicios de apoyo, exhibió una suba del 1,8% interanual. En particular, la extracción de petróleo crudo aumentó un 11,6% en comparación con enero de 2024. Se produjeron 1.499,2 miles de m³ de petróleo crudo convencional, lo que implicó una caída del 4,6%, mientras que el petróleo crudo no convencional alcanzó los 2.185,0 miles de m³, con una suba del 26,4%.
La extracción de gas natural también registró un crecimiento del 11,9% interanual. En detalle, la producción de gas natural convencional alcanzó los 1.653,0 millones de m³, con un incremento del 8,1%, mientras que el gas natural no convencional ascendió a 2.641,5 millones de m³, reflejando una suba del 14,4%.
El sector minero también mostró un fuerte crecimiento en la producción de carbonato de litio, que alcanzó las 7.793,1 toneladas en enero de 2025, con un aumento del 92,7% respecto al mismo mes del año anterior.
Por el contrario, la producción industrial pesquera sufrió una caída del 3,3% en términos interanuales. Sin embargo, la serie desestacionalizada del índice mostró una variación positiva del 9,3% en comparación con diciembre de 2024, y la serie tendencia-ciclo registró un incremento del 2,4%.
Dado el comportamiento irregular y el patrón estacional cambiante del IPI pesquero en la pesca marítima, es probable que las series desestacionalizada y tendencia-ciclo sean revisadas a medida que se incorporen nuevos datos. Para una mejor evaluación del sector en el corto plazo, los especialistas recomiendan analizar ambas series en conjunto.
Rusia lanzó otro ataque a gran escala, durante la madrugada de este viernes, contra el sistema energético de Ucrania, informó el ministro ucraniano de Energía, German Galushchenko, en Facebook.
“La infraestructura de energía y gas en varias regiones de Ucrania está otra vez bajo ataques masivos de misiles y drones”, escribió. “Operarios de rescate y personal del sector energético están trabajando en los puntos atacados para evaluar los daños”, añadió Galushchenko.
El ministro agregó que se están tomando todas las medidas necesarias para estabilizar los suministros de energía y gas.
Last night, the Russian army carried out another massive attack on our energy infrastructure. Various facilities were targeted in several regions – Odesa, Poltava, Chernihiv, and Ternopil. In total, the Russians used nearly 70 missiles, both cruise and ballistic, as well as… pic.twitter.com/bpj5XCPYSW
— Volodymyr Zelenskyy / Володимир Зеленський (@ZelenskyyUa) March 7, 2025
Según la Administración Regional Militar, una instalación industrial crítica de la región occidental de Ternopil recibió un impacto, por lo que posiblemente esta zona sufrirá restricciones en el suministro de gas.
Anteriormente, el mismo día, la Fuerza Aérea ucraniana informó que las fuerzas rusas habían lanzado varios grupos de combate de drones de drones, además de misiles balísticos y de crucero sobre Ucrania.
Se espera que las delegaciones de Ucrania y los Estados Unidos se reúnan para conversaciones de paz la próxima semana en Arabia Saudita, informó este viernes la agencia de noticias UNN, citando al presidente ucraniano, Volodímir Zelenski.
En medio de la crisis energética por los dos grandes apagones en medio de la ola de calor, el Gobierno oficializó los cuadros tarifarios de la luz con incrementos para la zona del AMBA.
Además, en línea con la “deep motosierra”, se dispuso la reducción el subsidio al que accederán los usuarios de clase media y de bajos ingresos.
La decisión fue formalizada esta madrugada en el Boletín Oficial luego de la publicación de las resoluciones 160/2025 y 162/2025 por parte del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre).
En lo que respecta a Edenor y según lo detallado en el Boletín Oficial, los hogares de altos ingresos comenzarán con un precio base de $1,037.840, sumado a un cargo variable de $99.730. Los usuarios de nivel 2, los de bajos ingresos tendrán un cargo variable de $39.839 por cada kWh consumido. Para el sector ingresos medios, el cargo variable será de $53.231.
Para los usuarios de Edesur se determinó que el nivel 1 de altos ingresos pague una tarifa mínima de $1,027.560, en conjunto a un variable de $99.755. En la misma línea, los hogares de ingresos medios enfrentarán un cargo variable de $53.344 mientras los de ingresos bajos será de $39.978.
A la misma vez se determinó que las facturas de los servicios eléctricos contarán con un apartado en el que se destacará si se aplicó un subsidio, el cual de ahora en adelante se calculará según el consumo mensual y los valores establecidos a principios de este año.
Se espera que haya nuevos aumentos por parte de las empresas proveedoras, justificándolos en que el costo de la energía en Argentina sigue siendo bajo en comparación con otros países de la región.
Un informe privado valuó los daños producidos por los apagones de este miércoles y jueves en 60 mil millones de pesos (o su equivalente de 60 millones de dólares) y estimó en más de 600 mil la cantidad de usuarios afectados durante los momentos pico de corte del servicio eléctrico.
Según el Reporte sobre Daños causados por la suspensión del suministro en el Área Metropolitana (Ciudad de Buenos Aires y Conurbano bonaerense), desarrollado por la ong Defendamos Buenos Aires, se produjeron pérdidas por al menos 60.000 millones de pesos, principalmente por destrucción de electrodomésticos y redes eléctricas en el hogar.
“En medio de dos jornadas de intenso calor, con temperaturas que superaron los 40 grados de térmica en algunas zonas del AMBA, se registró el segundo apagón de energía en menos de 24 horas, que en esta oportunidad llegó a afectar a 622.000 clientes, lo que significa unas dos millones de personas, en tanto en cada hogar de un cliente, vive más de una persona; principalmente de la empresa EDESUR”, dijo Javier Miglino, director de Defendamos Buenos Aires.
Según el abogado, “mucha gente perdió la instalación eléctrica completa, otros los aires acondicionados y las heladeras y en los negocios hubo pérdida total de comida y productos guardados que requieren refrigeración”.
Y analizó que “haciendo un desglose de apenas 96.000 pesos (unos 96 dólares) por cada cliente, con lo que no se compra un ventilador nuevo, hubo al menos 60.000.000 dólares de daños”.
Según el informe, los barrios que resultaron más afectados por los cortes fueron Monserrat, Parque Patricios, Retiro, San Nicolás, Almagro, Balvanera, Boedo, Caballito, Recoleta y Villa Devoto. En el caso de la provincia de Buenos Aires los distritos más golpeados han sido: Avellaneda, Lanús, Esteban Echeverría, Lomas de Zamora, Presidente Perón y Quilmes”, dijo Miglino.
Miglino resaltó que la empresa EDESUR precisó el miércoles a través de su cuenta oficial en X que “se restituyó el suministro a todos los clientes afectados por la salida de servicio de líneas de alta tensión que se produjo en el día de hoy. Quedan fallas puntuales en la red de media y baja que están siendo atendidas”.
“Sin embargo, nada dice de los daños causados a los clientes residenciales y comerciales”, cuestionó el titular de Defendamos Buenos Aires.
Para este abogado, la empresa EDESUR es 100 por ciento responsable por los apagones masivos, en tanto reconoció fallas propias en sus centrales de producción de energía en Costanera y otras y en la distribución de dos líneas de alta y media tensión.
“Para los clientes resulta imposible acceder a ese tipo de instalaciones e incluso está vedado el acceso a todo aquel que resulte ajeno a la empresa con lo que la responsabilidad objetiva es total”, dijo.
Según Miglino, “EDESUR debe hacerse cargo de los daños en propiedades, electrodomésticos, en los accidentes causados en al menos 51 ascensores con personas que terminaron internadas con picos de stress y de presión, producto de la terrible situación padecida”.
El letrado incluyó en la lista de potenciales reclamantes a “la gente que quedó varada en los subtes y los comercios que perdieron mercadería y atención al público. Lo mejor es intimarlos de inmediato”, recomendó.
En tanto el ENRE investigará los dos eventos sucedidos durante el miércoles: los desenganches de las líneas de alta tensión Bosques-Hudson 1 y 2 de 220 KV a las 05:24, y de las líneas de alta tensión CostaneraHudson 1 y 2 de 220 KV a las 12.07, que dejaron sin servicio a 550.000 y 740.000 usuarios respectivamente.
El gigante multinacional británico Rio Tinto, la segunda compañía minera más grande del mundo, se convirtió en el principal productor de litio en la Argentina,
Río Tinto completó este jueves la compra de la compañía Arcadium Lithium, y mejoró su posicionamiento en el mundo minero global.
Con la compra de la australiana Arcadium, Rio Tinto pasó a controlar y operar dos de los seis proyectos actualmente en producción en el país, convirtiéndose en la principal productora de litio en Argentina.
La empresa se sumó al RIGI para invertir US$ 2.500 millones. El acuerdo por la compra de Arcadium se situó en US$ 6.700 millones, permitiéndole controlar el proyecto Salar de Olaroz, en Jujuy.
Además, Río Tinto ya tenía los proyectos Fénix, ubicados en Catamarca y está pronto a incorporar el proyecto Rincón Litio, en Salta.
Luego de concluida la compra, Río Tinto pidió incorporarse al RIGI (Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones), con el objetivo de invertir US$ 2.500 millones en la ampliación de su planta en Rincón Litio.
Estipulan que estas obras concluyan a mitad de año, lo que le daría a Río Tinto el control de tres proyectos de litio para exportar el valioso mineral. Rio Tinto operó en Mendoza con Potasio Río Colorado, hasta 2009.
“La adquisición establece a Rio Tinto como líder mundial en el suministro de materiales para la transición energética y como un importante productor de litio, con una de las bases de recursos de litio más grandes del mundo. Rio Tinto Lithium tiene como objetivo aumentar la capacidad de sus activos de nivel 1 a más de 200 mil toneladas por año de carbonato de litio equivalente (LCE) para 2028″, señaló la compañía en un comunicado.
“Creemos que estamos bien posicionados para suministrar los materiales necesarios para la transición energética, manteniendo al mismo tiempo nuestro enfoque en respetar a las comunidades locales, minimizar los impactos ambientales y generar valor para los accionistas y otras partes interesadas”, enfatizó el director ejecutivo de Rio Tinto, Jakob Stausholm.
Río Tinto, con sede en Londres pero negocios en todo el mundo, es una empresa minera que comenzó a operar en 1873. Es una de las más grandes empresas del mundo, líder en el mercado global de hierro, aluminio y cobre.
Operó en Mendoza con Potasio Río Colorado hasta 2009, cuando vendió el proyecto a la minera brasileña Vale.
La petrolera estatal YPF obtuvo una ganancia de 4.654 millones de dólares en 2024, de la mano del fuerte crecimiento del megayacimiento no convencional de Vaca Muerta, informó la compañía.
El EBITDA -beneficios antes de intereses e impuestos- creció 15%, impulsado principalmente por la recuperación del precio local de los combustibles, los crecientes ingresos por exportaciones de petróleo y la expansión del shale oil.
El desempeño de 2024 incluye alrededor de (-US$300 millones) de campos maduros y (-US$85 millones) por clima adverso en Patagonia para la producción convencional.
Las inversiones alcanzaron los 5.041 millones de dólares en 2024 en línea con el objetivo planteado en el plan estratégico. El 63,5% fueron destinadas al no convencional, mayoritariamente en Vaca Muerta.
Finalmente, además de los dos bonos internacionales emitidos en 2024 (enero: US$ 800 millones con respaldo de exportaciones a 7 años con rendimiento del 9,75% y septiembre US$540 millones singarantía a 7 años con rendimiento del 8,75%), la compañía emitió en enero último 1.100 millones dedólares en bono internacional sin garantía a 9 años con rendimiento del 8,5% para refinanciar 757millones de dólares y adquirir el 54% de Sierra Chata, uno de los bloques gasíferos más prospectivos en Vaca Muerta.
En 2024, la compañía se consolidó como el mayor productor de petróleo en Vaca Muerta, donde su producción creció 26%. Las exportaciones de la petrolera estatal subieron 174%.
Durante 2024, la producción shale promedió los 122.000 barriles diarios, un 26% de crecimiento respecto del año anterior y en línea con el objetivo planteado de llegar a más de 120.000 barriles diarios. En los últimos meses del 2024, la producción alcanzó los 138.000 barriles diarios.
Las exportaciones de petróleo, principalmente a Chile, promediaron los 35.000 barriles diarios en 2024, un 174% superiores al año anterior.
En tanto, las reservas de shale P1 de Vaca Muerta fueron de 854 mil barriles en 2024, un crecimiento del 13% respecto del año anterior.
Hoy representan el 78% del total de reservas de la compañía. La tasa de reemplazo de reservas es de 1,9x, lo cual implica que las actividades shale de la compañía durante el 2024 permitieron que las reservas crezcan casi al doble de lo que se extrajo
El 5 de marzo de 2025, los precios del petróleo registraron una caída superior al 4%, alcanzando niveles no vistos desde 2021. Este descenso se produjo después de que la OPEP+ confirmara su plan de aumentar la producción a partir de abril, lo que implica una eliminación gradual de los recortes voluntarios de 2,2 millones de barriles diarios en los próximos meses.
Además, las crecientes tensiones comerciales derivadas de las políticas proteccionistas de la administración Trump hacia Canadá, México y China han generado preocupaciones sobre una posible desaceleración económica global, lo que podría afectar negativamente la demanda de crudo. En este contexto, el crudo West Texas Intermediate (WTI) cayó un 4,2%, situándose por debajo de los 66 dólares por barril, mientras que el Brent, referencia en Argentina, descendió un 3,3% hasta los 68,64 dólares.
Asimismo, el mercado está atento a las negociaciones relacionadas con un posible acuerdo de paz en Ucrania. Un resultado positivo podría conducir al levantamiento de sanciones a Rusia por parte de Estados Unidos, incrementando la oferta de petróleo en el mercado y ejerciendo una presión adicional sobre los precios.
El Gobierno autorizó este jueves un aumento del 1,7% en las tarifas de transporte y distribución de gas natural, mediante una serie de resoluciones a cargo del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) publicadas en el Boletín Oficial.
El organismo aprobó los nuevos cuadros tarifarios de las transportadoras y las distribuidoras de gas para marzo, en el marco de la emergencia energética, extendida hasta el 9 de julio de 2025, y del periodo de revisión tarifaria, que permite adecuaciones transitorias en las boletas del servicio.
En este sentido, en las normativas se aclara que el DNU 55/23 faculta al interventor del ente, Carlos Casares, a “realizar el proceso de revisión tarifaria” y establece que “hasta tanto culminara dicho proceso podrían aprobarse adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación del servicio público”.
La actualización tarifaria del gas en el último mes del año, se da por pedido del ministro de Economía, Luis Caputo, que por medio de una nota enviada a la Secretaría de Energía sostuvo que “resulta razonable y prudente continuar para el mes de marzo de 2025 con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”.
Al respecto, precisó que “en materia de gas natural, las tarifas de transporte y distribución deberán ser incrementadas en un 1,7%; y el precio PIST deberá ser incrementado en virtud de reflejar lo dispuesto en el artículo 5º de la resolución de la Secretaría de Energía 41/24”.
Con respecto al valor del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), se fijó en US$3,085 el millón de BTU para los usuarios de Metrogas, como uno de los más bajos. Mientras que el precio más elevado lo tienen los clientes de Distribuidora Gas Cuyana, ya que el millón de BTU quedó en US$3,148.
En el caso de la firma que brinda el servicio en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), el precio PIST para los usuarios residenciales que no poseen subsidios será de $120,18 por metro cúbico ($/m3).
Estos valores corresponden al costo que deben afrontar los usuarios residenciales de altos ingresos (Nivel 1) junto con los comercios e industrias, mientras que los hogares de ingresos bajos (Nivel 2) e ingresos medios (Nivel 3) cuentan con una bonificación del 65% y 50%, respectivamente, sobre un determinado bloque de consumo. En caso de excederse en el tope previsto se abona el costo pleno por la diferencia que corresponda.
Al argumentar la decisión, Caputo explicó que se basa en el objetivo de “mantener los precios y tarifas del sector en valores reales lo más constantes posibles, y de evitar así un proceso de deterioro de los mismos que no permitan el sustento del sector y hasta amenacen su continuidad”.
Ante la solicitud del ministro, Energía le comunicó a la autoridad regulatoria la necesidad de avanzar con la aprobación de nuevos valores en las tarifas del servicio, para los segmentos de transporte y distribución.
El ajuste en los cuadros tarifarios fue aprobado para las distribuidoras Naturgy Noa, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Litoral Gas, Metrogas, Camuzzi Gas Pampeana, Camuzzi Gas del Sur, Gas Nea y Redengas.
En cuanto a las empresas dedicadas al transporte, se autorizó la suba para la Transportadora de Gas del Norte, Transportadora de Gas del Sur, Refinería del Norte, Gasoducto Nor Andino Argentina, Energía Argentina, Enel Generación Chile, Gasoducto Gas Andes Argentina, Gas Link y Transportadora de Gas del Mercosur.
El impacto del aumento en las tarifas
Con el incremento, el nuevo cargo por metro cúbico de consumo que se trasladará en marzo a la factura final en el caso de los usuarios del AMBA es $203,98 por m3 para los usuarios de Metrogas y de $189,65 para los de Naturgy.
En relación al nuevo costo fijo que aparecerá en las tarifas desde este mes, para los usuarios de Metrogas oscila entre $2.691,81 y $64.310,11 dependiendo la categoría y la subzona en la Ciudad de Buenos Aires y varía entre $3.108,60 y $34.948,65 en el conurbano bonaerense.
Para los usuarios de Naturgy, que se localizan en 30 partidos del norte y oeste del área metropolitana, el cargo fijo en el tercer mes del año pasará a estar entre $2.190,65 y $23.458,20.
Unos 9.886 usuarios continuaban sin luz este jueves por la mañana tras el segundo apagón que se registró en la zona del AMBA el miércoles por la tarde, y una de las zonas más afectadas es el centro porteño, mientras que algunos ramales de trenes tenían servicios limitados.
Según se indicó en la página del Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE), 8.837 usuarios de Edesur y 1.049 de Edenor seguían sin tener suministro eléctrico, mientras que trascendió que el barrio porteño de Retiro continuaba sin luz y por eso el servicio de trenes de la Línea Mitre estaba limitado.
Además, se indicó que el ramal Tigre circulaba hasta Barrancas, mientras que los ramales Suárez y Bartolomé Mitre llegaban hasta Belgrano R.
Aunque en este momento el número de usuarios sin suministro sigue en actualización, en el día de ayer se registraron hasta dos millones de hogares afectados.
Este nuevo corte de luz se da en un contexto de constantes aumentos tarifarios tras las desregulaciones implementadas con la llegada de Javier Milei a la presidencia.
A pesar del incremento de tarifas y de la ola de calor, que hoy podría rondar los 35°C de sensación térmica, el servicio eléctrico sigue mostrando serias deficiencias, evidenciando la falta de inversiones en infraestructura y mantenimiento en el sistema energético argentino.
La incertidumbre crece porque las temperaturas siguen en ascenso y las empresas eléctricas están en estado de alerta ante la posibilidad de nuevos cortes.
La que ocurrió a las 5:25 dejó sin servicio a 550.000 usuarios. La continuación de esas dos líneas volvió a colapsar a las 12:28, y quedaron sin luz unos 622.000 clientes. Entre los dos masivos apagones, hubo familias que estuvieron hasta ocho horas sin electricidad.
Fuentes del sector eléctrico consideraron “muy raros” los cortes del suministro registrados en la jornada, en la que la sensación térmica alcanzó los 44°, al explicar que, en general, las fallas suelen darse en las redes de media y baja tensión, que son las que llegan a los hogares. Por lo tanto, no descartaron la existencia de un sabotaje.
“Nuestros técnicos recorrieron en forma aérea y por tierra las líneas afectadas, durante esta mañana y el mediodía, para iniciar así una investigación que determine las causas de las fallas”, informaron desde Edesur, la empresa que tuvo los mayores inconvenientes.
Edesur pertenece a la empresa italiana Enel Argentina y, si bien viene siendo muy cuestionada por sus recurrentes problemas, continúa explotando el suministro del servicio de electricidad.
El Gobierno de Javier Milei mostró preocupación por el masivo corte de luz de la empresa Edesur que afectó a gran parte de la Ciudad y municipios del conurbano bonaerense, y se encuentra “recopilando información” para saber los motivos de la interrupción, tras lo cual definirá qué clase de sanciones adoptará.
En ese marco se busca establecer si el corte fue producto de un accidente, de una violación contractual o por falta de inversiones y cuando se determine cuál de estas razones lo produjo, se podrá definir con claridad qué tipo de multas aplicarán o si se irá por una sanción más severa contra la compañía.
“Se está recopilando información. El ENRE está investigando si fue producto de accidente, violación contractual o falta de inversiones. Edesur no hizo las inversiones que tiene que hacer. Estamos estudiando qué es lo que pasó”, sostuvo una importante fuente de la Casa Rosada a un grupo de periodistas acreditados allí.
Edesur pertenece a la empresa italiana Enel Argentina y si bien viene siendo muy cuestionada por los recurrentes problemas del servicio, continúa explotando el suministro del servicio de electricidad.
Hace dos años, Enel anunció que se iba a retirar de la Argentina, lo cual implicaba la venta de Edesur, pero tras el triunfo de Milei la empresa dio marcha atrás con esa decisión y resolvió continuar con sus negocios en el país.
Al respecto, se alega que la empresa se mantuvo en el país pese a las críticas a su servicio debido a la cercanía del gobierno de Milei con la gestión italiana que lidera la premier Giorgia Meloni.
En 2023, y tras 14 años en el país, el grupo italiano Enel anunció que iniciaba su salida de la Argentina, lo cual llevaría dos años y preveía la venta de sus activos en el país y Perú para reposicionar sus negocios en Brasil, Estados Unidos y Europa.
En aquel momento, la corporación dijo que esperaba recaudar 21.000 millones de euros con las ventas de Edesur y otros activos y así reducir su nivel de deuda neta del grupo, y acelerar su reconversión a las energías renovables.
Un año después, las autoridades de Enel le anunciaron al ministro de Economía, Luis Caputo, que desestimaban la idea de irse de la Argentina.
Luego del masivo corte de luz que afectó este miércoles a la zona sur de la Ciudad de Buenos Aires (CABA), los usuarios de Edesur que fueron afectados pueden hacer su reclamo en la página del ENRE, que ya funciona luego de estar caída por varias horas.
Estiman que el apagón impactó a más de 300 mil usuarios, además de causar la interrupción de las líneas de subte A y B, y demoras en el ferrocarril Roca. Los barrios más afectados fueron Almagro, Balvanera, Parque Patricios, La Boca y Villa Crespo, mientras que en el conurbano se vieron afectados principalmente Avellaneda y Lanús.
El comunicado que brindó Edesur indica que tuvo que ver con “una falla en dos líneas de alta tensión, lo que afectó a varias subestaciones de la compañía”, por lo que aseguraron que “nuestros técnicos se encuentran trabajando para restablecer el servicio en su totalidad”.
Paso a paso para reclamar el reintegro
Realizar el reclamo ante la distribuidora y conservar el número.
Ingresar a la página del Ente Regulador de Energía Eléctrica (Enre).
Completar el formulario con la factura del servicio a mano y con el o los reclamos realizados. El Enre te notificará el procedimiento que se aplicará sobre cada caso.
La empresa debe hacer el reintegro en la factura del usuario. Si excede el monto que tenés que pagar, lo acreditará en la siguiente.
¿Qué documentación se necesita para realizar el reclamo ante el Enre?
Números de reclamos ante la empresa distribuidora.
Nota firmada donde se indiquen las fechas y horarios de los cortes.
Factura.
Una copia del título de propiedad o contrato de alquiler si el servicio no está a tu nombre.
Cómo reclamar resarcimiento por daños en artefactos eléctricos
Se puede reclamar resarcimiento por daños a uno o varios de tus artefactos eléctricos, provocados por oscilaciones de tensión y/u otras deficiencias del servicio eléctrico. Esto está dirigido a usuarios de Edenor y Edesur. Será necesario:
Fotocopia de última factura paga
Comprobante de reclamo ante la distribuidora
Formulario de reclamo por daños, debidamente completado y firmado
Presupuestos o facturas de reparaciones originales, con membrete, en pesos y detallando:
Tipo de artefacto
Marca y modelo
Componentes afectados
Firma y aclaración del técnico interviniente
Descripción del trabajo
Lista de materiales utilizados
Precios de repuestos y honorarios por mano de obra
Número de inscripción en AFIP e identificación del servicio técnico
La Secretaría de Energía aprobó este miércoles un incremento del 2 por ciento en el precio de los biocombustibles destinados para la mezcla obligatoria por ley con las naftas y el gasoil, a través de las Resoluciones 29 y 30/2025 publicadas en el Boletín Oficial.
La medida repercute en los valores de los combustibles en los surtidores a partir de marzo, al igual que la suba postergada del impuesto al combustible líquido (ICL) y al dióxido de carbono (IDC) y el aumento del precio internacional del petróleo.
Con la actualización, el precio mínimo de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil quedó en 1.107.605 pesos por tonelada, para las operaciones del mes de febrero de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
La normativa gubernamental determinó que el plazo de pago del biodiésel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Por otro lado, el precio mínimo de adquisición por litro del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar quedó fijado en 717,880 pesos. Mientras que para el generado a base de maíz, el nuevo valor es de 657,962 pesos. El plazo de pago en ambos casos no podrá exceder los 30 días corridos a partir de la emisión de la factura.
La resolución aclara además que los nuevos precios fijados son los valores mínimos para las operaciones de comercialización en el mercado interno. Se trata del segundo ajuste del año en el valor del biodiésel, que en enero ya había tenido una suba. En el caso del bioetanol es el primer incremento en 2025. Durante el mes pasado, se rigió por los precios fijados en diciembre.
La Ley 27.640 establece que para producir el gasoil debe incorporar un 7,5 por ciento de biodiésel producido a partir de aceite de soja, mientras que la nafta requiere mezcla con un 12 por ciento de bioetanol, dividido en partes iguales entre el fabricado a base de caña de azúcar y el derivado de maíz.
El Gobierno nacional oficializó este miércoles un nuevo aumento en los impuestos a los combustibles, que se trasladan al valor de la nafta y el gasoil en torno al 1,9%, en el contexto de una racha de 14 meses seguidos de caída de ventas.
La medida se implementó a través del Decreto 146/2025, publicado este miércoles en el Boletín Oficial con las firmas del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, y el ministro de Economía, Luis Caputo.
El Ejecutivo fijó así la nueva tabla de incrementos para los impuestos sobre los combustibles líquidos (ICL) y el impuesto al dióxido de carbono.
Dentro de sus argumentos, el Ejecutivo alega que, “con el propósito de continuar con la finalidad perseguida a través de los decretos anteriormente señalados, resulta necesario, para los productos en cuestión, volver a diferir parcialmente el incremento correspondiente al primer trimestre calendario de 2024 y, en su totalidad, el del segundo, tercer y cuarto trimestre calendario del año 2024″.
De esta manera, aunque las petroleras definirán el porcentaje final, el litro de la nafta súper aumenta de $1.151 a $1.174 en la CABA, mientras que el gasoil pasa a $1.192 el litro, 1,88% por sobre el anterior precio de $1.170.
Cabe recordar que, en febrero, el sector aplicó un aumento en los precios del 2%, pero el Gobierno nacional determinó en febrero postergar la suba en el impuesto a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono para morigerar el impacto inflacionario.
La actual legislación establece que cada tres meses se deben actualizar los impuestos a los Combustibles Líquidos o ICL (que recae en especial sobre las naftas) y al Dióxido de Carbono (que incide más en el gasoil) y para cuyo monto se contempla la inflación registrada por el Indec en los meses previos.
La suba se da en el marco de una nueva caída en la venta de combustible al público, que experimentó un descenso del 3% interanual en enero y del 4,9% en comparación con diciembre, y acumula 14 meses a la baja.
La magistrada consideró que la presentación llegó fuera de tiempo. Y sostuvo que no respetó el plazo de un año que se tenía para hacerlo.
La fundación Republican Action for Argentina había solicitado a la jueza estadounidense que anule el fallo por el que condenó al Estado argentino a pagar 16.100 millones de dólares a las firmas Burford y Eton Park e investigue a los involucrados en la nacionalización de la petrolera argentina YPF.
La presentación fue hecha el pasado 17 de febrero y la jueza del Tribunal del Distrito Sur de Nueva York emitió una orden de vista a las partes involucradas en el juicio.
El director de Research for Traders, Daríos Epstein, dijo que “aquellos que vendieron pescado podrido y embarraron la cancha diciendo que iban a la salvar US$ 16.000 millones, tengan un poco de humildad y llámense a silencio”. “El tema es serio. No da que lo usen para operar políticamente”, señaló.
En 2023, Preska condenó al Estado argentino por la decisión en 2012 de expropiar a la española Repsol el 51 % de las acciones en YPF sin hacer una oferta pública de adquisición de títulos a otros accionistas minoritarios de la mayor petrolera de Argentina.
El caso se inició en 2015, cuando la firma inglesa Burford Capital y la estadounidense Eton Park impulsaron la demanda tras adquirir los derechos de litigio de dos sociedades constituidas en España y que quebraron: Petersen Energía Inversora y Petersen Energía.
Esas dos sociedades antiguamente habían pertenecido al grupo argentino Petersen -de la familia Eskenazi-, que tenía una participación accionarial del 25 % en YPF al momento de la nacionalización y que no tomó parte del juicio en Nueva York.
Burford y Eton Park reclamaron en el juicio millonarias compensaciones alegando que el Estado argentino debió lanzar una oferta pública de adquisición por el resto de las acciones que no pertenecían a Repsol.
La jueza citó el caso D’Amato versus Deutsche Bank para fundamentar que una intervención presentada más de un año después del inicio del caso no es válida.
Además, citó Restor-A-Dent Dental Lab’ys, Inc. v. Certified Alloy Prods., Inc., estableciendo que el interés del solicitante debe ser directo y no remoto o contingente.
El Gobierno de Javier Milei reglamentó el procedimiento para la importación de vehículos eléctricos e híbridos sin aranceles, eliminando la alícuota del 35% del Derecho de Importación Extrazona. La medida, que busca fomentar la movilidad sustentable y reducir los precios de estos vehículos, establece un límite máximo de 50.000 unidades anuales durante cinco años, distribuidas en partes iguales entre terminales automotrices e importadores.
El Decreto 49/2025, publicado el 30 de enero, había reducido el Derecho de Importación Extrazona para autos eléctricos e híbridos con un valor FOB (precio en fábrica) de hasta USD 16.000 por unidad. Con la nueva Resolución 29/2025, publicada hoy en el Boletín Oficial, se reglamentó el mecanismo para acceder a este beneficio.
Empresas con terminales radicadas en el país y otros importadores podrán postularse ante la Subsecretaría de Política Industrial para solicitar la importación libre de aranceles. El trámite se realizará a través de la plataforma Trámites a Distancia (TAD), integrada con Aduana y la Ventanilla Única de Comercio Exterior.
Criterios de distribución
25.000 unidades estarán destinadas a terminales automotrices radicadas en Argentina.
25.000 unidades serán asignadas a importadores independientes.
Se priorizarán los vehículos con fecha más próxima de nacionalización y el menor precio ofrecido.
El límite anual de 50.000 unidades representa aproximadamente el 20% del total de autos livianos vendidos en el país por año. Con esta medida, el Gobierno busca ampliar la oferta de movilidad sustentable y facilitar el acceso a vehículos eléctricos e híbridos a precios más competitivos.
Tras el masivo apagón que afectó a amplias zonas de la Ciudad de Buenos Aires y el Conurbano en la madrugada de este martes, Edesur emitió un comunicado en sus redes sociales explicando las causas de la interrupción del servicio.
Según la empresa, el corte de luz se debió a una falla en dos líneas de alta tensión, lo que provocó la afectación de varias subestaciones y dejó sin suministro eléctrico a miles de usuarios.
INFORMACIÓN IMPORTANTE
Esta madrugada se registró una falla en dos líneas de alta tensión, lo que afectó a varias subestaciones de la compañía.
Nuestros técnicos se encuentran trabajando para restablecer el servicio en su totalidad.
“Esta madrugada se registró una falla en dos líneas de alta tensión, lo que afectó a varias subestaciones de la compañía. Nuestros técnicos se encuentran trabajando para restablecer el servicio en su totalidad”.
Minutos después, la empresa actualizó la situación y aseguró que ya se restituyó el suministro a más del 60% de los clientes inicialmente afectados, aunque aún persisten zonas sin luz.
Edesur no precisó un horario estimado de normalización total, lo que mantiene la incertidumbre entre los usuarios que continúan sin electricidad.
Un masivo corte de luz afecta la zona sur de la Ciudad de Buenos Aires y varias localidades del Conurbano. A pesar de que la página del ENRE no funciona, se estima que los damnificados podrían ser alrededor de 300.000.
Durante las primeras horas de la mañana, la interrupción del servicio eléctrico dejó sin servicio a las líneas de subte A y B, además de provocar demoras en el ferrocarril Roca.
Almagro, Balvanera, Parque Patricios, La Boca y Villa Crespo son algunos de los barrios afectados en la Ciudad. En tanto, en el Conurbano bonaerense, el apagón tuvo un fuerte impacto en varias localidades de la zona sur, aunque aún no se confirmó el alcance total del corte.
Debido a que la web del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) no está funcionando, no es posible corroborar las zonas completas ni tampoco la cantidad de usuarios totales que están afectados.
En un día clave en el que muchos niños y adolescentes vuelven a clase, hay preocupación por las altas temperaturas que tendrán lugar sobre la tarde, que estarán por encima de los 30°.
El Ministerio de Economía ha dado un paso clave en el proceso de ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM), anteriormente conocido como Gasoducto Néstor Kirchner. La iniciativa surge a partir de un proyecto privado presentado por Transportadora de Gas del Sur (TGS), el cual ha sido declarado de interés público.
La Secretaría de Energía, dirigida por María Tettamanti, supervisará el proceso licitatorio, mientras que Energía Argentina S.A. (Enarsa) será la entidad encargada de llevarlo adelante. El objetivo principal es incrementar la capacidad de transporte de gas desde Vaca Muerta mediante la incorporación de 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), con una opción adicional de 6 MMm3/d.
Este proyecto, presentado en junio del año pasado, es impulsado por TGS, una compañía co-controlada por Pampa Energía y la familia Sielecki. Se estima que la ampliación del gasoducto demandará una inversión total de aproximadamente 700 millones de dólares.
En la reciente Resolución 169 del Ministerio de Economía, publicada en el Boletín Oficial, se formalizó la delegación a la Secretaría de Energía para la realización de la licitación. Esta instancia permitirá que otros competidores interesados puedan presentar sus propuestas para la ejecución del proyecto.
Mendoza dio un paso clave en su transición energética con la inauguración del Parque Solar Malargüe I, el primer desarrollo fotovoltaico de Genneia en la provincia cuyana y el cuarto a nivel nacional. El proyecto de 90 MW de capacidad instalada se suma a la transformación del sector energético provincial, impulsando el abastecimiento sostenible de grandes usuarios industriales y fortaleciendo el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
El evento de inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia, encabezado por Jorge Brito, uno de sus accionistas principales; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO; representantes del resto de los accionistas y directivos de la empresa. Por parte de las autoridades provinciales, participaron el gobernador Alfredo Cornejo, la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, funcionarios nacionales del área de Energía, así como los intendentes de Malargüe y San Rafael, Celso Jaque y Omar Félix, respectivamente.
Durante la ceremonia, Genneia reafirmó su compromiso con el crecimiento del sector energético en Mendoza al anunciar el desarrollo de un nuevo parque solar en San Rafael, con una capacidad de 150 MW y una inversión de 150 millones de dólares. Este proyecto se sumará al Parque Solar Anchoris (180 MW), actualmente en construcción en Luján de Cuyo, y permitirá ampliar significativamente la generación de energía limpia en la provincia. Con estas iniciativas, la compañía proyecta alcanzar una inversión total de 400 millones de dólares en Mendoza para 2026, consolidando su presencia en la región y fortaleciendo el abastecimiento de energía renovable para grandes usuarios industriales en todo el país.
El gobernador Cornejo manifestó: “La inauguración de este parque solar refleja el potencial de Mendoza para convertirse en un polo estratégico de energías renovables en Argentina. Apostamos por la diversificación energética como motor de crecimiento y desarrollo sostenible, y la inversión de Genneia es un claro ejemplo de cómo el sector privado y el Estado pueden trabajar juntos para impulsar el futuro de la provincia.”
“Estamos orgullosos de inaugurar este nuevo parque aquí en Malargüe, confirmando la vocación de crecimiento de Genneia. Estamos invirtiendo 400 millones de dólares en Mendoza para la construcción de 3 parques solares, sumando 420 MW de capacidad instalada al sistema. Y en 2026 habremos superado los 1.400 millones de dólares en capacidad instalada renovable, con 8 parques eólicos y 6 solares en operación en 5 provincias. La minería será uno de nuestros principales clientes, y en ese camino acompañamos a Mendoza, a otras provincias y a la Argentina en su objetivo de una transición energética que impulse su desarrollo”, expresó Jorge Brito, accionista de Genneia.
El Parque Solar Malargüe I es el cuarto desarrollo fotovoltaico de Genneia en Argentina y el primero en la provincia de Mendoza. El parque, que abarca 312 hectáreas, incorpora más de 160.000 paneles solares bifaciales de última tecnología, capaces de captar energía tanto de la radiación directa como la reflejada en el suelo, optimizando así su eficiencia hasta en un 10% adicional. Además, sus módulos están montados sobre seguidores solares, que ajustan su posición según el recorrido del sol para maximizar la producción energética.
El desarrollo requirió una inversión superior a los 90 millones de dólares. En su pico de construcción generó 280 empleos indirectos, contribuyendo significativamente al crecimiento económico y social de la región.
Con la puesta en marcha de este nuevo parque, y los próximos dos proyectos de Genneia en camino, Mendoza se consolida como un referente nacional en energías renovables. Este hito refuerza el compromiso de la provincia y de Genneia con el desarrollo sostenible, la reducción de emisiones de CO2 y la promoción de empleo de calidad, elementos clave para el futuro energético de Argentina.
Acerca de Genneia
Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19% del total de la potencia instalada, alcanzando el 21% de la generación de energía eólica y el 12% de la solar. En enero de 2025, la compañía logró alcanzar 1,25 GW de potencia instalada, un hito sin precedentes que consolida, una vez más, su liderazgo en el sector de energía limpia.
Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 944 MW en energía eólica y 310 MW en energía solar, con sus parques Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III, en la provincia de San Juan, y Malargüe I en Mendoza. Actualmente, la empresa está avanzado en la construcción del Parque Solar Anchoris, ubicado en Luján de Cuyo, con una capacidad de 180 MW. Y sumará los 150 MW de San Rafael, alcanzando los 1.584 MW de capacidad instalada en 2026.
En el marco del compromiso asumido por el gobernador Ignacio “Nacho” Torres centrado en el impulso de las energías renovables en Chubut; la Subsecretaría de Energías Renovables de la Secretaría de Infraestructura, Energía y Planificación del Gobierno del Chubut trabaja en la difusión, control e implementación de sistemas de energía renovable en diversos puntos de la provincia.
Con este fin, en noviembre se inspeccionaron los sistemas fotovoltaicos instalados en albergues estudiantiles ubicados en Chacay Oeste, Blancuntre, Cushamen, Fofo Cahuel y Costa Del Lepá; y en las plantas de campamentos educativos de Piedra Parada y Lago Puelo.
Además, el equipo técnico instaló siete sistemas fotovoltaicos domiciliarios a pobladores rurales de la zona de Aldea Epulef, a través del departamento Eolo Chubut.
El proyecto presentado y aprobado oportunamente por el Comité Ejecutivo del Consejo Federal de la Energía Eléctrica, busca instalar 30 sistemas de generación fotovoltaica domiciliaria (SFD) a pobladores rurales dispersos de las comunas rurales de Aldea Epulef y Colan Conhué.
La población objetivo es aquella que habita en las áreas cercanas a las comunas, y que, ya sea por razones técnicas y/o económicas, no se proveen del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), ni de la generación abastecida por la Dirección General de Servicios Públicos.
Dicho equipamiento está conformado por un panel solar policristalino de 310 watts, un regulador solar MPPT/max display 20A y una batería plomo-ácido de 12 volt-110 Ah. La instalación eléctrica se realizó con luminarias de tecnología LED, con el propósito de disminuir el consumo sin sacrificar calidad de iluminación. De esta manera se dispondrá de energía suficiente para el uso de siete luminarias LED y un TV LED y su decodificador, en caso de que el usuario cuente con el adecuado inversor.
La experiencia adquirida ha demostrado que el abastecimiento de servicio eléctrico a la población rural dispersa mediante la instalación de sistemas individuales de generación renovable resulta factible, puesto que satisface las necesidades energéticas de dicha población, sin perjuicio de las mejoras que pudieren surgir en el futuro.
El diputado bonaerense de La Libertad Avanza, Guillermo Castello, presentó en las últimas horas un proyecto para establecer por ley la opción del autodespacho de combustible en las estaciones de servicio de la provincia de Buenos Aires.
En línea con lo promulgado recientemente por el Gobierno nacional, Castello sostuvo que la modalidad de autodespacho de combustible permitirá a las estaciones de servicio contar con una posibilidad más para organizar la oferta de sus servicios; incluso podría “permitir la fijación de un precio diferenciado más bajo para esta alternativa”.
Dificil con el kirchnerismo gobernando la Provincia, pero seguimos intentando desregular las actividades comerciales de la Provincia. Presentamos proyecto de ley para permitir el autoservicio de combustibles líquidos en las estaciones de servicio. LA LIBERTAD SIGUE AVANZANDO. pic.twitter.com/ZltV4bpvCB
En detalle, la iniciativa del legislador bonaerense de La Libertad Avanza establece la modificación del primer artículo de la Ley 13.623 para autorizar en todo el territorio de la provincia, “el autodespacho de combustibles líquidos como modalidad optativa, a elección de los expendedores, quienes podrán implementarla en forma total o parcial”.
“La provincia debe garantizar una amplia libertad en la circulación de bienes y servicios y de simplificar y eliminar las trabas burocráticas que afectan la prestación de los mismos, resulta pertinente implementar medidas que promuevan el desarrollo de la industria, el avance tecnológico y amplíen la oferta de servicios para los consumidores”, precisó Castello en los argumentos del proyecto.
Asimismo, el diputado bonaerense aclaró que la medida no regiría en el caso del gas natural comprimido, al afirmar que este tipo de modalidad deber ser atendidas en las estaciones de servicio por personal especialmente capacitado en el rol de incendios y en la aplicación de las normas de seguridad para el expendio de combustible por surtidor.
Por último, Castello remarcó que el autoservicio de combustible es una “actividad permitida de larga data en muchos países”, entre los cuales ejemplificó en los casos de Estados Unidos, la Unión Europea, Chile, Perú, Colombia y Uruguay. De esta manera, la iniciativa que ingresó en la Cámara baja bonaerense se suma a la impulsada en el Senado por el bloque de La Libertad Avanza.
Es preciso mencionar que, la administración nacional de Javier Milei oficializó a fines de enero la autorización del autodespacho de combustibles, una modalidad que permitirá que las estaciones de servicio que hoy limitan sus horarios puedan operar las 24 horas.
De esta manera, aquellas estaciones interesadas en ofrecer autodespacho de combustible deberán solicitar autorización a la Secretaría de Energía, bajo la potestad del Ministerio de Economía que definirá los requisitos necesarios para su implementación.
No obstante, funcionarios del Ejecutivo bonaerense advirtieron que no aplicarán la desregulación que permitiría el autodespacho de combustible. En esa línea, desde la cartera de Trabajo indicaron que Kicillof decidió “hacer respetar la ley 13.623” para proteger “el empleo, la salud y la seguridad de los trabajadores”.
El ministro de Interior, Justicia y Paz de Venezuela, Diosdado Cabello, rechazó las medidas impuestas por el Gobierno de Estados Unidos contra la empresa petrolera estadounidense Chevron , a la cual no se le permitirá continuar operando en territorio venezolano por disposición de la Casa Blanca. El presidente estadounidense Donald Trump revocó, a partir del primero de marzo, la licencia que autoriza a la petrolera estadounidense Chevron a operar en Venezuela.
A través de la televisión estatal, Cabello sostuvo que estas restricciones serán superadas por el pueblo venezolano y agregó que terminarán perjudicando a quienes las implementan. El también secretario general del Partido Socialista Unido de Venezuela (PSUV), afirmó que el imperialismo intentó debilitar a Venezuela a través de múltiples bloqueos y sanciones durante los últimos años, pero que la “Revolución Bolivariana” sigue firme.
“Este pueblo es indestructible”, enfatizó el dirigente, quien además apoyó las palabras de la vicepresidenta Delcy Rodríguez. La vicepresidenta rechazó las sanciones de manera contundente, asegurando que dichas medidas derivaron en “rotundos fracasos” para Washington, informó la agencia de noticias Xinhua.
Cabello también destacó el papel del pueblo venezolano en la resistencia ante las dificultades, recordando momentos como las interrupciones de servicio eléctrico por varios días y la imposibilidad de comercializar petróleo y oro a causa de las impuestas por los Estados Unidos. “Nos cortaron el servicio eléctrico, nos impidieron vender petróleo y oro, ¿y han podido con nosotros?, no, no podrán con nosotros”, exclamó el ministro.
Las distribuidoras de energía eléctrica de Buenos Aires y el conurbano -Edenor y Edesur- presentaron sus planes de inversión para los próximos cinco años, al tiempo que propusieron una actualización en la tarifa de su servicio para este año que promediará el 10%, si se suma el ajuste por el transporte.
En el marco de la audiencia pública realizada este jueves, correspondienteal Proceso de Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT), y ante las autoridades del Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE), los representantes de las empresas hicieron sus pedidos de hasta 2029. Esos ingresos pueden venir de los usuarios, mediante las tarifas, o de asistencia del Estado a través de subsidios.
En el caso de Edenor, que recordó que no recibe subsidios, el ajuste tendría un impacto en las boletas finales en un 8%. Sumado a lo que pidieron las transportistas como Transener -2%-, sería un 10% de aumento de tarifas, que es el máximo que va a autorizar el Gobierno este año por encima de la inflación, y posiblemente en cuotas a partir de abril. Al mismo tiempo, las tarifas se irán actualizando mensualmente sobre la base de la evolución de los precios.
Esto implica, según calcularon en dicha firma, que el 80% de los usuarios residenciales pasará a pagar en promedio $29.544, equivalente a un alza de $9.624. A esto se sumará el 2% de Transener.
Cabe recordar que lo que pagan los usuarios en sus boletas se compone por el precio de generación (44%), impuestos (24%), transporte (2%) y distribución (30%).
Por su parte, Edesur, sin más precisiones, planteó en el acto público un régimen tarifario para pequeñas demandas con simplificación de escalas, eliminación de saltos en categorías y contratación de potencia para suministros trifásicos. Las medianas y grandes mantendrían los cargos actuales pero se incrementaría el valor de los recargos por exceso de potencia.
El nuevo cuadro de tarifas definido en última instancia por el Ejecutivo será publicado el próximo 31 de marzo y entrará en vigencia el 1° de abril. La intención oficial es que los aumentos en los costos de distribución y transporte no se trasladen en más de un 10% a las facturas, a fin de evitar una aceleración inflacionaria en pleno año electoral. Las compañías seguirían ese sendero.
El grupo empresarial y multinacional Rio Tinto se sumó al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y prevé producir y exportar, a partir del 2028, 60.000 toneladas de carbono de litio por año en la provincia de Salta.
Lo anunció el ministro de Economía, Luis Caputo, a través de sus redes sociales, el martes pasado: “Undécimo proyecto RIGI presentado. Proyecto de Exportación Estratégica de litio de la empresa Rio Tinto por US$2.7 billones en Rincón, Salta. Así una de las compañías mineras más grandes del mundo vuelve a creer en Argentina”.
La multinacional angloaustraliana adquirió, en marzo del 2022, a la empresa Rincón Mining Pty Ltd, la cual era dueña del proyecto ubicado en la provincia salteña.
Una vez revisado el mismo, Rio Tinto solicitó la autorización para la construcción de una planta de demostración para la producción de 3.000 toneladas anuales de carbonato de litio grado batería.
La construcción de la planta comercial comenzará cuando Rio Tinto obtenga los permisos ambientales pertinentes del gobierno de de Salta, a cargo de Gustavo Sáenz, el cual demandará un total de 2.600 trabajadores.
En diciembre del año pasado, el directorio de Rio Tinto aprobó el proyecto para la producción de 53.000 toneladas anuales de carbonato de litio grado batería utilizando la tecnología de extracción directa (DLE), la cual permite tener el litio en 24 horas.
En ese mismo mes, el presidente Javier Milei había conversado con el Director Ejecutivo de Rio Tinto Group, Jakob Stausholm, quien le agradeció al mandatario por el RIGI:“Muchas gracias Presidente. Ha sido clave para poder convencer a los accionistas para seguir adelante con las inversiones en Argentina”.
La empresa Rio Tinto fue fundada en el año 1873 y posee una producción diversa de metales y minerales.
Vista Energy, la petrolera del empresario Miguel Galuccio, dio a conocer los resultados financieros del cuarto y último trimestre de 2024, así como también los de todo el año.
En primer lugar, la compañía registró ingresos por US$ 471 millones en el trimestre, un 52% más que en el mismo periodo del año anterior. De esta manera, en todo el 2024, la cifra avanzó un 41% hasta los US$ 1.648 millones.
Al descontar los costos asociados a las ventas, la utilidad bruta trimestral creció año a año un 39% hasta los US$ 217 millones en el trimestre. Así, el monto subió un 38% en todo el 2024 hasta concluir en US$ 818 millones.
Sin embargo, la utilidad neta ajustada del trimestre cerró en alrededor de US$ 22 millones, lo que implica una caída interanual del 91%. Además, en el periodo de doce meses finalizado en diciembre, la ganancia ajustada se desplomó un 61% hasta los US$ 194 millones, aproximadamente.
En la presentación de balances, Vista Energy reveló que el total de activos se incrementó un 63% hasta los US$ 4.232 millones, mientras que el total de pasivos subió un 93% hasta los US$ 2.611 millones. De esta manera, el patrimonio neto terminó el año en US$ 1.621 millones, un 30% más que en 2023.
Por otra parte, la energética detalló que, durante el cuarto trimestre de 2024, la producción total creció un 51% interanual hasta los 85.276 barriles de petróleo equivalentes por día (boe/d), un 17% más que en el trimestre anterior.
En cuanto a la producción de petróleo en sí, fue de 73.491 barriles por día, un aumento trimestral del 16%, impulsado principalmente por la conexión de 25 pozos entre mediados de agosto y principios de diciembre, y un aumento del 52% en comparación con el mismo trimestre del año anterior.
Asimismo, produjo 69.660 boe/d en todo el 2024, con casi el 86,7% proveniente de la producción de petróleo y 12,8% vinculado al gas natural. Frente a 2023, hubo una mejora del 36% en la producción total.
Además, exportó 10,6 millones de barriles de petróleo, lo que representó un aumento del 29% en comparación con el año anterior y el 49% de los volúmenes de ventas de petróleo.
Marzo comenzará con una suba en los precios de los combustibles en todo el país a partir del próximo sábado 1 de marzo y el incremento sería en torno al 2%.
Según revelaron fuentes del sector, la suba estará por encima de la tasa de devaluación mensual del peso que aplica el Gobierno. Por estas horas, en la administración que conduce Javier Milei terminan de definir el porcentaje.
El incremento tendrá lugar después de que en febrero se ajustaran los biocombustibles, tanto en el biodiesel y el bioetanol, de mezcla obligatoria con el gasoil y la nafta respectivamente.
Hay que recordar que el 31 de enero último el Gobierno nacional postergó la actualización de los impuestos al combustible hasta el 1 de marzo, con el fin de atenuar el impacto sobre los precios al consumidor y controlar la inflación.
360Energy realizará una emisión de obligaciones negociables (ON) por hasta U$S 10 millones, ampliable hasta U$S 15 millones, para desarrollar parques solares fotovoltaicos en distintos lugares del país.
La emisión es de las ON, clasificadas como Bono Verde, se realizará el próximo jueves 27 de febrero. Los fondos están destinados a financiar parques solares fotovoltaicos en Colón, Arrecifes, Realicó, Palomar y Córdoba.
Entre los instrumentos, ON Bono Verde Clase 5, recibió la más alta calificación ambiental en Argentina, con una certificación BV1 (arg), que fue otorgada por la agencia Fix.
360Energy lleva colocados más de U$S 120 millones en ON verdes entre 2022 y 2024, reafirmando su compromiso con el financiamiento de proyectos sostenibles.
Al respecto, Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy, dijo: “Nuestra empresa es pionera en el sector de la energía solar fotovoltaica en el país, y nuestro rol es ser protagonistas de la transición energética de la región”.
El proyecto de exploración en Palermo Aike, la formación shale de Santa Cruz que promete convertirse en la “hermana menor” de Vaca Muerta, recibió un duro revés. YPF y Compañía General de Combustibles (CGC) cerraron el primer pozo horizontal tras solo tres meses de producción.
El pozo CGC.SCA.Ma.x-1(h), perforado en el área Campo Indio Este – El Cerrito, tuvo una rama horizontal de 760 metros y fue sometido a 12 etapas de fractura. Sin embargo, su rendimiento dejó muchas dudas: si bien arrojó buenos volúmenes iniciales de petróleo, también produjo un 85% de agua, lo que puso en cuestión su viabilidad económica.
Desde fines de agosto hasta noviembre, la producción del pozo varió entre los 47 y 68 barriles diarios, acumulando en total 29.700 barriles. En diciembre, las empresas decidieron cerrarlo sin dar detalles precisos sobre los motivos.
El cierre de un pozo no significa su abandono definitivo, pero sí es un indicio de que los resultados no fueron los esperados. El CEO de YPF, Horacio Marín, reconoció en una entrevista con A24 que, aunque el pozo tuvo buena presión y podría ser rentable, la alta presencia de agua obliga a repensar la estrategia: “Tendremos que hacer otro pozo”.
Un desafío costoso y sin infraestructura
La perforación de este pozo representó una inversión de 49 millones de dólares, un monto elevado en comparación con los actuales pozos en Vaca Muerta. Esto se debe, en parte, a la falta de infraestructura para el fracking en Santa Cruz, lo que obligó a trasladar equipos desde otras regiones.
A pesar del revés, YPF y CGC anunciaron que continuarán con la exploración en Palermo Aike. Este año está prevista una campaña de recolección de datos sísmicos para evaluar los próximos pasos.
La incertidumbre sobre el potencial de la formación sigue abierta. La producción de petróleo es clave para su desarrollo, pero el factor económico determinará si Palermo Aike puede convertirse en un polo energético o si seguirá en etapa experimental.
El Gobierno se manifestó en apoyo a la presentación de la ONG Republican Action for Argentina (representada por el abogado Fernando Irazu) ante la jueza Loretta Preska de la Corte de Distrito de Estados Unidos para el Distrito Sur de Nueva York solicitando intervenir en el Caso Petersen, que investiga los hechos que rodearon la adquisición de las acciones de YPF por parte de la familia Eskenazi, y pidió que se revoque el fallo en contra de la Argentina por u$s16.100 millones.
“La respuesta expresa también la firme voluntad de este Gobierno en colaborar con el gobierno de los Estados Unidos en cualquier investigación que pueda arrojar luz sobre los hechos y circunstancias que rodean este asunto, sin que ello implique abandonar sus planteos en el sentido de que los tribunales estadounidenses no son el foro adecuado para resolver las pretensiones de los demandantes en este caso”, expresó el Ejecutivo a través de la Procuracion del Tesoro de la Nación.
Quien estará a cargo de llevar adelante la estrategia de la defensa argentina en este caso es Juan Ignacio Stampalija, Subprocurador del Tesoro de la Nación, ya que el Decreto 122/2025 excusa al procurador Santiago Castro Videla para intervenir en los casos ya que tiene un socio, Alberto Bianchi, que defendió a uno de los fondos que litiga contra el país en el juicio.
“Este Gobierno ha tenido que asumir la defensa del Estado Argentino basado en hechos de los cuales ninguno de sus integrantes ha participado y en una etapa procesal sumamente avanzada. Frente a esta situación heredada, continuará haciendo todo lo que está a su alcance para buscar alternativas de solución que permitan, a pesar de la enorme dificultad que ello presenta, revertir la sentencia o mitigar su impacto”, añadieron en un comunicado difundido este martes.
“La República Argentina continuará haciendo uso de su derecho de legítima defensa y agotando instancias judiciales en pos del bienestar de todos los argentinos”, concluye el texto. El martes vencía el plazo establecido por Prieska para responder en el marco de la condena a pagar a las firmas Burford y Eton Park para que se investigue a los involucrados en la nacionalización.
El abogado Fernando Irazu, representante de la fundación Republican Action for Argentina, aseguró en declaraciones a EFE que la jueza Preska emitió una orden de vista a las partes involucradas en el juicio.
“Las partes, incluyendo el Estado argentino y YPF, tienen hasta el martes 25 para responder, según lo ordenado por la jueza Preska. Es de suma trascendencia que avalen las razones de la presentación para proteger los derechos de todos los argentinos”, aseguró Irazu.
Ahora, la decisión está en manos de la magistrada, y podría haber un giro favorable para el país en cuanto a la sentencia que obliga al Estado a pagar esa cifra millonaria al fondo estadounidense Burford por el modo en que fue estatizada YPF en 2008.
Las ventas de combustible al público experimentaron un retroceso en enero de 2025 de 3% en forma interanual y 4,9% con relación a diciembre de 2024.
Un informe de la consultora Politikon Chaco en base a datos oficiales precisó que las ventas totales de naftas y gasoil alcanzaron los 1.422.211 metros cúbicos. Este es el décimo cuarto mes consecutivo de descensos.
La venta de naftas representó el 59% del total comercializado, mostrando un incremento interanual del 1,6%. Este aumento fue impulsado principalmente por la nafta premium, que creció un 14,0%, mientras que la súper disminuyó un 2,2%.
En tanto, el gasoil representó el 41% del total, registrando una caída del 8,9% en comparación con enero de 2024. Al igual que en las naftas, el gasoil premium mostró un alza del 7,5%, mientras que el común retrocedió un 17,3%.
Ocho de las 24 jurisdicciones subnacionales presentaron subas interanuales en las ventas de combustible, destacándose Salta (8,2%), Catamarca (6,7%) y La Rioja (5,8%). Santa Fe, Entre Ríos, CABA y La Pampa registraron los descensos más fuertes, todos de doble dígito.
En 22 de las 24 jurisdicciones subnacionales, la nafta predominó en las ventas sobre el gasoil, con picos de concentración en CABA (77% del total). En La Pampa y Mendoza, el gasoil fue el combustible predominante.
Dieciséis provincias registraron incrementos interanuales en la venta de naftas, lideradas por Salta (9,1%), Mendoza (8,5%) y Catamarca (7,9%). CABA experimentó la mayor baja (-8,0%). La nafta súper mostró alzas solo en ocho distritos, mientras que la premium creció en 23 distritos.
El gasoil tuvo alzas en solo seis distritos, con Tierra del Fuego liderando el crecimiento (+8,1%). Santa Fe registró el descenso más fuerte (-23,3%). El gasoil común solo tuvo alzas en Tierra del Fuego (+5,4%), mientras que veinte distritos exhibieron incrementos en el Premium.
Chile se ve afectado este martes a la tarde por un masivo corte de luz que abarca a casi todo el territorio del país vecino. Según informaron fuentes oficiales, el apagón va desde Arica, en el norte, hasta la región de Los Lagos, en el sur. De acuerdo con los últimos registros de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) a nivel nacional hay un 80.1% de clientes que permanece sin electricidad.
“A la hora del presente reporte, se registra un corte masivo del suministro de energía eléctrica, el cual afecta el territorio entre las regiones las regiones de Arica y Parinacota y Los Lagos. Alteración de suministro de electricidad (preliminar)”, informó el Servicio Nacional de Prevención y Respuesta ante Desastres de Chile.
Hoy ha sido un día complejo para millones de compatriotas, ya que debido a una falla eléctrica de la empresa ISA InterChile, se provocó un corte de energía masivo a lo largo del país.
La reposición se ha ido dando parcialmente, sin embargo, esto no lo vamos a dejar pasar y vamos… pic.twitter.com/ofZ6r27d8p
Las comunas más afectadas son la Región Metropolitana con 582.430 personas sin electricidad, la sigue Los Lagos con 328.488 y Los Ríos con 161.843 afectados. En Santiago de Chile, por ejemplo, los semáforos dejaron de funcionar. También se interrumpió el servicio del Metro y los trenes, entre otros servicios.
El problema se originó a las 15.16, de acuerdo con lo que señaló el Coordinador Eléctrico de Chile, y estuvo provocado por “una desconexión del sistema de transmisión de 500 kV en el Norte Chico”. “El Coordinador Eléctrico Nacional activó el Plan de Recuperación de Servicio para reponer los consumos en el menor tiempo posible“, añadió el organismo oficial. Y continuó: “Las causas de este corte del suministro serán investigadas y analizadas de conformidad al protocolo previsto por este tipo de contingencias, habiéndose informado de su ocurrencia a la autoridad pertinente”.
Según informan distintos medios chilenos, el presidente Gabriel Boric se trasladó hasta la Central de Gestión Operativa de Carabineros de Chile para monitorear la emergencia. Ante la magnitud de la emergencia, las autoridades convocaron de inmediato un Comité de Gestión del Riesgo de Desastres (Cogrid) a nivel nacional.
La ministra del Interior chilena, Carolina Tohá, trató de llevar calma a la ciudadanía en conferencia de prensa y anunció que “no hay ninguna razón para pensar que se trate de un ataque, sino que lo sucedido fue una falla y que debiera reponerse el servicio pronto”. Además, anunció que se están “evaluando medidas para proteger a la población” y afirmó que el sistema debería reestablecerse “en las próximas horas”, sin dar mayores precisiones.
El ministro de Transporte y Telecomunicaciones, Juan Carlos Muñoz Abogabir, afirmó en conferencia de prensa que los servicios de telecomunicaciones funcionan con “bastante normalidad” para la magnitud del corte. Aunque consideró que si la situación se prolonga, es posible que comience a falla el sistema.
El aeropuerto de Santiago, Nuevo Paudahuel, activó los sistemas de respaldo que por ahora le permiten mantener la operación regular de los vuelos. De todas maneras, le solicitaron a los pasajeros que tienen viajes programados para el día de la fecha que se comuniquen con su aerolínea para confirmar el estatus del vuelo. Algunos viajeros denunciaron que sus vuelos están siendo cancelados o retrasados a causa del corte de suministro eléctrico.
Por su parte, la plataforma Transporte Informa de la Región Metropolitana advirtió a los usuarios que extremen la precaución ante la posible falta de funcionamiento de semáforos en varios puntos de la Región Metropolitana debido al corte masivo de suministro eléctrico.
El Gobierno anunció la eliminación de una serie de regulaciones que pesaban sobre la actividad petrolera, encareciendo los costos y afectando la productividad, mediante la Resolución 20/2025 publicada en el Boletín Oficial.
La medida forma parte del conjunto de normas comerciales dadas a conocer este martes para reducir los costos y alentar la baja de precios y la competencia en diferentes rubros.
Por un lado, se dispuso la derogación de la Resolución 84/2012 que creó el reglamento técnico y metrológico para Tanques Fijos de Almacenamiento, marcando los requisitos de recipientes fijos destinados a almacenar líquidos a granel, a presión atmosférica o bajo presión, y a través de cuyas mediciones se realicen transacciones comerciales.
El ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, destacó en su cuenta de X la decisión de dejarlo sin efecto, al precisar que “establecía cómo debía ser un tanque de almacenamiento de petróleo como si los usuarios (YPF, PAE, etc.) no pudieran evaluarlos por sí mismos”.
Una de las cosas más perniciosas de la regulación es pensar que un burócrata puede decirle a las empresas (gente adulta que participa de un negocio) cómo tiene que hacer las cosas. Cuando la regulación va por ese lado, es un camino de ida para el desastre. En el mejor de los…
Además, expuso que “lo más dramático es que obligaba a una verificación periódica que requería vaciar los tanques generando un residuo ambiental muy costoso de remediar”.
El texto oficial aclaró que la medida se tomó en pos de contar con “un sistema claro, coherente y adaptado a las necesidades actuales del rubro, que fomente la eficiencia, la innovación y el desarrollo económico de la industria del Petróleo y sus derivados, eliminando procedimientos innecesarios que generan un dispendio de recursos”.
Por otro lado, se avanzó con la derogación de la Resolución 85/2012, que establecía el Reglamento de Medidores de Petróleo y sus derivados y otros líquidos distintos del agua, ya que “no resulta de aplicación efectiva en la actualidad por carecer de precisiones y criterios procedimentales y técnicos compatibles con la composición y funcionalidad de los medidores comprendidos en la norma técnica cuya derogación se impulsa”.
Al respecto, Sturzenegger sostuvo que dicha regulación se instrumentó “fiel al estilo kirchnerista”, ya que “autorizaron un solo medidor nacional”, precisando que “como los medidores previos no pasan la norma obligaron a todo la industria a cambiar al ‘nacional’” y remarcó que “a su vez imponía una periodicidad de verificación ilógica”.
Al mismo tiempo, se dio de baja la Resolución 185/2000 que contenía al Reglamento Técnico y Metrológico referido a Medidas Materializadas de Longitud de Uso General, que había sido implementado en línea con el Mercosur.
En la mirada del titular de la cartera desreguladora “este es el caso más insólito”, en base a que “habíamos adoptado un régimen para adecuarnos al Mercosur. Pero el bloque derogó este farragoso compendio por impracticable, pero aquí siguió vigente”.
Además de las mencionadas normas, también se eliminaron las Resoluciones 83/2001, 241/2014, 246/12016, 243/2017, 545/2019, 1709/2023, que formaban parte del marco regulatorio que generaba sobrecostos en el sector.
Al fundamentar las derogaciones, el Ejecutivo consideró que “resulta indispensable alinear las políticas aplicables al mercado interno, procediendo a una verdadera desburocratización y simplificación de los procesos productivos en relación con el usuario, así como a la eliminación de todas las trabas y obstáculos al comercio que solo han generado incrementos en los costos de las transacciones y pérdidas de tiempo en la gestión de los trámites para los proveedores, lo que finalmente redunda en un perjuicio para los consumidores”.
El dirigente petrolero y diputado nacional por Chubut Jorge Ávila puso paños fríos a la preocupación generalizada tanto en el ambiente laboral como de empresas proveedoras respecto de la venta del área de Manantiales Behr por parte de YPF, que bien podría transformarse como el abandono casi total de la actividad extractiva de la empresa en Comodoro Rivadavia.
“Yo le quiero dar tranquilidad a los trabajadores. Tranquilidad a los trabajadores que están en Manantiales, que YPF no se va a ir todavía este año“, dijo el Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut.
Por su parte el gobierno de Chubut también salió al cruce de las versiones que daban cuenta de la venta del yacimiento en cuestión. “No está en la agenda de YPF avanzar con una venta del yacimiento”, aseguró el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce.
“Lo que pasó fue que hubo una reunión en donde se informó que se habían recibido algunas ofertas por parte de algunas compañías, y a partir de eso se malinterpretó lo que se había comunicado y salió esa versión de que YPF se había ido de Manantiales Behr”, explicó el ministro provincial.
“Manantiales Behr es uno de los bloques más atractivos a nivel país porque es el octavo con mayor rendimiento. No está en agenda de YPF avanzar con una venta del yacimiento”, remarcó.
El Yacimiento Manantiales Behr es un yacimiento petrolífero importante en la Cuenca del Golfo San Jorge, ya que concentra el 10% del petróleo producido en Argentina y es uno de los principales del Chubut. Es propiedad de Yacimientos Petrolíferos Fiscales.
La firma noruega de petróleo y gas Equinor evalúa la venta de sus activos en la formación Vaca Muerta. La empresa noruega contrató a Bank of America para evaluar el interés del mercado en su participación del 30% en Bandurria Sur y del 50% en Bajo del Toro Norte, aunque aún no se tomó la decisión de venta, según lo publicado en los últimos días.
A pesar de esta decisión, la empresa noruega no planea vender sus participaciones en licencias offshore (costa afuera) en Argentina.
YPF tiene derecho de preferencia para los activos, es decir que puede igualar la mejor oferta y obtenerlos. La petrolera estatal posee una participación del 40% en Bandurria Sur y el 30% restante está en manos de Shell.
En el caso de Bandurria Norte, Equinor posee el 50%. “Todo indica que Bandurria es una opción, pero no hay nada concreto”, dijo una fuente de YPF que pidió no ser identificado y agregó que todavía hay que esperar.
En la actualidad, Bandurria Sur está produciendo alrededor de 70.000 barriles de petróleo equivalente por día, mientras que Bajo del Toro Norte aún no se ha desarrollado.
Las participaciones de Equinor en las dos licencias podrían valer alrededor de 1.300 millones de dólares, dijo la correduría Jefferies, citando estimaciones de Wood Mackenzie.
De concretarse la salida del gigante noruego de Vaca Muerta, se sumaría a lista que abrieron la norteamericana Exxon que vendió sus activos por USD 1000 millones, y la francesa Totalenergies que lanzó el proceso formal de venta concluido el sondeo entre inversores.
El gobernador Gustavo Sáenz se reunió con el CEO de la empresa Marhen Lithium, Bradley Pielsticker, quien presentó el proyecto de inversión de la subsidiaria Gauchos Energy SRL en la Puna, tras haber sido adjudicada con dos áreas en el Salar de Arizaro. Fue a partir de la licitación convocada por Recursos Energéticos y Mineros de Salta (REMSa).
Durante la reunión, el gobernador acompañado por el ministro de Producción y Desarrollo Sustentable, Martín de los Ríos, indicó que actualmente preside la Mesa del Litio y Salta, al igual que Catamarca y Jujuy, aseguran a los inversores privados un entorno propicio para invertir con seguridad jurídica, previsibilidad y reglas claras.
En esta línea Sáenz comentó que nos posicionamos como la Provincia con más minas de litio en producción y enfatizó que la política minera de Salta se apoya en el cuidado ambiental, el diálogo permanente con las comunidades y el desarrollo del empleo y la formación de cadenas de valor a través de los proveedores locales.
Por su parte, Bradley Pielsticker comentó los planes para el estudio, prospección, exploración y eventual explotación de las áreas adjudicada, a través de la subsidiaria Gauchos Energy SRL. Expresó el interés de continuar invirtiendo en la provincia.
En tanto, el vicepresidente de REMSA, Javier Montero, quien también estuvo presente en el encuentro, expresó que “las inversiones mineras en nuestra provincia vienen con un ritmo, un crecimiento y una impronta muy fuerte. El sector internacional está permanentemente mirando hacia Salta. En el caso de hoy, se trata de una inversión derivada de una licitación que habíamos realizado el año pasado para que las empresas sigan eligiendo a la provincia. En la reunión el gobernador se refirió al atractivo que tiene Salta hacia las inversiones, y esta empresa con base en Dubái y con origen en Canadá ha manifestado el interés que tiene por seguir invirtiendo en Salta”.
“Se trata de una empresa que en los próximos años va a invertir entre 20 y 30 millones de dólares en Salta, por lo que está todo el equipo a disposición para acompañar a este inversor y a todo aquel que venga a invertir en la provincia”, destacó Montero.
La secretaria de Minería y Energía de Salta, Romina Sassarini, destacó que “la llegada de esta empresa es el resultado del trabajo de nuestro gobernador Gustavo Sáenz a través de las distintas misiones oficiales que realiza en el mundo. Inversiones como estas logran posicionar aún más a la provincia a nivel internacional y logran que ese motor vuelva a dinamizarse”.
“Salta se posiciona en el primer lugar dentro de Argentina como la mejor provincia por sus políticas públicas para invertir en minería y esto es lo que el Gobernador desde el inicio de su gestión viene ratificando. Salta fue pionera en adherir al régimen de incentivo a las grandes inversiones (RIGI)”, subrayó la funcionaria salteña.
El primer colectivo autónomo (sin conductor) y eléctrico funciona en el Parque de la Innovación, una de las zonas más top del corredor norte de la Ciudad de Buenos Aires, a la que se conoce como el “Nuevo Silicon Valley“.
El futurista vehículo tiene capacidad para 15 personas (11 sentadas y 3 de pie), una longitud de 4,78 metros y pesa 2.600 kilos. Además, cuenta con una autonomía de 9 horas y su carga completa demora entre 4 y 5 horas.
El bus autónomo y eléctrico recorre 1,2 kilómetros y tiene 5 paradas con distancias de entre 175 y 265 metros.
La movilidad autónoma es una modalidad por la cual el vehículo circula sin intervención humana, aunque hay diferentes niveles según el grado de autonomía que tiene cada colectivo.
La plataforma presentada es de nivel 3 (automatización condicional por la cual un operador permanece en la unidad). El vehículo no tripulado es dirigido por tecnología GNSS que se georeferencia con el uso de satélites.
Más detalles sobre el autobús autónomo y eléctrico
El vehículo es marca Navya (recientemente comprada por Gama), una empresa especializada en el diseño y construcción de vehículos autónomos y eléctricos.
El Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA) lo trajo al país, específicamente, para investigar como posible medio de transporte en la Ciudad, con el fin de evaluar el sistema de movilidad autónoma e inteligente, y su viabilidad para aplicarlo como medio de transporte en el futuro.
El bus autónomo funciona en el Centro de Inmersividad, un espacio multipropósito que, a través de cuatro domos con tecnología de realidad virtual aumentada y mixta, combina distintas propuestas con el objetivo de transformarse en un motor de actividades de formación, culturales, entretenimiento y tecnológicas, que pueden aplicarse a las industrias basadas en el conocimiento.
El lugar fue desarrollado por el gobierno porteño junto con la Universidad Tecnológica Nacional (UTN). Por otro lado, el Parque de la Innovación puede visitarse de lunes a viernes, de 9 a 18 (hora argentina), y la experiencia es gratuita para todas las personas.
El Gobierno de Río Negro intimó a las empresas Techint, Sacde e YPF que llevan adelante la obra del oleoducto Vaca Muerta Sur para que cumplan con la normativa que exige la contratación de mano de obra local. Luego de una audiencia llevada a cabo el jueves pasado, el propio Gobernador Alberto Weretilneck aseguró que “si no se respeta el derecho de los trabajadores rionegrinos, la obra no avanzará”.
“No puede ser que del total detrabajadores en el obrador de Villa Regina, sólo el 30% fueran rionegrinos. Es una vergüenza que eso suceda y no lo permitiremos”, remarcó. “Que nadie se confunda aquí: el oleoducto se hace respetando a los rionegrinos o no se hace”, aseguró el gobernador.
Este jueves se llevó a cabo en Cipolletti una audiencia en la que funcionarios del Gobierno Provincial exigieron a las empresas que llevan adelante la obra el cumplimiento de ley que contempla la contratación de mano de obra rionegrina en un 80% del total de los trabajadores, situación que no viene cumpliendo y que culminó con una medida de fuerza del gremio UOCRA en el obrador ubicado en Villa Regina. De la audiencia participaron la Secretaria de Trabajo, María Martha Aviléz; el Secretario de Relaciones Institucionales, Mario Figueroa; y representantes del consorcio Techint-Sacde y de YPF.
Los funcionarios provinciales exigieron el irrestricto cumplimiento de las normativas vigentes que establecen que el 80% de los trabajadores deben ser rionegrinos, luego de haberse detectado que la gran mayoría de los trabajadores registrados en el obrador ubicado de Villa Regina no son de la provincia.
Asimismo, los emplazaron para cumplir con las distintas normas que hacen al ordenamiento interno en materia de empleo, ya que hasta el momento las empresas no han respetado ciertos parámetros que tienen que ver con la contratación de trabajadores empadronados, así como la realización de acciones inconsultas ante las autoridades provinciales, entre otras irregularidades.
Similar situación se dio en lo que refiere al denominado Compre Rionegrino, que establece la prioridad de los comercios de la provincia a la hora de las compras de bienes y servicios que utilizan las empresas encargadas de la obra.
En este marco, se exigió la inmediata regularización de todas estas situaciones, ya que caso contrario, se tomarán las medidas administrativas necesarias para lograr este objetivo.
Los directivos de las empresas reconocieron la situación de anomalía y se comprometieron a enmendar la situación en un plazo inmediato.
Luego del encuentro, el gobernador Alberto Weretilneck fue tajante al asegurar que “no cederemos ni un centímetro si pretenden vulnerar el derecho de los trabajadores rionegrinos. No vamos a permitir que vengan de otros lugares a ocupar los puestos que le pertenecen a nuestros comprovincianos. Las reglas de juego son claras y las empresas saben que deben cumplirlas. No vamos a dejar que hagan lo que quieran. Esta es una obra que tiene que beneficiar a los rionegrinos, en este caso, los trabajadores de la UOCRA. Seguiremos defendiendo sus derechos y el de todos los habitantes de nuestra provincia”.
La producción de petróleo neuquino alcanzó los 462.641 barriles diarios (bbl/d) en enero, un 1,03 % menos que en diciembre de 2024. Sin embargo, la comparación interanual resalta un aumento del 23,41% respecto a enero del año pasado, correspondiendo al mismo valor en producción acumulada anual.
La disminución mensual se atribuye a menores volúmenes en las áreas La Amarga Chica, Bajada del Palo Oeste, El Trapial Este, Coirón Amargo Suroeste y Lindero Atravesado.
En cuanto al gas, Neuquén alcanzó una producción de 92,42 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), lo que representa un incremento del 12,38% respecto a diciembre de 2024 y un 12,89% más en comparación con enero de 2024. Las áreas que más contribuyeron al alza fueron Fortín de Piedra, Rincón del Mangrullo, Loma La Lata-Sierra Barrosa, Aguada de La Arena y Aguada Pichana Este.
Además, se destacó que la extracción no convencional representa el 95,17% de la producción total de petróleo y el 87,80% de la producción de gas en la provincia.
El crecimiento sostenido de la producción no convencional reafirma el rol estratégico de los hidrocarburos neuquinos en el abastecimiento energético del país, posicionando a Neuquén como un motor clave para el desarrollo económico y energético de Argentina.
El Gobierno de Santa Cruz recibió a una delegación de SACRIA CORP, una firma estadounidense con capitales argentinos interesada en desarrollar proyectos en la provincia. La comitiva estuvo integrada por Marcelo de la Rosa (vicepresidente), Juan Cruz Anon (presidente) y Jason Trainor (presidente de Kelson Capital Investments), quienes recorrieron la zona sur y el puerto de Punta Loyola para evaluar su infraestructura y su potencial exportador hacia mercados europeos y asiáticos.
Este encuentro se enmarca en la estrategia del Gobierno de Santa Cruz, liderado por el gobernador Claudio Vidal, que desde el inicio de su gestión ha impulsado una política activa de atracción de inversiones en sectores importantes para el desarrollo provincial.
En las últimas semanas, la provincia fue sede de reuniones con empresarios chinos interesados en la expansión del sector pesquero, la infraestructura portuaria y la explotación de recursos naturales. Ahora, el foco se amplía con la llegada de representantes del mercado norteamericano, consolidando la visión de una Santa Cruz abierta al mundo y en busca de oportunidades de crecimiento sostenible.
Los empresarios de Estados Unidos y Canadá expresaron su interés en el sector energético y minero, con la posibilidad de desarrollar proyectos industriales de valor agregado. Durante su visita, destacaron el potencial del puerto de Punta Loyola, dada su ubicación estratégica para la exportación de productos para diferentes mercados en Europa y Asia.
Entre las principales inversiones que evalúan se encuentran la producción de fertilizantes, gas natural licuado (GNL) y aluminio, industrias que podrían potenciar la infraestructura productiva de Santa Cruz y generar nuevos empleos en la región.
Desde el Gobierno Provincial subrayaron que esta visita representa un paso más en la consolidación de acuerdos con actores internacionales, reafirmando la voluntad de la gestión de fomentar el desarrollo industrial, diversificar la matriz económica y mejorar las condiciones para la inversión privada.
El presidente Coalición Cívica ARI y diputado nacional por la Ciudad de Buenos Aires, Maximiliano Ferraro, advirtió hoy a través de su cuenta en la red social X, que el Gobierno debe responder con celeridad en su respuesta a la consulta abierta por la jueza estadounidense, Loretta Preska, que podría derivar en una situación favorable para el país en la demanda por la privatización de YPF.
“Gracias a la presentación de la ONG Republican Action for Argentina y a la denuncia de @elisacarrio y la Coalición Cívica, que el juez Ariel Lijo mantiene cajoneada desde hace años sobre el vaciamiento de YPF, la jueza Loretta Preska podría revocar su fallo contra la Argentina por 16.000 millones de dólares”, escribió el legislador.
“Es fundamental que el Gobierno nacional actúe con responsabilidad y presente una respuesta antes del 25 de febrero. Está en juego la defensa del patrimonio de los argentinos frente a la corrupción y la desidia”, añadió.
Según publicó ayer el matutino Clarín, podría haber un giro favorable para el país en cuanto a la sentencia que obliga al Estado a pagar 16.000 millones de dólares al fondo estadounidense Burfordpor el modo en que fue estatizada YPF en 2008.
De acuerdo a la publicación, “esta semana la jueza estadounidense Loretta Preska abrió una consulta a las partes del proceso para consultarlos sobre una inquietante denuncia que aterrizó en su escritorio y podría llevarla a anular su fallo. La Argentina tiene tiempo hasta este martes para responder al tribunal”.
Se trata de la presentación que el lunes pasado realizó la organización civil Republican Action for Argentina (RAFA), litigante y participante de distintos procesos judiciales en cortes internacionales en los que están en juego intereses argentinos.
En ese sentido, la diputada nacional por la Coalición Cívica ARI, Marcela Campagnoli, sostuvo a través de la misma red social: “Esperemos que el gobierno @JMilei e @YPFoficial contesten antes que venza el plazo que les dio la jueza Loretta Preska para el 25/2. Si lo hacen tengo fundadas esperanzas q se revoque el fallo contra Argentina. Lo que significaría un ahorro de casi 17.000 millones de u$d”.
“Lo anuncié el miércoles ni bien ocurrió y hoy sale en Clarín. La presentación en EEUU se basó, como dice la nota, en la denuncia del 2006 de Elisa Carrio sobre el vaciamiento de YPF y el informe de la UIF del 2018 a cargo de @MarianoFederici Y desnuda la inoperancia del juez Lijo”, puntualizó.
El presidente Javier Milei decidió la transformación del Yacimiento Carbonífero de Río Turbio (YCRT), hasta ahora empresa estatal, en una Sociedad Anónima. La noticia se conoció a pocos días de que el Gobierno tome un camino similar con el Banco Nación.
“El Presidente de la Nación ha firmado el decreto que transforma la empresa Yacimiento Carbonífero de Río Turbio en una Sociedad Anónima. Nada de lo que no deba ser estatal permanecerá en manos del Estado. Que tengan todos un gran inicio de semana. Fin”, anunció Manuel Adorni.
A diferencia de la banca estatal que en 2024 tuvo ganancias por $3 billones, YCRT es deficitaria pero figura entre las 14 empresas públicas declaradas sujeto de privatización en la Ley Bases. Sin embargo, el artículo 8 de la ley ómnibus establece que la empresa -intervenida desde 2002- solo podrá ser privatizada parcialmente y obliga al Estado nacional a mantener la participación mayoritaria en el capital o en la formación de las decisiones societarias.
Cuando Milei anticipó sus planes de privatizar la empresa, en enero de 2024, el gobernador santacruceño, Claudio Vidal alertó sobre la importancia de la mina de carbón para la provincia y reclamó al Ejecutivo nacional una auditoría
La compañía minera contaba con 2.766 trabajadores en enero de 2024. La administración libertaria despidió a cerca de 500 empleados.
Mendoza completó el proceso de cesión de áreas de Proyecto Andes con la autorización de la transferencia del Clúster Sur, el último de los tres bloques de áreas cedidos por YPF. Se consolida así el proceso de optimización de activos y la promoción de nuevas inversiones en la provincia.
Esta cesión marca la culminación del proceso de reestructuración de YPF en las áreas de Mendoza denominado Plan Andes, tras la autorización de cesión de los Clústers Norte y Llancanelo. Con ello, se consolida un esquema que permite a operadores especializados impulsar la producción, revitalizar áreas maduras y fortalecer la actividad hidrocarburífera en la provincia.
“Con esta ultima autorización de transferencia culmina un proceso de mucho trabajo del equipo técnico del Ministerio de Energía y Ambiente. No se trataba solo de un cambio de jugadores sino de definir y exigir qué modelo productivo queremos para la explotación de los recursos de los mendocinos”, señaló la ministra Jimena Latorre.
Además, Latorre destacó que “esta cesión tiene el valor agregado de un desarrollo industrial en El Portón y la exploración de la lengua mendocina de Vaca Muerta, en Cañadón Amarillo”.
De esta manera, se otorgan la operación de las áreas Cañadón Amarillo, Chihuido de la Salina, Chihuido de la Salina Sur, Altiplanicie del Payún, El Portón y Confluencia Sur (14,42% de participación) a la Unión Transitoria Mendoza Sur, conformada por Quintana E&P Argentina SRL, Quintana Energy Investments SA, Quintana Gas Storage and Midstream Services SA y Compañía TSB SA. Se consolida así la estrategia de optimización de activos y atracción de inversiones en la provincia.
Dentro de esta cesión, el área Confluencia Sur es una participación del 14,42% y se trata de un área no operada por YPF, ya que el operador actual es Aconcagua Energía.
Optimización de recursos y nuevas inversiones
El Clúster Sur representa un bloque estratégico para el desarrollo energético provincial. La producción de las seis áreas cedidas es la siguiente:
• Cañadón Amarillo: 155m3/d de petróleo y 18.000m3/d de gas. • Altiplanicie del Payún: 25m3/d. • El Portón: 2m3/d de petróleo y 11.000m3/d de gas. • Chihuido de la Salina: 50m3/d de petróleo y 200.000m3/d de gas. • Chihuido de la Salina Sur: 35m3/d de petróleo y 115.000m3/d de gas. • Confluencia Sur: 130 m³/d y 13.000m3/d de gas (no operada).
Esta transferencia permitirá que operadores especializados maximicen el potencial de estos activos y asegura inversiones estratégicas que impulsen la producción y fomenten la exploración en regiones clave.
Prórrogas y seguridad jurídica
El Gobierno de Mendoza continúa analizando el cumplimiento de las condiciones para la prórroga de concesiones dentro del Clúster Sur. En particular, se trabaja en la solicitud de prórroga de tres áreas próximas a vencer:
• Cañadón Amarillo vence en 2026. • Altiplanicie del Payún vence en 2026. • El Portón vence en 2027.
Esta medida busca brindar seguridad jurídica a los inversores y garantizar la continuidad operativa de estas áreas estratégicas, promoviendo el crecimiento sostenible del sector.
Asimismo, la resolución que autoriza la cesión establece un plazo de cuatro meses para formalizar la escritura pública de cesión y completar los trámites administrativos correspondientes. Se han garantizado en ella los estándares legales, contractuales y medioambientales, asegurando que las operaciones cumplan con las normativas de Mendoza.
Una tendencia consolidada en la industria hidrocarburífera
Casos recientes, como la cesión del Clúster Norte a Petróleos Sudamericanos SA y de Llancanelo a PCR, evidencian esta tendencia en la industria, donde compañías más pequeñas y especializadas están asumiendo la operación de áreas convencionales. Este modelo permite atraer nuevas inversiones, dinamizar el sector hidrocarburífero, asegurar el desarrollo sostenible de la industria en Mendoza y fortalecer el crecimiento de la producción, que logró un incremento superior al 1% en 2024 respecto de 2023, alcanzando un total aproximado de 20,6 millones de barriles anuales a pesar del declive natural de los yacimientos maduros.
Proyección y desarrollo sostenible
Esta decisión no solo garantiza la continuidad operativa de las áreas sino que también representa una oportunidad para generar empleo, fomentar inversiones, viabilizar nuevos proyectos y potenciar la economía local. La presencia de operadores especializados contribuye a una gestión eficiente y responsable, promoviendo la adopción de tecnologías innovadoras que optimicen la explotación de los recursos.
Con la cesión del Clúster Sur, Mendoza reafirma su compromiso con una gestión estratégica, la atracción de inversiones y la consolidación del sector energético provincial.
La construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur sumó este jueves un nuevo conflicto. Desde la mañana, trabajadores de la Uocra Villa Regina bloquearon el acceso al obrador ubicado en Chichinales, impidiendo el ingreso de empleados foráneos contratados por las empresas responsables de la obra.
La medida responde a un fuerte reclamo por mayor participación de mano de obra local, en línea con la postura del gobernador Alberto Weretilneck, quien ayer advirtió que podría paralizar los trabajos si no se cumple con el cupo del 80% de trabajadores rionegrinos.
Desde temprano, banderas y pancartas de la Uocra marcaron el bloqueo en el acceso al oleoducto. “Ningún foráneo ingresa”, afirmó un dirigente gremial al Diario RÍO NEGRO, dejando en claro que la decisión es tajante.
Según el gremio, solo 23 trabajadores locales fueron contratados en la obra, una cifra que consideran insuficiente. “Venimos reclamando hace meses, ya tuvimos audiencias y no hay avances”, señalaron desde la seccional de Villa Regina.
A pesar de la protesta, el corte no afecta la circulación sobre la Ruta Nacional 22, aunque la medida de fuerza se mantendrá hasta obtener respuestas.
El malestar del gremio encontró eco en la política. El gobernador Weretilneck se sumó al reclamo y lanzó una advertencia contundente: si no se cumple con la contratación de trabajadores rionegrinos, la obra podría ser frenada por la provincia.
Ayer, en la Delegación de Trabajo, representantes de Uocra expusieron su demanda ante las empresas. En paralelo, Juan Garrido, secretario general del gremio en Río Negro, envió notas formales a las firmas contratistas, anticipando la protesta.
YPF, la compañía con mayoría accionaria estatal, informó la designación de Eduardo Rodríguez Chirillo como nuevo director en representación de las acciones Clase D. La decisión fue comunicada este miércoles a la Comisión Nacional de Valores (CNV) mediante un hecho relevante. Rodríguez Chirillo reemplazará a Mario Eduardo Vázquez, quien ocupaba el cargo hasta su fallecimiento en octubre de 2024.
La empresa precisó que Rodríguez Chirillo asumirá como “Director Titular por las acciones Clase D, con mandato hasta la elección de nuevos directores por la Asamblea de Accionistas”. A pesar de contar con un listado de directores suplentes, la asamblea decidió nombrarlo para completar el período de Vázquez.
Rodríguez Chirillo fue secretario de Energía desde el inicio del gobierno de Javier Milei en diciembre de 2023 hasta su renuncia en octubre de 2024. En su cuenta de la red social X (exTwitter), señaló que dejaba el cargo por “motivos personales y profesionales que considero oportuno atender en este momento”. En tanto, el ministro de Economía, Luis Caputo, atribuyó su salida a cuestiones de salud.
El nuevo director de YPF es abogado, egresado de la Universidad Católica Argentina (UCA), y residió en España durante dos décadas. En la campaña presidencial de 2023, encabezó el equipo técnico que elaboró el plan energético del entonces candidato Javier Milei.
Por su parte, Mario Eduardo Vázquez, a quien Rodríguez Chirillo reemplazará, fue un ejecutivo con trayectoria en el sector empresarial. Se desempeñó en los directorios de Mercado Libre, Globant, Despegar, Telefónica Argentina y Santander Río Seguros, entre otras compañías. También participó en organismos como la Cámara Argentina de Comercio y el Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI). Había sido designado en YPF para completar un mandato de tres ejercicios fiscales.
La incorporación de Rodríguez Chirillo al directorio de YPF se da en un contexto de definiciones estratégicas para la petrolera, que mantiene su plan de inversiones en Vaca Muerta y proyectos asociados al desarrollo de infraestructura energética en el país.
Vista Energy anunció el 15 de febrero que sus reservas probadas (“P1”) estimadas y certificadas de petróleo y gas tuvieron un incremento interanual de 27%, llegando a un total de 318.5 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe) al 31 de diciembre de 2023.
Las adiciones a las reservas P1 fueron 85.5 MMboe, con un índice de remplazo de reservas de 458%. Las reservas probadas certificadas de petróleo y gas de Bajada del Palo Oeste, el proyecto insignia de Vista, fueron estimadas en 221.8 MMboe.
“Durante 2023 registramos un progreso sólido en nuestro hub de desarrollo en Vaca Muerta. Estoy particularmente complacido con los resultados en Bajada del Palo Este, los cuales contribuyeron a incrementar sustancialmente nuestro acreage y las adiciones a reservas P1″, comentó Miguel Galuccio, presidente del Consejo de Administración y Director General de Vista, agregando asimismo: “Continuamos demostrando nuestra habilidad para generar crecimiento orgánico y rentable.”
La producción promedio del 4T 2023 fue 56,353 boe/d, un incremento del 16% año contra año en base proforma, ajustado por la transferencia de los activos convencionales (ver sección “Transferencia de activos convencionales” debajo), y 14% trimestre contra trimestre, impulsado por la conexión de 11 nuevos pozos en Bajada del Palo Oeste durante el trimestre.
La producción de crudo fue 48,469 bbl/d durante 4T 2023, un incremento interanual del 18% en base proforma, o del 17% en base secuencial. La producción de gas natural durante 4T 2023 fue 1.19 MMm3/d, un 2% por debajo del trimestre anterior, ya que la Compañía conectó 7 de los 11 pozos del trimestre en la sección Noreste de Bajada del Palo Oeste, la cual tiene una menor ratio de gas- petróleo que otros sectores del hub de desarrollo de la Compañía.
La producción total de 2023 fue 51,149 boe/d, un incremento del 21% año contra año en base proforma, o del 5% sin dicho ajuste. La producción de crudo fue 43,313 bbl/d, en 2023, reflejando un incremento interanual del 23% en base proforma, o del 8% sin dicho ajuste. Bajada del Palo Oeste
Las reservas P1 estimadas y certificadas de petróleo y gas en Bajada del Palo Oeste fueron 221.8 MMboe al 31 de diciembre de 2023, un incremento del 19% con respecto al final de 2022. El incremento fue impulsado principalmente por las inversiones en pozos nuevos y sólidos resultados en productividad de pozos.
La Compañía conectó 23 nuevos pozos durante el 2023. Esto llevó a una adición de 40 locaciones de pozos shale P1 en el bloque, resultando en un total de 206 locaciones P1. Las adiciones a reservas probadas en el bloque totalizaron.
La Corte Suprema de Justicia convalidó hoy una decisión que obliga a la empresa YPF SA a pagar a la provincia de Neuquén cifras millonarias por el pago de regalías.
Los jueces Horacio Rosatti, Carlos Rosenkrantz y Ricardo Lorenzetti rechazaron la apelación de la firma contra fallos provinciales, al entender que no se dirigía contra una sentencia definitiva o equiparable a tal.
Lo que se debate en la causa es si el gas extraído en un yacimiento y con el cual se produjo energía eléctrica con una central dentro del mismo yacimiento está gravada con regalías cuando no se consume para la operación de ese establecimiento, sino que es inyectada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para que YPF SA la “tome en otro nodo” para su uso, en la operación de otro yacimiento propio (en este caso situado en otras provincias como Mendoza, Chubut y Santa Cruz).
Las causas 856/2020, 858/2020, 229/2021 y 1644/2021 analizaron la demanda de la provincia de Neuquén contra la empresa YPF SA por desacuerdos en el pago de regalías en el área Chihuildo de la Sierra Negra.
Los escritos hablan de $22.728.479, $552.081, $32.091.224 y $256.077, respectivamente, más intereses resarcitorios, por diferentes períodos fiscales.
YPF SA rechazó la demanda y sostuvo que el gas sobre el que la provincia reclamaba fue usado por la firma para la generación de energía con destino al uso en yacimientos propios y por eso no debía abonar esa suma que se reclamaba.
En ese marco, invocó el precedente Chevron y planteó la inconstitucionalidad de leyes locales (el artículo 62 de la norma 2453 y los artículos 12 y 13 de la ley 1926 que permiten iniciar la ejecución fiscal sin haber constatado la deuda).
También reclamó convocar a la CAMMESA para confirmar que el gas extraído había sido destinado a generar energía en la central Lomitas y esa energía fue incorporada a MEM, lo que no implicaba necesariamente una venta.
Tras fracasar en varias instancias, YPF llegó a la Corte Suprema a través de recursos extraordinarios, en donde ahondó en su posición sobre la pretensión fiscal y cuestionó las decisiones anteriores.
El máximo tribunal desestimó los planteos por falta de sentencia definitiva.
Pluspetrol ha concretado la compra de la división de servicios de fractura de la multinacional Weatherford en Argentina, una operación que marca un nuevo hito en la expansión de la compañía dentro del yacimiento de Vaca Muerta.
El acuerdo entre ambas compañías contempla la adquisición de Newco, la unidad de negocios de Weatherford dedicada a los servicios de fractura hidráulica. Una vez finalizada la transacción, Newco pasará a formar parte de la estructura operativa de Pluspetrol, reforzando su capacidad para llevar adelante proyectos en la región.
La operación representa un paso significativo en la reconfiguración del mercado de fractura hidráulica en Vaca Muerta, una de las principales regiones productoras de hidrocarburos no convencionales del mundo. Pluspetrol, una de las principales empresas independientes de exploración y producción en Argentina, continúa consolidando su posicionamiento tras la reciente adquisición de los activos de ExxonMobil Exploration Argentina (EMEA).
La compra de Newco por parte de Pluspetrol se inscribe dentro de una estrategia más amplia de expansión en el mercado del shale oil y gas.
La Universidad de Sao Paulo (USP), en Brasil, realiza pruebas en la primera estación experimental del mundo dedicada a la producción de hidrógeno renovable a partir de etanol, informó la institución académica.
El proyecto, liderado por el Centro de Investigación e Innovación en Gases de Efecto Invernadero (RCGI), marca un hito en la transición hacia una economía de bajas emisiones de carbono y la búsqueda de soluciones energéticas sostenibles.
El gobernador del estado de Sao Paulo, Tarcísio de Freitas, visitó este miércoles la planta y destacó la importancia de la iniciativa para la economía estatal y su potencial de expansión.
Según dijo “el Centro de Investigación e Innovación en Gases de Efecto Invernadero de la USP representa una de las fortalezas que permiten a nuestro estado liderar la transición energética en Brasil”.
Ubicada en la Ciudad Universitaria de Sao Paulo y con una inversión de 50 millones de reales (9,5 millones de dólares), la planta piloto tiene capacidad para producir 100 kilogramos de hidrógeno por día, cantidad que se utilizará para abastecer tres autobuses y dos vehículos livianos.
El rector de la USP, Carlos Gilberto Carlotti Junior, resaltó la importancia del proyecto para el futuro energético de Brasil. “Si logramos ofrecer energía más barata y con menor huella de carbono, Brasil podrá asumir un liderazgo mundial en el sector. Para ello, es esencial que la academia genere conocimiento y que las empresas inviertan en la industrialización de estas ideas”, afirmó.
En esta fase de pruebas, se evaluarán la eficiencia de conversión del etanol en hidrógeno y el desempeño del combustible en los vehículos.
“Estamos demostrando que es posible producir hidrógeno sostenible a partir del etanol con gran eficiencia logística“, explicó Julio Meneghini, director científico del RCGI. “Brasil tiene ventajas únicas para este desarrollo, gracias a su infraestructura consolidada en la producción de etanol. Esto abre nuevas oportunidades para la descarbonización de industrias de alta emisión, como la siderurgia, la producción de cemento, el sector químico y petroquímico, así como el transporte de carga y pasajeros a gran escala”, agregó.
Con la colaboración de grandes empresas, entre ellas Shell Brasil, Raízen y Toyota, esta estación experimental impulsa la movilidad sostenible en Brasil y abre nuevas oportunidades para la descarbonización de industrias de alta emisión.
Según los expertos, la planta también facilitará el desarrollo de sistemas de propulsión basados en celdas de combustible para aviones, camiones y autobuses.
De acuerdo con Meneghini a partir de los datos obtenidos en este proyecto, podrán evaluar su viabilidad para una aplicación en mayor escala, “consolidando a Brasil como líder en la producción de hidrógeno renovable y reduciendo la dependencia de combustibles fósiles de manera sostenible”.
Argentina alcanzó un superávit comercial energético de 678 millones de dólares en enero, informó hoy la Secretaría de Energía. “Así el sector sigue sumando divisas para el país”, señaló la secretaría que conduce María Tettamanti.
Las exportaciones fueron de US$879 millones, un 23,7% más que en enero de 2024, mientras que las importaciones bajaron 32,5% interanual.
En enero, Argentina alcanzó un superávit comercial energético de 678 millones de dólares y así el sector sigue sumando divisas para el país.
Las exportaciones fueron de USD 879 millones, un 23,7% más que en enero de 2024, mientras que las importaciones bajaron 32,5% interanual. pic.twitter.com/r5TCLZAVcF
De este modo se mantiene la tendencia superavitaria del año pasado. Argentina registró en diciembre de 2024 un superávit energético de 800 millones de dólares, impulsado por exportaciones que quintuplicaron las importaciones.
A lo largo del año, el saldo positivo en el sector alcanzó los 5.600 millones de dólares, en contraste con los déficits registrados en períodos anteriores.
El incremento de la producción hidrocarburífera, particularmente en Vaca Muerta, son un factor determinante en esta transformación. En 2024, la producción de petróleo en Argentina alcanzó niveles que no se registraban desde hace dos décadas, permitiendo aumentar la oferta para la exportación.
La provincia de Río Negro busca percibir regalías, de parte de las petroleras, por el crudo que se transportará en el oleoducto Vaca Muerta Sur, como condición para terminar de otorgar los permisos que posibiliten la concreción de la obra.
El gobernador de la provincia patagónica, Alberto Weretilneck, les planteó a las petroleras la intención de cobrarles el equivalente al 1% de regalías sobre el precio de venta del crudo que será transportado por el oleoducto Vaca Muerta Sur, según reveló el portal Econojournal.
El proyecto sobre el que el mandatario provincial pretende acceder a una porción de las ganancias está bajo el paraguas del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), por lo que las empresas afectadas se amparan en la estabilidad fiscal que otorga la normativa, a la que adhirió Río Negro, y se niegan a llegar a un acuerdo al respecto.
Las petroleras a cargo de la realización del oleoducto Vaca Muerta Sur son YPF, PAE, Pluspetrol, Vista y Pampa Energía. La obra, que unirá Neuquén con Punta Colorada, en las costas de Río Negro, tiene un costo de entre US$2500 y US$3000 millones, permitiendo transportar hasta 550.000 barriles por día.
La fundamentación de Weretilneck reside en que Río Negro aportará el puerto y la licencia social, pero no percibe nada de la renta, mientras que Neuquén cobra un 12% de regalías y en algunos proyectos un 3% adicional. El 1% de regalías, que pretende cobrar el mandatario, equivale a cerca de US$60 millones por año.
De acuerdo a la información recabada por EconoJournal, la provincia tiene decidido negociar un acuerdo voluntario en el que las petroleras se comprometan a hacer una contribución a la provincia en caso de que debido al RIGI no se pueda cobrar un nuevo tributo.
Las partes vienen manteniendo reuniones en los últimos días sin llegar a un entendimiento respecto al tema, que tiene sobre la mesa de negociaciones las habilitaciones pendientes que tiene que firmar la provincia para que el oleoducto se lleve a cabo.
El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, encabezó este miércoles la inauguración formal de la nueva Estación Transformadora (ET) de Mar del Sud, en el municipio de General Alvarado. Fue junto al ministro de Infraestructura y Servicios Públicos, Gabriel Katopodis; el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni; y el intendente local, Sebastián Ianantuony.
En ese marco, Kicillof afirmó: “Esta obra fue posible gracias a un Estado provincial comprometido con el bienestar de cada uno de los vecinos y vecinas de la localidad de Mar del Sud, pero también con el futuro de todo el distrito: con esta estación transformadora rompimos el techo energético que le ponía límites al crecimiento de General Alvarado”.
“A diferencia del Gobierno nacional, que recién ahora comienza a hablar de desarrollo productivo y lo hace para camuflar la inmensa estafa de la criptomoneda que promocionó el Presidente, en la provincia de Buenos Aires planificamos esta obra hace años, invertimos lo que hacía falta y hoy podemos inaugurarla para ampliar las oportunidades de todos los habitantes del municipio”, señaló el Gobernador.
La nueva infraestructura incrementará la potencia instalada y permitirá abastecer a más de mil nuevos usuarios residenciales, dando respuesta al crecimiento demográfico de la región y promoviendo el desarrollo del turismo y la producción local.
Por su parte, Ghioni remarcó: “Este tipo de obras es imposible llevarlas adelante si no es con un Estado presente invirtiendo como lo hace el de la provincia de Buenos Aires: la nueva estación transformadora mejora el servicio de los usuarios, pero además genera fuentes de trabajo e impulsa el turismo y el desarrollo regional”.
Los trabajos abarcaron la ejecución de la ET en un predio de 1.500 metros cuadrados, la totalidad de las obras civiles y el montaje del equipamiento eléctrico para su funcionamiento. A su vez, contempló la instalación de un transformador de potencia y dos salidas de línea para abastecer el consumo de industrias, comercios y usuarios particulares.
“Hoy estamos resolviendo un problema histórico de nuestra comunidad: la respuesta no llegó desde el sector privado, sino que fue fruto del trabajo articulado entre la provincia de Buenos Aires y el municipio para garantizar el bienestar de toda la población”, remarcó Ianantuony.
Por último, Kicillof subrayó que “como lo hemos hecho durante cinco años, garantizar la producción y el trabajo de todos los y las bonaerenses, más allá de dónde vivan, sigue siendo nuestra prioridad”. “Nosotros estamos convencidos de que para que haya libertad, primero tiene que haber igualdad de oportunidades y, en eso, tiene un rol central el Estado que invierte y ejecuta las obras que nuestra sociedad necesita”, concluyó.
Estuvieron presentes también el director de Aguas Bonaerenses (ABSA), Jorge Paredi; los diputados provinciales Gustavo Pulti y Germán Di Cesare; el intendente de Mar Chiquita, Walter Wischnivetzky; el secretario adjunto de la CTA Provincia de Buenos Aires, Raúl Calamante; funcionarios y funcionarias locales.
La ministra de Educación de Neuquén, Soledad Martínez, junto con la presidenta del CPE, Glenda Temi, se reunieron con Andrea Ramallo, Líder de Proyectos, Vinculación Educación-Industria de la Fundación YPF, para avanzar en la actualización de agendas, como parte del diseño del instituto de Formación Técnica Vaca Muerta.
Se transita la etapa de articulación del sistema educativo y la Fundación con el objetivo de generar sinergia con diferentes ofertas, a fin de sumar la mirada fundamental del ministerio de Educación para la propuesta de dicho instituto y potenciar los programas de prácticas en escuelas técnicas.
Ramallo destacó que “se trata de hacer un diseño integral, que se construye con distintas partes para entender dónde conviene instalarlo, que pueda servir para el ministerio, para las empresas que pondrán los profesionales; también se está articulando con los sindicatos”.
“La oferta formativa será de capacitaciones intensivas, de lo que se conoce como de Operación a Escala, teórico práctica, que se proyecta que sea gratuita para escuelas y profesionales no activos”, explicó.
Del encuentro participaron, además, la coordinadora de Niveles y Modalidades del CPE Verónica Crespo y el vocal de rama Media, Técnica y Superior, Gastón Arana.
El empresario argentino Hugo Cabral, fundador de la petrolera Capetrol, se asoció con el fondo de inversión Xtellus Capital Partners para conformar Oblitus International, una firma que acaba de firmar un contrato de adquisición por activos de la chilena Enap Sipetrol en Argentina. La transacción, valuada en US$ 41 millones, incluye el control del campo offshore Magallanes, en la cuenca Austral, y el 50% del área Campamento Central, en Chubut. Sin embargo, la concreción del traspaso está supeditada a la aprobación de las provincias de Chubut y Santa Cruz, lo que podría extender el proceso durante varios meses.
Oblitus International, la compañía creada específicamente para esta transacción, está controlada por Xtellus Capital Partners, un fondo con sede en Nueva York liderado por ejecutivos con antecedentes en el VTB Capital, uno de los principales bancos de inversión de Rusia. La firma se comprometió a pagar los US$ 41 millones en dos tramos: ya realizó un anticipo a fines de enero y el saldo se abonará una vez que se completen los trámites legales y regulatorios. Según fuentes cercanas a la operación, uno de los puntos clave será la regularización documental de una de las áreas involucradas.
El campo Magallanes, una de las operaciones que pasará a control de Oblitus, es un bloque offshore ubicado en el estrecho homónimo. Produce alrededor de 400 metros cúbicos de petróleo por día, que se exportan desde la terminal de Punta Loyola, y aproximadamente 1,5 millones de metros cúbicos de gas natural diarios. Además del traspaso operativo, Enap Sipetrol mantiene la responsabilidad del desmantelamiento de una plataforma de explotación marítima en la zona, un proceso que podría requerir inversiones millonarias en los próximos años.
Por otro lado, Oblitus también adquirió el 50% de Campamento Central, un área hidrocarburífera ubicada en Chubut que anteriormente pertenecía a YPF y que recientemente pasó a ser operada por Pecom. La compañía del grupo Pérez Companc posee el derecho de preferencia para comprar la otra mitad de la participación en el área, aunque aún no ha confirmado si ejercerá esa opción. En la valoración de los activos, Magallanes fue ponderado en apenas US$ 4 millones, mientras que el 50% de Campamento Central alcanzó los US$ 37 millones, una diferencia que generó dudas en el sector.
“La forma en que se valorizaron los activos parece una estrategia artificial de Oblitus para poder negociar con Pecom con un mayor poder de negociación. Pecom pagó a YPF US$ 25 millones por la operación y el 50% de Campamento Central. Veremos si está dispuesto a pagar más que ese precio por el otro 50%”, explicó un directivo vinculado al proceso de Enap Sipetrol. Mientras tanto, la industria sigue de cerca la evolución de esta transacción, que aún debe atravesar varias instancias regulatorias antes de concretarse.
Cada vez más personas buscan alternativas sustentables para optimizar el consumo de energía. En este contexto, un grupo de graduados presentó un dispositivo portátil que permite cargar dispositivos sin electricidad, utilizando únicamente la luz del sol.
El innovador enchufe fotovoltaico fue desarrollado por Kyuho Song y Boa Oh y se presentó en el festival Dubai Design Week, un evento donde diseñadores de más de 26 países exhiben sus creaciones tecnológicas.
Este invento promete ser una solución eficiente en situaciones donde no se cuenta con acceso a una red eléctrica, como cortes de luz o viajes. Su diseño compacto y su funcionalidad lo convierten en una opción versátil para diversas necesidades.
Este dispositivo se diferencia de los cargadores tradicionales por su sistema autónomo, que no requiere conexión a la electricidad. En su lugar, cuenta con un panel solar integrado que convierte la luz en energía utilizable.
El enchufe portátil que no necesita de electricidad
Su diseño es compacto, con un tamaño menor al de la palma de la mano, lo que permite transportarlo fácilmente. Para su funcionamiento, solo es necesario adherirlo a una ventana con exposición al sol, donde capta los rayos solares para generar carga.
Aunque no permite una carga completa, brinda hasta un 20% de batería en dispositivos móviles, lo que resulta útil en casos de emergencia. Además, cuenta con una toma de corriente para conectar diferentes equipos, como celulares, notebooks o luces de emergencia.
El tiempo estimado para lograr su máxima carga oscila entre 5 y 8 horas de exposición solar. Sus creadores destacaron que el diseño podría perfeccionarse con la incorporación de un puerto USB, lo que ampliaría aún más sus posibilidades de uso.
Este enchufe portátil representa un avance en el uso de tecnologías limpias para el día a día. Gracias a su practicidad, puede ser una herramienta clave en hogares, oficinas o cualquier espacio donde se requiera una fuente de energía alternativa. Además, su funcionamiento con energía solar lo convierte en una opción amigable con el medioambiente, reduciendo el impacto del consumo eléctrico convencional.
Halliburton, el gigante norteamericano en la provisión de servicios para la industria petrolera, cerró su filial argentina en Chubut y despidió a casi 300 empleados.
Ante esa decisión, el Sindicato Privado de Petróleo y Gas de Chubut amenazó con iniciar un paro general de los empleados de todos los yacimientos.
Con sede en Texas, Halliburton diseña, fabrica y repara equipos para controlar de manera eficiente la producción de gas y petróleo desde el momento en que se perfora un pozo hasta que se agota la formación de producción.
El subsecretario del gremio, Carlos Gómez, denunció que la compañía incumplió sus compromisos de mantener su dotación laboral al reducir su plantilla de empleados en la provincia.
“Halliburton Argentina violenta su obligación y compromiso de paz social asumido en las actas paritarias”, dijo Gómez. Consideró que la decisión de la empresa es una “falta de respeto” a la región y advirtió que la decisión es “drástica y destructiva”.
El sindicato petrolero de Chubut presentó una denuncia por los casi 300 despidos ante las autoridades locales y solicitó una conciliación obligatoria para llegar a un acuerdo con la empresa antes del viernes.
“Si agotada la instancia de conciliación, las operadoras de yacimiento y Halliburton no se ponen de acuerdo para solucionar el conflicto, va a llevar adelante la medida de acción directa con un paro general de actividades en todos los yacimientos”, sostuvo Gómez, cuyo sindicato representa a unos 8.000 trabajadores.
El sindicato se uniría a los trabajadores que están en huelga en la vecina provincia de Santa Cruz, que produce alrededor del 10% del petróleo del país, que están llevando adelante la medida de fuerza desde la última semana para detener la salida de YPF de la provincia.
Chubut es la segunda provincia productora de petróleo de la Argentina, con una producción de alrededor de 7,4 millones de metros cúbicos en 2024, alrededor del 20% de la producción total del país.
Empresas como la petrolera estatal YPF han estado vendiendo activos de campos maduros para centrarse en la producción de la formación Vaca Muerta, una de las formaciones de gas y petróleo de esquisto más grandes del mundo.
Un megayacimiento de gas natural que podría proveer al mundo de 20 años de suministro energético fue encontrado en un país de Sudamérica y promete ser una fuente de riqueza muy importante.
El país beneficiado con este descubrimiento es Colombia, que podría abastecer a la región durante las próximas décadas con este bien natural.
Con esto, Colombia podría asegurarse no tener que depender de las exportaciones de gas natural por muchísimos años, algo que podría impulsar su desarrollo económico, así como también la estabilidad energética en la región.
Este megayacimiento recientemente hallado en Colombia, según fue confirmado por Ecopetrol y Petrobras, está dentro del proyecto Sirius, por lo que pasó a denominarse Sirius-2. Se ubica a 77 kilómetros de Santa Marta, en el Bloque GUA-OFF-0 del Caribe colombiano.
El hallazgo fue anunciado durante la VII cumbre de Petróleo, Gas y Energía en 2024, y representa el descubrimiento de gas natural más importante de Colombia desde la década de 1990.
¿Cuánto costará explotar el megayacimiento de gas hallado en Colombia?
El proyecto está encabezado por un consorcio internacional, y para su explotación se demandará una inversión total de 4.100 millones de dólares, distribuidos a lo largo de sus fases de exploración y desarrollo.
Los primeros 2.100 millones de dólares estarán destinados a la fase de exploración, para luego invertir otros 2.900 millones de dólares en la fase de desarrollo. Quienes encabezan este proyecto son Petrobras International Braspetro, con una participación del 44,44%, y Ecopetrol, con un 55,56% de participación.
Entre las actividades principales se incluyen la adquisición de datos técnicos sobre batimetría, geotecnia y geofísica, que son factores esenciales para diseñar los sistemas de producción y transporte de gas.
Con todo esto se busca poder trasladar gas desde el fondo marino hasta una planta de procesamiento en la superficie. Para el año 2027 es que se estima que podría iniciarse la producción, según las normativas legales, sociales y también ambientales.
Mediante el Decreto 218, el Gobierno de Mendoza busca focalizar la asistencia del Fondo Provincial Compensaciones Tarifarias en los usuarios más vulnerables, asegurando la sustentabilidad de los recursos destinados a estos beneficios. Las medidas adoptadas surgen de un análisis integral realizado en conjunto entre el EPRE y la Dirección de Servicios Eléctricos del Ministerio de Energía y Ambiente. Este decreto representa un paso significativo hacia la optimización de los recursos y la mejora de la calidad de vida de los usuarios más vulnerables de la provincia, reafirmando el compromiso con la equidad, la eficiencia en la distribución de los subsidios eléctricos y en el uso racional de la energía.
En este marco, el EPRE deberá elaborar un Padrón de Referencia integral y simplificado de subsidios y compensaciones cuya administración y acceso a los beneficios se den de manera eficiente. El Padrón de Referencia de Beneficiarios Residenciales de compensaciones en la facturación del servicio eléctrico contempla criterios de vulnerabilidad socioeconómica, vulnerabilidad zonal y vulnerabilidad referida a electrodependencia por cuestiones de salud.
En particular, se destacan los siguientes aspectos de la norma mencionada:
Ampliación de la Tarifa Social Eléctrica: Eleva las alícuotas de descuento para usuarios que cumplimenten requisitos de vulnerabilidad socioeconómica, hoy en la provincia alrededor de 47 mil usuarios, al 25% para T1 R1 (consumos de hasta 299 kWh bim), 20% para T1 R2 (consumos entre 300 y 599 kWh bim) y 10% para T1 R3 (consumo desde 600 kWh bim). Actualmente, el beneficio promedio es de 13%, y a partir de los 600 kWh, el consumo excedente ya no tiene beneficio. Este nuevo esquema contempla que ningún usuario vulnerable queda sin beneficio, manteniendo los incentivos de consumo racional de energía, al ser decrecientes los porcentuales de descuento.
Beneficios para jubilados y pensionados: Extiende el beneficio de manera automática, pasando de 9 mil a más de 52 mil jubilados y pensionados beneficiados y amplía, para este universo, el porcentaje de descuento, pasando del 50% al 60% para usuarios con consumos hasta 299 kWh. Además, estos usuarios no perderán el beneficio si superan el nivel de consumo de 299 kWh bimestrales, sino que se les aplicarán al total facturado los descuentos previstos para el subsidio denominado Tarifa Social. En este nuevo esquema, ningún usuario jubilado vulnerable quedará sin beneficio, manteniéndose los incentivos de consumo racional de energía, al ser decrecientes los porcentuales de descuento.
Se unifican los beneficios para usuarios emplazados en ubicaciones específicas consideradas de vulnerabilidad zonal, ya sea por accesibilidad a otros servicios básicos, bajas temperaturas, zonas de montaña, zonas rurales, entre otros, analizadas de manera integral.
En todos los casos anteriores, el encuadre es automático, los usuarios que resulten encuadrados en el Padrón de Referencia no necesitarán inscribirse nuevamente y esperar ser incluidos en otro padrón. Recibirán automáticamente el beneficio en tanto cumplimenten los requisitos de vulnerabilidad socioeconómica y/o vulnerabilidad zonal, asignándose el porcentaje de descuento correspondiente según el tipo de vulnerabilidad identificado.
Beneficios para electrodependientes por cuestiones de salud: Los usuarios que se encuentren en el Registro Nacional mantienen el tratamiento especial gratuito. Asimismo, para usuarios con menor grado de electrodependencia por cuestiones de salud que asiste la Provincia se les asigna un porcentaje similar al de los usuarios jubilados y pensionados: 60% para T1R1, para los usuarios con categoría tarifaria T1R2, 50% y para aquellos T1R3, 40%. Asimismo, se aplican los beneficios adicionales por vulnerabilidad zonal.
Asimismo, el decreto establece propiciar criterios que fomenten el uso racional y eficiente de la energía, a partir de la implementación de descuentos decrecientes con el consumo, y el acompañamiento al desarrollo de recursos de energía distribuida, por lo que se elimina el “Plan de Estímulo de Ahorro de Energía Eléctrica”, dado que resulta ineficaz para incentivar el uso racional de los recursos energéticos.
La norma establece un único Padrón de Beneficios para usuarios residenciales, que recepta y asigna la totalidad de beneficios según tipo de vulnerabilidad asociada.
Criterios de inclusión en el Padrón de Referencia:
Vulnerabilidad socioeconómica: Usuarios residenciales titulares del servicio eléctrico que sean:
Jubilados, pensionados o trabajadores en relación de dependencia que perciban una remuneración bruta menor o igual a dos salarios mínimos, vitales y móviles.
Beneficiarios de pensiones no contributivas que perciban ingresos mensuales brutos no superiores a dos veces el salario mínimo, vital y móvil.
Trabajadores “monotributistas” inscriptos en una categoría cuyo ingreso anual mensualizado no supere en dos veces el salario mínimo, vital y móvil.
Titulares de programas sociales que perciban ingresos mensuales brutos no superiores a dos veces el salario mínimo, vital y móvil.
Usuarios inscriptos en el Régimen de Monotributo Social que perciban ingresos mensuales brutos no superiores a dos veces el salario mínimo, vital y móvil.
Usuarios inscriptos en el Régimen Especial de Seguridad Social para empleados del Servicio Doméstico (Ley 26844) que perciban ingresos mensuales brutos no superiores a dos veces el salario mínimo, vital y móvil.
Usuarios que perciban seguro de desempleo.
Titulares de Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur, que perciban ingresos mensuales brutos no superiores a dos veces el salario mínimo, vital y móvil.
Usuarios que cuenten con certificado de discapacidad expedido por autoridad competente que perciban ingresos mensuales brutos no superiores a dos veces el salario mínimo, vital y móvil.
Criterios de exclusión
Usuarios residenciales titulares del servicio eléctrico que:
Perciban ingresos superiores a dos veces el salario mínimo, vital y móvil.
Posean más de un inmueble a su nombre, según Registro de Propiedad.
Posean un automotor cuyo modelo tenga hasta diez años de antigüedad. Este criterio no aplica a quienes posean certificado de discapacidad.
Posean embarcaciones de lujo o aeronaves.
Vulnerabilidad zonal:
Usuarios residenciales titulares del servicio eléctrico emplazados en:
El departamento de Malargüe.
Localidades zona de montaña definidas en el Decreto 1742/2016 – Resolución SSP 043/2017 – Resolución ex SSP 102/2019 – Resolución ex SSP 082/2023.
Zonas rurales: usuarios que a la fecha de la presente se encuentran identificados en el Padrón Inicial Residencial Rural y, además, resultan categorizados como “rural” de acuerdo con el método de cuadrículas que ha definido el EPRE para elaborar los indicadores de calidad de servicio eléctrico.
Estos usuarios, si además se verifica que cumplen alguno de los requisitos de vulnerabilidad socioeconómica, estarán identificados de manera específica en el Padrón de Referencia.
Vulnerabilidadpor electrodependencia por cuestiones de salud:
Usuarios residenciales titulares del servicio eléctrico o alguna persona que reside en la vivienda abastecida por el suministro que poseen algún tipo de electrodependencia por cuestiones de salud, definida y aprobada en los términos de la norma específica, resulta de aplicación para estos usuarios.
El Gobierno provincial, a través de la la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático hizo inspecciones ambientales en dos áreas estratégicas de Río Negro, en el marco de los proyectos de la unidad flotante de gas natural licuado de Southern Energy y el oleoducto Vaca Muerta Sur.
En San Antonio Oeste, las tareas se centraron en el proyecto de GNL de Southern Energy, donde se relevó la traza proyectada para el tendido de ductos. El recorrido incluyó 7 kilómetros hasta la barda intermedia, además de la zona de transición entre los tramos onshore y offshore.
Durante el relevamiento, se registraron especies de fauna local, como guanacos, maras y flamencos, junto con lagunas temporales. “Estos datos permiten reforzar los criterios ambientales para garantizar un desarrollo sostenible de las obras”, explicaron desde el organismo.
Posteriormente, junto a especialistas en biodiversidad se inspeccionó el lugar donde estará emplazada la Playa de Tanques, en Sierra Grande, área clave para el proyecto Vaca Muerta Sur. Allí se analizó el ecosistema costero colindante con el futuro tendido submarino, asegurando la preservación de su biodiversidad antes de su intervención.
En el relevamiento participó un representante de la empresa, quien recorrió las áreas supervisadas y colaboró en la identificación de puntos críticos de la traza. Las observaciones se registraron en un informe técnico que será parte del proceso evaluativo para la aprobación del proyecto.
El Gobierno de Río Negro sumó un nuevo edificio con autogeneración eléctrica. Se trata de la sede operativa de Transcomahue, la empresa estatal de transporte eléctrico, que desde diciembre cuenta con un sistema fotovoltaico instalado en su techo para abastecer gran parte de su consumo energético
La iniciativa se enmarca en la estrategia de sustentabilidad impulsada por la Secretaría de Energía y Ambiente, de la cual depende operativamente la empresa, y que ya había implementado un sistema similar en su propia sede, convirtiéndola en el primer edificio público rionegrino con autogeneración.
El sistema montado en el edificio de Transcomahue, ubicado en calle San Luis de Cipolletti, cuenta con una potencia de 30 kilowatts y está compuesto por aproximadamente 60 paneles solares. “El objetivo es reducir el consumo del centro de operaciones y despacho de energía que funciona aquí. En horas de baja demanda, el excedente se inyectará a la red eléctrica bajo el sistema de generación distribuida”, explicó Federico Hernández, responsable del área Generación Aislada de la empresa.
El funcionamiento pleno del sistema comenzó en diciembre, tras finalizar la instalación a cargo de la empresa 4 Elementos de Cipolletti. Actualmente, se avanza en los trámites para que Transcomahue sea registrada como usuario generador y pueda inyectar oficialmente su excedente a la red eléctrica y sumarse a lo que se conoce como generación distribuida.
“El diseño del sistema permite cubrir entre un 50 y 70% del consumo del edificio. En el futuro, si las oficinas administrativas se trasladan a este predio y la demanda aumenta, se evaluará la ampliación en potencia”, detalló Hernández. Actualmente, la sede operativa alberga cerca de 40 trabajadores de áreas como almacenes, ingeniería, proyectos, mantenimiento de líneas y estaciones transformadoras.
Con esta nueva incorporación, el Gobierno de Río Negro refuerza su compromiso con la eficiencia energética y la sostenibilidad, sumando infraestructura pública que reduce su impacto ambiental y optimiza el uso de los recursos eléctricos en la provincia.
El Gobierno llamó a una licitación por u$s500 millones con la cual se busca fortalecer el abastecimiento de energía eléctrica en el Área Metropolitano de Buenos Aires (AMBA). La secretaría de Energía lanzó la iniciativa, por medio de la resolución 67/2025, destinada a la contratación de centrales de almacenamiento para sumar 500 MW de capacidad en los nodos críticos. A su vez, se invitó a las provincias a replicar la medida.
“El objetivo es garantizar un suministro eléctrico más confiable y eficiente, especialmente durante los picos de demanda”, sostuvieron desde la cartera energética.
“Almacenamiento GBA -AlmaGBA” refiere a un proyecto que apunta a tener baterías con energía listas para inyectar en el sistema en caso de faltantes, hasta que pueda ampliarse el parque de generación. Su licitación “marca un cambio de paradigma, priorizando la inversión privada y la innovación tecnológica para resolver problemas estructurales”, precisaron desde la cartera de Energía, conducida por María Tettamanti.
Los contratos de almacenamiento se realizarán con las distribuidoras Edenor y Edesur, y contará con el respaldo de la Compañía Administradora del CAMMESA como garante.
La medida forma parte de una serie de proyectos que el Gobierno lleva desarrollando desde octubre del 2024 por medio del Plan de Contingencia, el cual incluye acciones de corto, mediano y largo plazo para recuperar un sistema eléctrico.
La Secretaría de Trabajo, Empleo y Seguridad Social de la Nación dictó la conciliación obligatoria después del paro general por tiempo indeterminado que había dictado el Sindicato Petrolero de Santa Cruz por la salida definitiva de YPF de la provincia y la apertura anticipada de las paritarias 2025.
A través de un comunicado, el gremio que tiene como secretario general a Rafael Güenchenen dio a conocer la resolución que dictó la cartera de Capital Humano que dirige Sandra Pettovello a última hora del viernes.
La medida de fuerza se hizo efectiva por 48 horas tras una asamblea multitudinaria para exigir a YPF que acelere su retirada de la provincia y que se adelanten las negociaciones salariales de 2025.
“El paro tuvo un total acatamiento en las bases, en una clara manifestación de apoyo a la gestión liderada por Rafael Güenchenen, quien sentenció que la institución está más fuerte que nunca y que se va a defender el sostenimiento de la actividad en la provincia”, afirmaron. La primera audiencia de Conciliación Obligatoria se realizará el 18 de Febrero.
El Gobierno espera que el mercado automotriz se dinamice con fuerza este año, de la mano de la recuperación económica y la baja de precios por reducciones impositivas.
A lo largo de este año, se espera la importación de unos 50 mil autos híbridos, es decir, que no consuman combustibles fósiles.
La Asociación de Fabricantes de Automotores de Argentina (ADEFA) y los importadores de CIDOA se repartirán en partes iguales ese cupo. Deberán comprometerse a fijar el menor precio posible.
Serán autos con precios por debajo de los 20.000 dólares, que entrarán al país sin pagar el arancel del 35 por ciento.
El Gobierno busca subir la presencia de autos electrificados en el mercado automotor argentino y bajar los precios de los 0km más populares. Los modelos beneficiados será los híbridos y los eléctricos.
En 2024 se patentaron en Argentina 14.175 unidades de vehículos con motorización alternativa (híbridos y eléctricos puros).
Esa cifra es 48% más alta que el 2023, en el que se habían registrado 9.558 y al igual que el año pasado, el modelo más patentado fue el Toyota Corolla Cross (HEV) con un total de 7.614 unidades.
Este viernes, Vaca Muerta fue sacudida por dos sismos que alertaron a los residentes locales. El primero ocurrió cerca de las 9:30, con una magnitud de 3,9 en la escala de Richter, con epicentro a 90 kilómetros de Neuquén capital, cerca de Sauzal Bonito. Los vecinos de la zona, ya acostumbrados a este tipo de fenómenos, describieron el temblor como “muy fuerte”.
El evento se relaciona con la actividad de fractura hidráulica en el área de El Trapial, donde la empresa Chevrón Argentina SRL realiza perforaciones. Este tipo de sismos, que se registran frecuentemente en la región, son el resultado de la liberación de energía a profundidades de entre 10 y 11 kilómetros. A principios de febrero, otro movimiento en el mismo área alcanzó una magnitud de 3,5.
El segundo sismo ocurrió a las 15:59, con epicentro cerca de Chos Malal, a unos 59 kilómetros de distancia, y fue de menor magnitud, 2,9, registrado a una profundidad de 10 kilómetros.
El Observatorio de Sismicidad Inducida, que monitorea estos fenómenos desde 2018, detalló que la región de Vaca Muerta ha experimentado cerca de 500 sismos inducidos debido a las actividades relacionadas con la extracción de hidrocarburos.
La Inversión Extranjera Directa (IED) registró en 2024 su nivel más bajo desde el inicio de la serie histórica del Banco Central de la República Argentina (BCRA) en 2003. Los ingresos netos totalizaron solo USD 89 millones en el año, con una repatriación de capitales en diciembre que revirtió el saldo positivo acumulado hasta noviembre.
Un informe de la consultora Vectorial indicó que, hasta noviembre, la IED había promediado USD 71 millones mensuales, similar a los USD 76 millones mensuales de 2023. Sin embargo, en diciembre se produjo un flujo negativo de USD 696 millones por repatriaciones en el sector energético, lo que revirtió la tendencia.
El RIGI, Vaca Muerta y la expectativa
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), aprobado en 2024, generó anuncios de proyectos por un total de USD 10.000 millones, aunque la mayoría están previstos a mediano y largo plazo. Entre los más relevantes se encuentran el oleoducto Vaca Muerta Sur, con una inversión estimada de USD 3.000 millones, y el proyecto de licuefacción de gas natural de Pan American Energy (PAE) y Golar LNG, que requerirá un desembolso de USD 2.900 millones en su primera etapa.
Analistas como Emmanuel Álvarez Agis sostienen que la inversión extranjera podría aumentar significativamente solo cuando se eliminen las restricciones cambiarias. Desde el centro de estudios Misión Productiva señalaron que, sin políticas activas que fomenten encadenamientos productivos, las inversiones podrían limitarse a sectores extractivos sin generar mayor valor agregado ni empleo local.
EL desafío del Gobierno para este 2025, parece ser lograr que las inversiones anunciadas en el último tiempo bajo las condiciones del RIGI se concreten y generen impacto en la economía real. La eliminación del cepo cambiario y el diseño de políticas que favorezcan el desarrollo de proveedores locales emergen como las claves para revertir la tendencia de baja inversión extranjera registrada en 2024.
La prestigiosa revista británica The Economist publicó un extenso artículo en el que destaca el crecimiento exponencial de Vaca Muerta y su impacto en la economía argentina.
En 2024, Argentina logró exportar más energía de la que importó por primera vez en 14 años y este año superará a Colombia como el tercer productor de petróleo de América Latina, con una producción de aproximadamente 800.000 barriles diarios. Solo Brasil, con tres millones, y Venezuela, con un millón, se ubican por encima en la región. Además, según la publicación, solo China cuenta con mayores reservas de gas no convencional.
El artículo destaca que en la última década, la producción en la formación neuquina creció de 20.000 a 450.000 barriles de crudo por día, y podría generar entre 250.000 y 500.000 empleos en la próxima década.
No obstante, The Economist también señala que el desarrollo de Vaca Muerta enfrenta desafíos significativos, entre ellos la falta de infraestructura adecuada y la necesidad de inversiones estimadas en USD 50.000 millones para exportar gas natural licuado (GNL) a Asia. En este sentido, se menciona el creciente interés de India en este recurso.
Sin embargo, advierte sobre los obstáculos que enfrenta el sector, como los controles de precios del petróleo, los impuestos a la exportación y las restricciones de capital, que han dificultado las inversiones extranjeras en el país.
El auge del shale ha transformado Neuquén, generando empleo y atrayendo trabajadores de distintas partes del país. Gustavo Medele, secretario de Energía de Neuquén, destacó que un camionero del sector puede llegar a ganar hasta 3.000 dólares mensuales.
Sin embargo, la expansión de la industria no está exenta de críticas. La revista menciona preocupaciones ambientales, como el uso de agua para la fractura hidráulica, y cita un mural en Neuquén que advierte: «El agua vale más que el petróleo».
A pesar de estos desafíos, The Economist concluye que el auge de Vaca Muerta podría transformar la economía argentina, fortaleciendo sus reservas de divisas y contribuyendo significativamente al superávit comercial del país. Con una gestión adecuada y las inversiones necesarias, Argentina podría consolidarse como un actor clave en el mercado energético mundial.
El Gobierno nacional a través del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) aumentó 9,17% el precio de la distribución del gas a grandes usuarios y las estaciones de GNC.
Según la Resolución 91/2025 del Ente Nacional Regulador del Gas publicada este viernes, el precio por el servicio de distribución del gas subió de $2,18 de enero pasado a $2,20 por metro cúbico entregado. Anteriormente estaba en $1,92 por metro cúbico.
Según Ámbito, el aumento en el precio del gas repercute directamente en el sector de GNC, uno de los principales consumidores de este recurso. Se prevé que este ajuste se traslade a los precios finales que pagan los usuarios de vehículos a GNC, lo que podría generar un impacto en el bolsillo de los consumidores y en la competitividad de este combustible.
El incremento en el precio del gas también afecta a grandes usuarios industriales y comerciales. Este aumento podría generar un incremento en los costos de producción y, eventualmente, trasladarse a los precios de bienes y servicios, impactando en la inflación y el poder adquisitivo de los consumidores.
Las distribuidoras eléctricas Edenor y Edesur, dos de las principales empresas del sector energético en Argentina, prevén una inversión conjunta de 2.150 millones de dólares en los próximos cinco años. El objetivo de esta millonaria inyección de capital será reducir tanto la frecuencia como la duración de los cortes de luz que afectan a miles de usuarios en el área metropolitana de Buenos Aires.
De acuerdo con documentos presentados ante el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), Edenor, controlada por la firma Energía del Cono Sur (Edelcos), destinará unos 1.275 millones de dólares a la mejora de su infraestructura entre 2025 y 2029. Por su parte, Edesur, propiedad de la multinacional italiana Enel, invertirá 875 millones de dólares en el mismo período.
Ambas empresas presentaron estos planes de inversión en vistas a la audiencia pública programada para el próximo jueves 27 de febrero, en la que se debatirá la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT). Este proceso derivará en un aumento de tarifas que comenzará a aplicarse el 1° de abril de 2025.
En las audiencias públicas, los participantes tienen la oportunidad de exponer sus propuestas y comentarios en una sola intervención. Posteriormente, el Estado, a través de la Secretaría de Energía y el ENRE, recogerá las diversas posturas para tomar las resoluciones pertinentes.
El aumento de tarifas, las condiciones del nuevo esquema tarifario que regirá durante los próximos cinco años, y las inversiones que las empresas deberán realizar, quedarán sujetos a las decisiones finales de las autoridades correspondientes.
Los mercados asiáticos cerraron la jornada de este jueves 13 de febrero con altibajos, pero en el final, el Nikkei subía un 1,2%, el Hang Seng de Hong Kong ganaba un 3% y el Shanghai Composite se anotaba un 0,2% de suba. En tanto, las bolsas europeas suben en su mayoría, reflejando la confianza en que la guerra en Ucrania podría terminar pronto. Por el lado de EEUU, los analistas también esperan que los mercados abran al alza luego de conocerse la intermediación de Donald Trump para el fin de la guerra entre Rusia y Ucrania.
Como era de esperarse, la noticia deprimió el precio del petróleo, un commodity que rápidamente reacciona en situaciones de crisis geopolíticas, en tanto su escasez puede generar colapsos más fuertes para las economías.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, y su par ruso, Vladimir Putin, hablaron por teléfono y acordaron entablar negociaciones “inmediatas” para poner fin a casi tres años de guerra en Ucrania, según consigna la agencia AFP. Luego,el mismo Trump informó de la reunión al mandatario ucraniano, Volodimir Zelenski.
Estas conversaciones “permiten eliminar parte del riesgo geopolítico del mercado y señalan el posible retorno de suministros adicionales de petróleo por parte de Rusia“, explicó a la agencia francesa Andy Lipow, de Lipow Oil Associates.
Según el experto, en caso de negociaciones de paz, “es factible que Estados Unidos alivie algunas sanciones contra Rusia, lo que permitiría que llegue más petróleo al mercado”. “Eso fue lo que hizo bajar los precios” en la segunda mitad del día, según Lipow.
Los precios del petróleo ya vienen cayendo debido a las previsiones de la Agencia estadounidense de Información sobre Energía (EIA).
“Las estimaciones de consumo se mantuvieron prácticamente sin cambios, pero la producción esperada de los países no pertenecientes a la OPEP+ se revisó al alza”, dijo a AFP Tamas Varga, analista de la firma PVM. Esto debería provocar un excedente de oferta y conducir a una baja de los precios del crudo.
Morixe, a través de un acuerdo de abastecimiento por un plazo de 5 años con YPF Luz, comenzó a operar el 80% de su producción con energía renovable.
De esta manera, abastecerá el consumo energético de 19.900 MWh al año de las plantas de Morixe en Argentina, donde se elaboran más de 64 millones de kilogramos de alimentos anuales. La energía proviene del Parque Eólico General Levalle, ubicado al sur de Córdoba, que entró en operación a finales de 2024 y con los aerogeneradores más grandes del país.
Este acuerdo evita a Morixe la emisión anual de 4.600 toneladas de dióxido de carbono y es equivalente al consumo de energía de 5400 hogares.
Por su parte, Román Malceñido, CEO de Morixe, expresó: “Esta iniciativa forma parte de la estrategia de la Compañía de poner al centro de las decisiones a las personas y a las comunidades donde nuestras Plantas productivas están presentes, continuando con el esfuerzo por impulsar la sostenibilidad y reducir la huella de carbono. Esta decisión es un reflejo de los valores de Morixe y de la responsabilidad que tenemos con las generaciones futuras”.
Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, afirmó: “Nos enorgullece que empresas como Morixe, con más de un siglo de trayectoria en la producción de alimentos, nos elijan para dar el importante paso de abastecer sus operaciones con energía renovable de nuestros parques. Este impulso demuestra la importancia que tiene la transición energética para las industrias del país y cómo desde YPF Luz acompañamos el crecimiento y desarrollo energético”.
La demanda global de petróleo subirá ligeramente este año, con un incremento de 1,1 millones de barriles diarios, frente a la subida de 870.000 de 2024, informó este martes la Agencia Internacional de la Energía (AIE).
China seguirá siendo el principal motor de ese crecimiento, pero a un ritmo mucho menor (19 % frente al 60 % de media de la década precedente), señala la AIE en su informe mensual sobre el mercado del petróleo.
Frente a la progresiva ralentización de la demanda china, India y otros países asiáticos están tomando gradualmente el relevo en el incremento, ya que sumarán de forma conjunta 500.000 mb/d, casi la mitad de la subida proyectada para este año.
El mercado petrolero mundial sufrió en enero en forma de aumento de precios el choque de las nuevas sanciones de EE.UU. a los hidrocarburos de Rusia e Irán, pero la AIE confirmó que las exportaciones rusas “continúan hasta ahora prácticamente sin cambios”, mientras que las iraníes son solo “ligeramente inferiores”.
El informe de la AIE anticipa que el aumento de la demanda mundial de crudo se verá cubierto con creces por el previsto incremento de la producción en el continente americano, que alcanzará los 1,4 mb/d.
En cambio, el documento prevé que la OPEP y sus aliados (OPEP+, que incluye a Rusia) cumplirán de forma más estricta sus compromisos de limitación de producción, lo que reducirá un posible exceso de oferta a nivel global.
Con los datos de 2024 ya completos, el informe constata que el año pasado “la oferta se ajustó a la demanda mundial”, en 102,9 mb/d.
En cuanto a precios, la AIE prevé tiempos de volatilidad, ya que solamente en enero el crudo de referencia, el Brent, se disparó hasta los 83 dólares por barril debido a las sanciones de EE.UU. sobre Rusia e Irán, aunque progresivamente la calma volvió a los mercados y el mes pasado cerró con la cotización a 77 dólares por barril.
El informe consideró que “es demasiado pronto” para determinar si los anuncios de aranceles comerciales por parte de Estados Unidos afectarán al mercado internacional de petróleo, o si las sanciones de Washington a Moscú y Teherán tendrán más implicaciones a largo plazo.
Sin embargo, recordó que el mercado de crudo ha mostrado históricamente “resiliencia y adaptabilidad notables frente a grandes desafíos”, y que en esta ocasión no debería ser diferente.
Científicos españoles son protagonistas de un hallazgo histórico. Un equipo científico acaba de descubrir en la Antártida columnas de metano submarinas. Los del CSIC viajaron hasta el océano Austral el pasado mes de enero, donde permanecieron 24 días recogiendo muestras de agua, de sedimentos y sumergiéndose en el fondo oceánico.
El 12 de enero, 26 personas se embarcaron en el buque oceanográfico Sarmiento de Gamboa. El equipo liderado por el Instituto Geológico y Minero de España y el Instituto de Ciencias del Mar viajó a la Antártida con el objetivo de localizar fugas de metano en el océano Austral. La expedición finalizó el 8 de febrero con un éxito feroz. Los científicos pudieron localizar las columnas de metano que tanto ansiaban encontrar en el fondo del océano.
Las columnas de metano que hallaron en el Ártico medían hasta 700 metros de altura y 70 de anchura. Este gas brota directamente desde el subsuelo, donde llevaba retenido cerca de 20.000 años y que ahora quiere salir a la superficie como consecuencia del calentamiento global. La pérdida de masa de hielo por la subida de temperatura del planeta provoca el levantamiento del suelo y una disminución de la profundidad, facilitando las fugas de gas.
Las fugas de gas a la superficie podrían tener graves consecuencias medioambientales
El tipo de gas que se ha investigado es de efecto invernadero. El metano es capaz de generar entre 20 y 40 veces más calentamiento global que el CO2. Los científicos del CSIC estiman que hay alrededor de 24 gigatoneladas de carbono acumuladas en los hidratos de carbono, una cantidad que podría suponer un problema medioambiental si sale a la superficie.
Según han puesto en manifiesto los científicos que han protagonizado la expedición, estas fugas representan un riesgo geológico y podrían tener repercusiones en el clima a nivel global. Además, el metano afecta a la estabilidad de los sedimentos marinos, siendo capaz de causar explosiones, deslizamientos de fondo y tsunamis de gran intensidad.
La liberación de este tipo de gases ya había sido avistada en el Ártico, pero en la Antártida suponen una novedad que probablemente tenga consecuencias en todo el planeta.
El Sindicato Petrolero de Santa Cruz, encabezado por su secretario general, Rafael Güenchenen, anunció un paro general por tiempo indeterminado en reclamo de la salida definitiva de YPF de la provincia y la apertura anticipada de las paritarias 2025.
Durante una asamblea en Las Heras, el dirigente sindical responsabilizó al expresidente de YPF, Pablo González, por la caída en la producción petrolera desde 2016 y acusó a la compañía de desfinanciar la actividad en Santa Cruz. Además, criticó la gestión actual de Horacio Marín, a quien le reclamó acelerar el proceso de retirada.
“Nos dijeron hace un año que se iban a ir. Hoy somos los trabajadores quienes tomamos la decisión de que YPF se vaya”, enfatizó el dirigente.
Asimismo, advirtió a las empresas interesadas en operar en la provincia que deberán garantizar la reincorporación de los trabajadores afectados por los retiros voluntarios implementados por la petrolera estatal.
Güenchenen también reclamó la apertura inmediata de las paritarias 2025, exigiendo que se adelanten las negociaciones salariales previstas para abril. “Nos querían ver arrodillados, pero este sindicato está más fuerte que nunca”, concluyó.
Pampa Energía fue la empresa privada que más energía generó a lo largo de 2024 en la Argentina. Según datos de CAMMESA, la compañía aportó gracias a sus nueve centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas y cinco parques eólicos un total de 21.743.200 MWh durante el año pasado.
En total, esto se traduce en un 15,3% de toda la generación eléctrica de Argentina, a través de un crecimiento interanual del 4%. Este es el séptimo año consecutivo en el que la empresa se consolida como la mayor generadora de energía del país.
“Este logro es resultado del gran trabajo de todo el negocio de generación de Pampa, que hacen que nuestras plantas tengan grandes índices de confiabilidad, eficiencia y disponibilidad”, señaló el CEO de Pampa, Gustavo Mariani.
“También es el resultado de las inversiones que realiza Pampa año tras año para sumar capacidad instalada“, agregó.
Entre otros factores, este aumento en la generación de energía se produjo por la inauguración del Parque Eólico Pampa EnergíaVI en la localidad de Bahía Blanca en 2024.
Este complejo cuenta con una potencia de 140 MW y se realizó a partir de una inversión de 260 millones de dólares.
En la actualidad, Pampa opera 5.472 MW de potencia de generación y lleva desde 2018 siendo la empresa privada que más energía genera en la Argentina.
Con la llegada del buque Chipol Taihu, se inició en el Muelle Almirante Storni de Puerto Madryn la descarga de componentes para aerogeneradores destinados al Parque Eólico “La Flecha”.
Esta es la segunda entrega de equipamiento procedente del puerto de Taican, China, que en esta oportunidad incluye las piezas correspondientes a nueve aerogeneradores.
Entre los componentes descargados se destacan los generadores de 127.000 kilogramos y las aspas de casi 82 metros de largo cada una. Cabe recordar que las torres de estos aerogeneradores son de fabricación nacional, por lo que no llegan al puerto madrynense.
El desarrollo de este tipo de operaciones refuerza el rol estratégico del Muelle Almirante Storni como nodo logístico fundamental para la provincia de Chubut, consolidándose como un punto clave para el movimiento de cargas de gran envergadura.
En este sentido, el respaldo del Gobierno del Chubut, bajo la gestión del gobernador Ignacio “Nacho” Torres resulta clave para potenciar la actividad portuaria y seguir posicionando a Puerto Madryn como un eslabón esencial en la cadena de abastecimiento de proyectos de energías renovables.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados (OPEP+) confirmó su calendario para aumentar progresivamente su producción de petróleo desde abril, en medio de presiones del presidente de Estados Unidos Donald Trump que aspira a precios más bajos.
La alianza “reafirmó su compromiso” con su plan anunciado en diciembre, según un comunicado divulgado tras una reunión del Comité Ministerial Conjunto de Seguimiento.
Según el plan actual, un primer tramo de 2,2 millones de barriles diarios se liberará gradualmente en el mercado a partir de abril, a un ritmo de 120.000 barriles diarios más cada mes durante 18 meses.
La OPEP+ había postergado varias veces la reintroducción de estos volúmenes, que corresponden a los recortes voluntarios adicionales de producción acordados por ocho países, entre ellos Arabia Saudita y Rusia, pilares del grupo OPEP+.
La decisión de no prorrogar esta vez el plazo, a pesar de que los precios del crudo están estancados en torno a los 75 dólares por barril, se tomó tras las declaraciones del presidente de Estados Unidos en las que invitaba a la OPEP+ a aumentar su producción para hacer bajar los precios.
“Voy a pedir a Arabia Saudita y a la OPEP que bajen el precio del petróleo”, dijo Trump el 23 de enero en un discurso en línea ante el Foro Económico Mundial de Davos.
Para los analistas, el mantenimiento de este calendario es también una señal de prudencia ante el clima de incertidumbres en el mercado, entre los aranceles impuestos por Estados Unidos a sus principales socios comerciales, las nuevas sanciones contra el sector energético ruso y las dificultades de las economías china y europea.
La empresa Transportadora de Gas del Sur de Argentina anunció el jueves que presentó su plan de inversiones para el período 2025 – 2029 por 345.000 millones de pesos (327 millones de dólares), mientras que Transportadora de Gas del Norte dijo que en ese período invertirá un promedio de 80.000 millones de pesos por año.
En el marco de una audiencia pública convocada por el ente regulador ENARGAS, ambas empresas hicieron un pedido de aumento de la tarifa que reciben por el servicio de transporte de gas.
TGS, la principal compañía de transporte de gas de Argentina con 9.300 kilómetros de gasoductos en siete provincias, informó que su inversión se destinará a “garantizar la seguridad y continuidad del servicio, a través de la confiabilidad y seguridad de las instalaciones, la seguridad de las personas y la protección del ambiente”.
La empresa dijo que solicitó un ajuste de la tarifa de transporte que representa un aumento del 3,6% en la factura promedio, sin impuestos.
TGN, que es el único operador que llega con gasoductos a Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay, dijo que su solicitud de revisión tarifaria implica un incremento final en la factura de gas de entre 4,3% y 9,7%, según la zona geográfica del consumidor.
“La revisión tarifaria quinquenal permitirá normalizar el régimen tarifario, promoviendo un proceso de inversión sostenida para atender el crecimiento de la demanda local, el abastecimiento de la industria del litio (…), el reemplazo de GNL y combustibles líquidos importados por gas de origen nacional, y para llevar el gas de Vaca Muerta a Brasil, Chile, Uruguay y Bolivia”, dijo TGN.
Argentina posee en Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, la segunda reserva de gas de esquisto del mundo por lo que busca millonarias inversiones para poder exportar gas natural licuado (GNL) a diversos mercados y fortalecer el ingreso genuino de divisas.
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