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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Previsibilidad para invertir y beneficios para Río Negro

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

De cuánto es el aumento de impuestos a los combustibles

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

En la actualidad, la demanda eléctrica del Gran Mendoza depende del denominado «Anillo Centro» de 132 kV. Debido al crecimiento sostenido del consumo y a la falta de inversiones históricas, este sistema opera hoy cerca de sus límites críticos, lo que genera vulnerabilidades ante posibles contingencias y limita la conexión de nuevos usuarios.

La puesta en marcha de la nueva estación permitirá descomprimir los tramos más comprometidos, como el vínculo entre Cruz de Piedra y Villa Nueva, lo que otorgará mayor independencia operativa al disminuir la dependencia de la Central Térmica Luján de Cuyo.

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

Detalles técnicos y alcance del proyecto

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

La construcción de la ET Mendoza Norte, en el departamento de Lavalle, contará con tecnología de última generación y se vinculará con la ET Las Heras mediante un tendido de doble terna de 11,7 kilómetros y un tramo subterráneo de 850 metros.

Además, el proyecto incluye la modernización de las estaciones San Martín, San Esteban y Lavalle para integrar adecuadamente la nueva potencia al sistema existente.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada YPF alcanza un récord de producción y marca nueva etapa de expansión se publicó primero en Energía Online.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Privatización de Transener: Genneia y Grupo Edison se impusieron en la licitación al ofertar US$356 millones se publicó primero en Energía Online.

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

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

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

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

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

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

La entrada Emiratos Árabes Unidos anunció que deja la Opep en un momento clave para el mercado petrolero se publicó primero en Energía Online.

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Pecom invierte 114 millones de dólares en El Trébol para duplicar la producción petrolera se publicó primero en Energía Online.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Reinversión y generación de empleo

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Reinversión y generación de empleo

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Líder en el sector energético

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

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

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

La entrada Gas natural licuado: Camuzzi y Vitol avanzan en un acuerdo estratégico para impulsar LNG del Plata se publicó primero en Energía Online.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Desafíos y expansión en el interior provincial

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

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

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

Subsidios y asistencia durante el invierno

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Energía renovable y a menor costo

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

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

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

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

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

Más producción y menores costos logísticos

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

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

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

Parque Fotovoltaico en Paso de Indios

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• Buenos Aires perdió 23.300 puestos.
• Ciudad Autónoma de Buenos Aires restó 23.000 puestos.
• Chubut perdió 6.400 puestos.
• Mendoza restó 6.300 puestos.
• Santa Cruz perdió 5.100 puestos.
• Salta restó 5.000 puestos.

De acuerdo con un informe de CEPA, desde el inicio de la actual gestión solo cinco provincias lograron aumentar el nivel de empleo:

Neuquén

Río Negro

Corrientes

Chubut

Mendoza

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El Ministerio de Energía y Ambiente realizó el acto público de apertura de los sobres B correspondientes a la licitación nacional e internacional de áreas hidrocarburíferas, en una instancia clave para consolidar inversiones, reactivar áreas y fortalecer la actividad energética en la provincia.

Como estaba estipulado, el acto se realizó el viernes 17 de abril en la sede del Ministerio y fue encabezado por la Comisión de Adjudicación, integrada por el subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini; el director de Regalías, Jorge Domínguez; el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, y el director de Gestión y Fiscalización Ambiental, Leonardo Fernández.

El proceso licitatorio avanzó luego de la apertura de los Sobres A realizada en febrero, instancia en la que se evaluaron los antecedentes técnicos, legales y económicos de los oferentes. Tras ese análisis exhaustivo, cinco de las seis empresas participantes quedaron habilitadas para continuar en el proceso, cumpliendo con los requisitos establecidos en el pliego.

En este marco, durante el acto se procedió a la apertura de los Sobres B, que contienen las propuestas económicas. Las empresas participantes y sus respectivas ofertas fueron:

• Venoil SA, con una oferta por el área de explotación “El Manzano”.
• Geopetrol Drilling SA, también con una oferta por el área de explotación “El Manzano”.
• Hattrick Energy SAS, con una oferta por el área de exploración “Atuel Exploración Sur”.
• Petroquímica Comodoro Rivadavia SA, con una oferta por el área de exploración “Río Atuel”.
• Petróleos Sudamericanos SA, con una oferta por el área de explotación “Atamisqui”.

En total, se registraron cinco ofertas correspondientes a cuatro áreas, incluyendo dos áreas exploratorias que actualmente no registran actividad.

Este dato resulta especialmente relevante, ya que evidencia un interés concreto del sector privado por invertir en zonas con potencial geológico aún no desarrollado, impulsando nuevas etapas de exploración y generando movimiento en toda la cadena de valor: servicios, pymes, logística y empleo.

“Que hoy tengamos ofertas económicas concretas, incluso en áreas exploratorias sin actividad, es una señal muy positiva: confirma el potencial de nuestros recursos y la confianza en un marco de reglas claras y previsibilidad para invertir”, expresó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.

Por su parte, el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, señaló: “Este tipo de procesos, con licitación continua y procedimientos ágiles, permite generar oportunidades reales para poner equipos en el campo, reactivar áreas y sostener actividad económica en Mendoza”.

“Este avance no es casual, sino resultado de una política pública sostenida orientada a ordenar el sector, generar previsibilidad, fortalecer la seguridad jurídica y facilitar procesos más ágiles. En este sentido, la Provincia viene consolidando un cambio de enfoque: de una lógica pasiva hacia una estrategia proactiva, basada en licitación continua, apertura a nuevos operadores y herramientas complementarias para dinamizar la actividad”, agregó la ministra Latorre.

“Los campos convencionales no se gestionan solos: requieren incentivos, tecnología, operadores enfocados y control estatal con estándares y seguimiento. Mendoza esto lo entendió y lo está ejecutando”. Y agregó: “Esto nos ha permitido ser la provincia con la menor tasa de declinación del país en campos convencionales en el período pospandemia, con períodos de crecimiento de nuestra producción en algunos momentos”, cerró Latorre.

Avances en Vaca Muerta

En paralelo, la Provincia continúa avanzando en una estrategia integral que combina la reactivación de áreas convencionales con el desarrollo del no convencional en Vaca Muerta Mendoza, consolidando proyectos piloto y ampliando el conocimiento del recurso.

Este enfoque se articula sobre tres ejes centrales: mayor exploración para certificar reservas y reducir incertidumbre, incremento de la eficiencia en campos maduros mediante técnicas como EOR (enhanced oil recovery, recuperación mejorada de petróleo) y workovers, y el desarrollo de infraestructura que permita escalar la producción, tanto en hidrocarburos como en minería y energías renovables.

De este modo, Mendoza consolida un modelo basado en la calidad institucional, la agilidad en la gestión y la generación de condiciones competitivas para la inversión, con el objetivo de transformar su potencial geológico en producción, empleo y desarrollo económico sostenible.

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La provincia del Neuquén licitará en agosto 15 nuevas áreas hidrocarburíferas, una iniciativa impulsada a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la empresa provincial que cumple un rol central en la expansión de Vaca Muerta y en la articulación con nuevos inversores.

Así lo confirmó el ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, al detallar que estas áreas forman parte de un conjunto de áreas reservadas que GyP tiene bajo su órbita y que, en esta primera etapa, pondrá a disposición del mercado estas 15 con el objetivo de acelerar su desarrollo.

“GyP permite abrir oportunidades para nuevas empresas y acompañarlas con la fortaleza de una compañía provincial que está alineada con los objetivos estratégicos de Neuquén”, destacó Medele, al explicar que uno de los principales atributos de este esquema es la estabilidad que ofrece la participación de la empresa pública neuquina como socio local de largo plazo.

Las 15 áreas seleccionadas están ubicadas en la ventana de líquidos, en zonas estratégicas (Añelo, Rincón de los Sauces, Cutral Co y Plaza Huincul), rodeadas de desarrollos ya activos, con información geológica consolidada y cercanía a infraestructura existente. Esa combinación permite reducir incertidumbre, optimizar costos operativos y generar condiciones atractivas para nuevas inversiones.

El proceso prevé la publicación de los pliegos en mayo, un plazo aproximado de 90 días para la presentación de ofertas y la adjudicación de bloques antes de fin de año.

Medele remarcó además que existe un creciente interés internacional por Neuquén, particularmente de empresas independientes de Estados Unidos que ven en Vaca Muerta una oportunidad de expansión frente al agotamiento progresivo de nuevas áreas en otras cuencas. En ese escenario, GyP aparece como una herramienta clave para canalizar esas inversiones hacia proyectos concretos, aportando conocimiento territorial, continuidad institucional y una visión estratégica asociada al desarrollo provincial.

Con GyP como actor central, la provincia reafirma una política energética basada en previsibilidad, articulación público-privada y desarrollo sustentable, generando condiciones para atraer inversiones, fortalecer la seguridad jurídica y seguir posicionando a Neuquén como protagonista de la proyección internacional de la energía argentina.

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Los usuarios de garrafas de gas licuado de petróleo (GLP) de diez kilos que se inscriban en el nuevo registro oficial recibirán una asistencia económica de $ 9.593 pesos por unidad, según estableció el Gobierno nacional en el nuevo marco de subsidios focalizados.

El beneficio se aplicará mediante un sistema de devolución de dinero en cuentas bancarias o billeteras virtuales interoperables. Además, durante el periodo comprendido entre el 1° de abril y el 30 de septiembre de cada año, el subsidio cubrirá el consumo de dos garrafas mensuales. Para el resto de los meses, la asistencia económica alcanzará a una sola unidad.

La medida fue comunicada a través de la Disposición 1/2026 de la Subsecretaría de Eficiencia e Información Energética del Ministerio de Economía, publicada este lunes en el Boletín Oficial.

Esta norma reglamenta el funcionamiento del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que reemplaza al anterior Programa Hogar.

Para acceder al beneficio, los interesados deben completar sus datos en el sitio web oficial del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF).

Según el texto oficial, la inscripción “habilitará al usuario registrado para generar una transacción de compra de la garrafa de GLP de DIEZ (10) kilos con una asistencia económica que se instrumentará en forma de reintegro en la cuenta del beneficiario”.

El Banco de la Nación Argentina es la entidad encargada de poner a disposición las herramientas digitales para el pago. La normativa establece que el monto del subsidio podrá ser actualizado por la Subsecretaría en función del precio del butano y de los costos asociados.

La Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES) aportará la información de ingresos de los hogares para evaluar cada solicitud.

La disposición indica que la ANSES enviará los datos “a los fines de su análisis para la evaluación de la incorporación al régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)”.

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Un hogar promedio en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) sin subsidios gastó $212.694 en abril para cubrir sus necesidades de energía eléctrica, gas natural, agua potable y transporte público, lo que representa un alza de 49%.

No obstante, el valor representa una reducción del 0,4% respecto al mes anterior. La leve baja mensual se explica por una reducción del 22,5% en el gasto de energía eléctrica, debido a que abril presenta el menor consumo del año por factores estacionales.

Esta disminución compensó las subas en otros rubros, como el gas natural, que aumentó un 16% por el mayor consumo estacional y el incremento del cargo fijo, y el transporte, que subió un 6,1%.

Según replicó la agencia Noticias Argentinas, la información proviene del reporte número 37 del Observatorio de tarifas y subsidios IIEP (UBA-CONICET) correspondiente a abril de 2026.

El informe destaca que “la menor cantidad consumida de energía eléctrica compensa el incremento tarifario en todos los servicios”.

Actualmente, los hogares del AMBA pagan tarifas que cubren, en promedio, el 61% de los costos de los servicios, mientras que el Estado nacional se hace cargo del 39% restante.

En cuanto al impacto en los ingresos, la canasta de servicios públicos representó en abril el 12,2% del salario promedio registrado. El rubro de mayor peso es el transporte, que explica el 50% del total de la canasta. Según el documento, “el peso del gasto en transporte explica el 50% de la canasta y se presenta como el gasto de mayor consideración sobre los ingresos del hogar”.

Por último, el costo técnico del boleto de colectivo se situó en $1.927, frente a un boleto mínimo de $715 en la Ciudad de Buenos Aires. En el sector de los hidrocarburos, el precio promedio de la nafta súper se estimó en $2.041 por litro a principios de mes.

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El presidente Javier Milei facultó al Ministerio de Economía a aumentar o disminuir hasta en un 50% el recargo destinado al Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales, mediante el Decreto 266/2026 publicado este lunes en el Boletín Oficial.

De esta manera, a partir de ahora, la cartera económica tendrá la potestad directa de modificar el nivel del recargo que pagan todos los usuarios de gas del país para financiar los subsidios residenciales.

La normativa afecta al Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas (creado por la Ley 25.565), el cual se nutre actualmente de un recargo de hasta el 7,5% sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).

Hasta la publicación de este decreto, la facultad de aumentar o disminuir este recargo en hasta un 50% residía formalmente en el Presidente de la Nación. Con el nuevo esquema, el Ministerio de Economía podrá decidir de forma autónoma si el recargo sube o baja, dependiendo de las necesidades de financiamiento del sistema y las metas fiscales.

El recargo se aplica a la totalidad de los metros cúbicos consumidos o comercializados por redes en todo el territorio nacional, sin importar el uso final. El mismo se calcula sobre cada metro cúbico de 9.300 kilocalorías. Si Economía decidiera aplicar el aumento máximo permitido del 50%, el recargo sobre el precio del gas en boca de pozo podría escalar del 7,5% al 11,25%.

El régimen de subsidios financiado por este fondo tiene vigencia garantizada por ley hasta el 31 de diciembre de 2031. Los fondos seguirán siendo declarados e ingresados a través de la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA).

El Fondo Fiduciario sostiene las tarifas diferenciales en diversas regiones del país. Su uso principal es financiar el régimen de Zona Fría, que establece descuentos en las facturas de gas para los usuarios residenciales de la Patagonia, Malargüe y las zonas incorporadas por la ampliación de la Ley 27.637.

Al argumentar la medida, el Ejecutivo sostuvo que la misma es necesaria “por razones operativas, y para una mejor administración que permita concretar las metas políticas diagramadas”, remarcando que “resulta impostergable para una mejor gestión de gobierno”.

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El ministro de Relaciones Exteriores iraní, Seyed Abbas Araghchi, declaró este viernes que el Estrecho de Ormuz, por donde pasa el 20% de petróleo a nivel mundial, quedó completamente abierto durante 10 días, “en consonancia con el alto el fuego en el Líbano” e Israel.

“De acuerdo con el alto el fuego en Líbano, el paso para todos los buques comerciales a través del Estrecho de Ormuz se declara completamente abierto durante el resto del período de alto el fuego, en la ruta coordinada ya anunciada por la Organización de Puertos y Asuntos Marítimos de la República Islámica de Irán”, expresó Araghchi,. en una publicación en la red social X

Por su parte, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, saludó la apertura con un breve posteo en su red Truth Social: “Irán acaba de anunciar que el estrecho de Irán está completamente abierto y listo para el paso libre. ¡Gracias!“, indicó.

En una publicación posterior, Trump afirmó que el bloqueo naval estadounidense contra Irán se mantendrá vigente hasta que la negociación entre Washington y Teherán esté “completa al 100%”.

Informó además que Irán ha retirado o está retirando todas las minas marinas con la ayuda de Estados Unidos. “Este proceso debería ser muy rápido, ya que la mayoría de los puntos ya están negociados”, declaró Trump.

En su nueva tanda de mensajes a través de la red social, el mandatario norteamericano también afirmó que Estados Unidos prohíbe a Israel bombardear el Líbano.

Mientras tanto, medios internacionales interpretaban este viernes el agradecimiento de Trump como un gesto de distensión de parte del presidente de los Estados Unidos hacia Irán. Ambos países se proponen reanudar las negociaciones por la paz en Islamabad y Trump anunció reiteradamente que el fin de la guerra es una posibilidad próxima a cumplirse.

Asimismo, desde Irán reafirmaron que los buques militares tienen prohibido transitar por el estrecho de Ormuz, y solo los civiles pueden hacerlo a través de rutas designadas y con el permiso de la Armada del Cuerpo de la Guardia Revolucionaria Islámica.

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La ministra de Energía de la provincia de Tierra del Fuego, Gabriela Castillo, valoró la presentación oficial de Terra Ignis Energía SA y el acuerdo con Velitec SA para la operación de pozos hidrocarburíferos en la provincia. “Esta actividad es estratégica para la zona norte”, destacó.

Asimismo aseguró que la reactivación de la actividad hidrocarburífera representa “una etapa muy importante y trascendente para la provincia de Tierra del Fuego”.

Destacando el trabajo realizado por distintas áreas del Gobierno fueguino, Castillo valoró “la convicción de que debíamos sacar adelante la explotación hidrocarburífera” ante la salida de YPF de Tierra del Fuego, entendiendo que “la Provincia necesita resurgir y crecer” en esta actividad.

“Esta explotación debe darse con responsabilidad”, sostuvo la funcionaria y admitió que “la etapa que tenemos por delante no será fácil, pero tampoco fue fácil cuando YPF nos dijo, hace un año y medio atrás, que se iban de Tierra del Fuego de la misma manera que se fueron de otras provincias patagónicas”.

Para Castillo, la empresa “Terra Ignis viene a ejercer soberanía sobre los recursos que siempre fueron de la Provincia, pero el rol del Estado era distinto”, recordando que “en otro tiempo la Provincia se ocupaba solamente de extender concesiones”.

“Hoy decimos: esta historia no puede ser así. No tengo que preguntarle a una empresa si me quiere vender sopa para producir gas envasado, cuando tenemos 6 mil familias en la Provincia que necesitan el gas envasado y lo tenemos que traer de Bahía Blanca porque la producción es insuficiente”, resaltó.

La ministra aseguró que “eso es lo que hoy estamos cambiando, y es una política integral que lidera el Gobernador”, anticipando que hay por delante “un trabajo conjunto en este nuevo horizonte de lo que pensamos para la explotación hidrocarburífera”.

“Celebramos este momento, y es clave este tiempo; es tiempo de colaboración y de trabajo conjunto. Lo más importante es lo que viene y los invito a caminar juntos porque claramente este es el eslabón productivo que va a crecer en la zona norte de la provincia, y ese eslabón se construye entre todos”, concluyó.

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Desde la visión de una política estratégica orientada a fortalecer el desarrollo energético provincial, el Gobierno de la Provincia de Tierra del Fuego AIAS realizó el lanzamiento de Terra Ignis Energía S.A y y presentó el acuerdo operativo con Velitec S.A. para explotar los pozos petroleros cedidos por YPF.

El acto fue encabezado por el el presidente de Terra Ignis, Maximiliano D’Alessio, acompañado del vicepresidente de la compañía, Pablo Carreras Meyer; de la ministra de Energía, Gabriela Castillo; de la gerente Legal e Institucional, Verónica Tito; del representante de Velitec S.A., Francisco Araoz; y del asesor ambiental, Sergio Federovisky. Asimismo, participaron autoridades provinciales y municipales, integrantes de los Concejos Deliberantes de Río Grande y Tolhuin, representantes del sector energético, de la Cámara de Comercio, sindicatos, empresarios, trabajadores, medios de comunicación y miembros de la comunidad.

Cabe destacar el carácter fundacional de esta iniciativa que marca el inicio de una etapa concreta de gestión, producción e inversión para la provincia, consolidando herramientas propias para la administración de sus recursos naturales.

Durante su discurso, el presidente de Terra Ignis Energía S.A., Maximiliano D’Alessio, agradeció “a nuestro gobernador, Gustavo Melella, quien nos dio la misión de llevar adelante una visión que él tuvo desde el inicio de la primera gestión” y recordó que “cuando llegó él marcó claramente la necesidad de armar una empresa provincial de energía”.

Además, subrayó que mientras otras provincias patagónicas ya contaban con estructuras similares, Tierra del Fuego asumió el desafío de edificar una empresa desde sus cimientos. “Se nos dio el doble desafío de armar una empresa, ponerla en funcionamiento y entrar en una negociación ardua con YPF”, indicó.

Asimismo, precisó que esta nueva etapa es el resultado de un extenso proceso negociaciones con YPF, que había definido el retiro de los yacimientos para concentrar sus inversiones en Vaca Muerta.

“Frente a este panorama se nos presentaron dos opciones muy claras. Una era ver cómo se apagaba el yacimiento, y en función de eso, entrar el día después a ver qué se podía hacer La segunda fue la que nuestro gobernador nos marcó claramente, seguir, hacer una cesión y una continuidad operativa de lo que está en el yacimiento”, recalcó.

“A partir de esa definición política, se inició un proceso de negociación que se extendió durante más de un año y medio, caracterizado por su alta complejidad técnica y jurídica”, añadió el titular de Terra Ignis.

Al culminar las negociaciones “limitamos dos grandes áreas de trabajo”, señaló y profundizó: “Por un lado, el cuidado ambiental, así como reinsertar esquemas de trabajo nuevos, empresas que se ocuparán de esto, y por otro lado, el fortalecimiento de la soberanía energética como eje central de la política provincial”.

“Mantener soberanía energética significa que la provincia empiece a estar en la mesa de decisiones de qué se hace con el gas y qué se hace con el petróleo, y no estar desde el costado solo como unidad de control”, enfatizó, y sumó: “es una clara medida de recuperación de la soberanía energética, con una mirada ambiental y con el otro ojo puesto en mantener y multiplicar los puestos de trabajo”.

Finalmente, D’Alessio expresó: “Nosotros cerramos esta primera etapa con estos compromisos, ahora empieza una nueva, que es la etapa de Velitec como operador, y en un breve período de tiempo ya el lanzamiento de la nueva UTE”.

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Con la finalización del montaje mecánico del Parque Solar Arauco I, La Rioja dio un paso firme en la consolidación de un sistema energético basado en fuentes limpias, avanzando hacia la conformación del complejo híbrido eólico–solar más importante de Latinoamérica. Este avance estratégico representa una nueva etapa dentro del proceso de diversificación de la matriz energética provincial y nacional, en un contexto global donde las energías renovables se posicionan como eje central del desarrollo sostenible.

El jefe de obra del proyecto, Rodrigo Herrera, detalló que la culminación de esta etapa se concretó el pasado viernes, tras completar el montaje total de los paneles solares. “La terminación mecánica constaba de tres etapas bien diferenciadas: la inca de postes, el montaje de los trackers (con su sistema estructural y de movimiento) y finalmente la instalación de los paneles con su correspondiente cableado”, explicó.

En total, el parque cuenta con 19.968 incas realizadas, que dieron soporte a 1.536 trackers, sobre los cuales se montaron 89.088 paneles solares, alcanzando una potencia instalada pico de 64 megavatios.

“El proceso se desarrolló en serie.Primero se completó la inca de los 1.936 postes, luego avanzó el montaje de la estructura con tubos, amortiguadores y motores, y finalmente se concretó el montaje de los paneles, que finalizó la semana pasada”, detalló Rodrigo Herrera.

Las tareas demandaron aproximadamente tres meses de trabajo intensivo, iniciadas a mediados de diciembre, consolidando un avance sostenido y en línea con los plazos previstos. Este logro posiciona a Parque Arauco como un actor clave en la transición energética, impulsando un modelo de generación limpia, eficiente y sustentable.

El parque solar Arauco I se integra así al complejo eólico existente, dando forma a un parque híbrido que optimiza recursos naturales y potencia la generación renovable. De esta manera, la provincia continúa avanzando en una política energética que prioriza el desarrollo sostenible, la innovación tecnológica y el aprovechamiento de sus recursos naturales.

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Puerto Quequén dio un paso significativo al integrar su infraestructura a la cadena logística del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), con la reciente descarga de una carga pesada destinada a la terminal offshore en Punta Colorada.

El buque BBC Odesa arribó con 12 anclas y 12 cadenas de gran porte, insumos fundamentales para el tramo 2 del desarrollo energético. Cada ancla tiene un peso aproximado de 43 toneladas, mientras que las cadenas alcanzan las 73 toneladas y miden hasta 400 metros de extensión.

YPF desempeña un rol central en esta operación vinculada a VMOS. El material descargado permanecerá en el área logística portuaria para su acondicionamiento antes de ser trasladado a la terminal offshore en Punta Colorada.

El traslado final será realizado por el buque MV Skandi Hera, que efectuará dos viajes: en la primera etapa movilizará seis anclas y seis cadenas, para luego regresar y completar la operación con el resto del equipamiento.

Desde el Consorcio de Gestión de Puerto Quequén destacaron que esta actividad representa un avance en la diversificación de las operaciones portuarias, tradicionalmente orientadas al movimiento de granos. La incorporación de cargas vinculadas al sector energético amplía el perfil operativo y abre nuevas oportunidades para la infraestructura local.

Esta iniciativa forma parte del desarrollo de infraestructura necesaria para la evacuación y exportación de hidrocarburos desde la Cuenca Neuquina, donde proyectos como VMOS y las terminales offshore en la costa atlántica requieren complejos esquemas logísticos que involucran múltiples nodos portuarios.

Con esta operación, Puerto Quequén se posiciona como un actor clave en la cadena de abastecimiento de proyectos energéticos de gran escala, en un contexto de expansión de la actividad en Vaca Muerta y el avance de obras destinadas a incrementar la capacidad exportadora argentina de petróleo y gas.

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YPF firmó un acuerdo estratégico con Halliburton para actualizar los procesos de fractura hidráulica en Vaca Muerta, incorporando tecnología de fractura eléctrica y sistemas digitales de supervisión en tiempo real. Esta alianza busca mejorar la eficiencia operativa y reducir las emisiones asociadas a la producción en uno de los yacimientos no convencionales más relevantes a nivel global.

El contrato, de largo plazo, posiciona a Halliburton como un socio clave en las operaciones de campo, ampliando su rol dentro del desarrollo del shale en Vaca Muerta. La modernización contempla la utilización de equipos eléctricos que disminuyen el consumo de combustibles fósiles, además de herramientas digitales que permiten monitorear y ajustar las tareas de fractura de forma precisa y en tiempo real.

Con este esquema integrado, se busca minimizar las variaciones operativas y optimizar la utilización de recursos, generando un entorno más predecible para la toma de decisiones durante las operaciones. Esta innovación tecnológica se enmarca en un contexto de crecimiento sostenido del yacimiento, donde la eficiencia y la escala de producción son fundamentales para mantener la productividad de los pozos.

La electrificación y digitalización de los procesos en Vaca Muerta representan un avance hacia prácticas más sostenibles y competitivas, con menores costos por pozo y un impacto ambiental reducido. Según fuentes vinculadas a la iniciativa, “la incorporación de fractura eléctrica y automatización digital permitirá establecer un nuevo estándar tecnológico en el desarrollo shale”.

Este acuerdo entre YPF y Halliburton marca el inicio de una nueva etapa basada en la innovación y en una mayor integración de datos en tiempo real, con el objetivo de potenciar la producción y optimizar los recursos en uno de los principales reservorios no convencionales del mundo.

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La central nuclear de Zaporiyia sufrió temporalmente un corte total de energía eléctrica externa este juevespor la noche, lo que pone de manifiesto la continua precariedad de la seguridad nuclear, informó el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) en la plataforma social X.

Este fue el segundo corte de energía de este tipo en menos de una semana y la decimocuarta vez que la central pierde energía externa desde el inicio de la crisis de Ucrania, según el director general del OIEA, Rafael Grossi.

La conexión a la red se restableció después de unos 40 minutos, indicó el OIEA, que relató hechos ocurridos en las últimas horas.

Sin embargo, aún no se determinó la causa inmediata del corte ya que un equipo del OIEA estacionado en el lugar investigaba el incidente y continúa monitoreando las condiciones en la central.

Grossi enfatizó que las repetidas pérdidas de energía externa subrayan la continua precariedad de la seguridad nuclear en la instalación.

El incidente se produce tras un suceso similar a principios de semana; el martes, la central de Zaporiyia sufrió una pérdida de energía externa que duró aproximadamente 90 minutos.

La planta, una de las mayores instalaciones nucleares de Europa, está bajo control ruso desde marzo de 2022.

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El Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN), dependiente del ministerio de Energía, informó que durante los meses de consumo que se extienden desde mayo a agosto de este año se aplicarán subsidios a clientes residenciales que no cuentan con red de gas en su localidad o que, si cuentan, forman parte de un barrio o zona sin red de gas domiciliario.

Además, se incorporan los clientes del EPEN de las localidades que no cuentan con planta de gas GLP, que son Paso Aguerre, Ramón Castro, Villa Nahueve, Octavio Pico, El Alamito- Curi Leuvú y Pilo Lil.

La decisión se adoptó mediante resolución ministerial N°72-E-NEU-MINF/2025, donde se especifica que la bonificación otorgará un rango de subsidio que va de un 6% a un 20% del cargo variable, dependiendo de la banda tarifaria y consumos mensuales en cada caso, y se mantendrá vigente inclusive con los consumos del mes de agosto. El beneficio alcanzó durante 2025 a 12.405 usuarios.

El Gobierno provincial sostiene la política de garantizar el acceso al gas para aquellos parajes y localidades que no cuentan con dicho servicio y para ello se han impulsado distintas obras que se encuentra en trámite o ejecución.

A la vez, gracias a la cobertura con la que cuenta el servicio de energía eléctrica -no sólo en áreas urbanas sino también en las zonas rurales y parajes más alejados-, una parte de la población que carece de gas por redes o GLP en invierno se vuelca a satisfacer sus necesidades mediante un uso más intensivo de electricidad.

En este marco, se avanza en la expansión de redes de gas natural como respuesta estructural para la integración energética, al tiempo que se desarrollan plantas y redes de GLP en aquellas localidades donde el gasoducto aún no llega. Asimismo, se fortalecen esquemas complementarios como la provisión de garrafones mediante puntos de recarga y distribución a granel, junto con el refuerzo del programa de leña en zonas cordilleranas, garantizando una cobertura equitativa y federal del servicio.

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La secretaria general de la Presidencia, Karina Milei, y el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, visitaron Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, donde encabezaron una agenda de actividades vinculadas al desarrollo energético y la proyección internacional del país. En ese marco YPF recibió el certificado de Marca País Argentina.

La distinción reconoce a YPF como un actor clave en la proyección internacional de la identidad productiva nacional, en función de su trayectoria, la magnitud de su escala productiva y su rol estratégico en el desarrollo económico del país.

La Marca País Argentina es una herramienta que impulsa la percepción internacional, potencia las exportaciones de bienes y servicios, favorece la atracción de inversiones y turismo, y promueve el talento argentino en los mercados globales.

Durante la jornada, las autoridades recorrieron un equipo de perforación y un pad de pozos en producción en Loma Campana, uno de los principales polos energéticos a nivel global, donde pudieron observar cómo la actividad de campo se optimiza desde los RTIC de Buenos Aires y Neuquén, en un contexto de creciente dinamismo exportador del sector energético argentino.

Las actividades se realizaron junto al presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el titular de la Agencia Argentina para la Promoción de las Inversiones y el Comercio Internacional, Diego Sucalesca, quienes destacaron el rol estratégico de la compañía en el desarrollo energético del país.

También participaron Guillermo Garat, vicepresidente de Relaciones Institucionales, Comunicación y Marketing; Lisandro Deleonardis, vicepresidente de Asuntos Públicos; y Matías Farina, vicepresidente ejecutivo Upstream.

Con este hito, YPF continúa consolidando su rol como empresa líder en el desarrollo energético, contribuyendo al posicionamiento internacional de la Argentina y al fortalecimiento de su marca en el mundo.

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Pan American Energy (PAE) anunció la apertura de las inscripciones para su Programa de Jóvenes Profesionales, que comenzará en julio de 2026 en sus principales sedes operativas en Argentina. Los interesados pueden postularse hasta el 4 de mayo a través del sitio web oficial www.jovenesprofesionalespae.com.ar.

Este programa está orientado a graduados y estudiantes avanzados de carreras como Ingeniería, Ciencias de Datos, Finanzas, Economía, Física y Matemática, y busca incorporar talento joven para fortalecer equipos responsables de proyectos estratégicos dentro de la empresa.

Los seleccionados participarán en un proceso de formación de un año que incluye rotaciones por diferentes áreas, tutorías y mentorías con profesionales senior. Esta experiencia tiene como objetivo prepararlos para asumir futuras posiciones de liderazgo y responsabilidad dentro de PAE.

Desde su inicio en 2018, más de 235 jóvenes profesionales han sido parte de esta iniciativa, que se destaca por su enfoque en el desarrollo integral de sus participantes.

Victoria Traverso, gerente corporativa de Atracción, Aprendizaje y Desarrollo de Talento, explicó el propósito del programa: “En un contexto donde la industria energética evoluciona constantemente, en PAE buscamos jóvenes talentos que quieran impulsar esa transformación y ser protagonistas del futuro. Nuestro programa apuesta a formar profesionales integrales, con visión y liderazgo para anticiparse, desafiar lo establecido y dar forma a los desafíos que vienen”.

El proceso de formación incluye la participación activa en proyectos clave para las operaciones y el crecimiento de la empresa, con un enfoque en el desarrollo de habilidades técnicas y de liderazgo que permitan adaptarse a las demandas del sector energético.

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Pan American Energy (PAE) recibió la aprobación por parte del Global Carbon Council (GCC), que certifica y habilita al Complejo eólico Novo Horizonte a generar créditos de carbono, que podrán ser comercializados en el mercado voluntario internacional. El complejo recibió el sello Diamond, la más alta clasificación otorgada por la entidad.

De acuerdo con la tabla mundial de certificaciones publicada por el GCC, Novo Horizonte se destacó como el segundo mayor proyecto de Brasil y el primero de Bahía en proyección de emisión de créditos de carbono, entre los siete proyectos certificados en el país.

Este reconocimiento representa un hito estratégico para PAE Brasil y refuerza su compromiso con la generación de energía renovable y la promoción del desarrollo sostenible en las regiones donde opera.

Según Alejandro Catalano, director general de Pan American Energy en Brasil: “La certificación Diamond confirma el valor ambiental y la solidez del Complejo Novo Horizonte, y refleja el compromiso de Pan American Energy con el desarrollo de proyectos energéticos que combinan generación renovable, impacto positivo en las comunidades y contribución concreta a los objetivos climáticos globales. Este reconocimiento también abre nuevas oportunidades para que la energía limpia que producimos en Brasil pueda aportar a las estrategias de descarbonización de empresas en distintos mercados”.

Ubicado en la Chapada Diamantina, el emprendimiento cuenta con 423 MW de capacidad instalada, suficientes para abastecer de energía a 1 millón de hogares.

Compuesto por 10 parques y 94 aerogeneradores, el complejo podrá evitar la emisión de hasta 600 mil toneladas de CO2 equivalente por año. Cada tonelada evitada generará un crédito de carbono, que podrá ser comercializado en el mercado voluntario global de carbono a empresas que busquen compensar sus emisiones de gases de efecto invernadero. tanto mediante acuerdos directos como a través de intermediarios especializados. Además, el proyecto cumple con los criterios de elegibilidad del programa Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation (CORSIA), impulsado por la International Civil Aviation Organization, lo que amplía su alcance.

La obtención del sello Diamond también reconoce la contribución del proyecto a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de las Naciones Unidas. En el caso del Complejo Novo Horizonte, el emprendimiento genera impactos positivos relacionados a siete objetivos -Hambre Cero; Salud y Bienestar; Educación de Calidad; Igualdad de Género; Energía Asequible y No Contaminante; Trabajo Decente y Crecimiento Económico; y Acción por el Clima- a través de iniciativas sociales, educativas y ambientales desarrolladas en los municipios bahianos de Novo Horizonte, Ibitiara, Boninal, Piatã, Brotas de Macaúbas y Oliveira dos Brejinhos.

Pan American Energy es una compañía energética global, protagonista del desarrollo energético de la región y con presencia en seis países: Argentina, Bolivia, Uruguay, Paraguay, México y Brasil. Su primer emprendimiento en Brasil, el Complejo Eólico Novo Horizonte (BA), demandó una inversión de R$ 3.000 y está compuesto por 10 parques con 94 aerogeneradores que en conjunto tienen una capacidad instalada de 423 MW, energía suficiente para abastecer a 1 millón de hogares. El complejo está ubicado en seis municipios del estado de Bahía -Novo Horizonte, Ibitiara, Boninal, Piatã, Brotas de Macaúbas y Oliveira dos Brejinhos-en la región central del estado, y ocupa una superficie de 2.700 hectáreas.

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Un destructor de misiles de las fuerzas navales de Estados Unidos interceptó y desvió un carguero con bandera iraní en el estrecho de Ormuz, informó hoy miércoles el Comando Central de Estados Unidos (CENTCOM).

“El día de ayer, un carguero con bandera iraní trató de evadir el bloqueo después de partir de Bandar Abbas, salir del estrecho de Ormuz y transitar a lo largo de la costa iraní”, dijo CENTCOM en la red social X.

“El destructor de misiles guiados USS Spruance (DDG 111) desvió la embarcación con éxito y se dirigió de regreso a Irán”, añadió el organismo.

Hasta el momento, diez barcos fueron desviados y ninguno pasó por el estrecho desde que comenzó el bloqueo estadounidense este lunes, agregó.

Por su parte, Brad Cooper, jefe de CENTCOM, dijo en X que las fuerzas estadounidenses detuvieron por completo el comercio marítimo hacia y desde Irán.

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El Boletín Oficial de la Provincia del Chubut publicó la constitución formal de la sociedad anónima unipersonal Energía Pública del Chubut S.A.U. (EPECH S.A.U.). Esta nueva empresa estatal fue creada bajo la Ley I Nro 815 y su modificatoria I Nro 821, estableciendo al Estado provincial como único socio.

El primer directorio de EPECH S.A.U., con un mandato de tres años, quedó conformado por Carlos Fabián Piguala como presidente y José Manuel González Alvado en la vicepresidencia. Completan el equipo directivo los directores titulares Fernando Nicolás Fantin, Ramiro Daniel Outeda y Macarena Ayelén Acupil. Además, la Comisión Fiscalizadora estará integrada por los síndicos titulares José Manuel Pendón y Rodrigo Mariano Miquelarena, junto con la síndica suplente Viviana Caren Lloyd.

La empresa cuenta con un capital social de 1.000 millones de pesos, representado por 100.000 acciones escriturales divididas en dos categorías: las Acciones de Clase «A», que representan el 60 % y pertenecen exclusivamente al Estado, y las Acciones de Clase «B», que constituyen el 40 % restante y están destinadas a una futura oferta pública.

El objeto social de EPECH es amplio y comprende la administración del Mercado Eléctrico Mayorista del Chubut (MEMCH), así como la investigación, explotación y comercialización de recursos energéticos tanto renovables como no renovables. Además, incluye el desarrollo de hidrógeno y la prestación de servicios de comunicaciones en cualquiera de sus formatos.

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La provincia de Santa Cruz volvió a posicionarse en el escenario internacional con una presentación clave del sector energético en Canadá. Allí, el gobernador Claudio Vidal encabezó una agenda institucional junto a empresas del sector y representantes sindicales, con el objetivo de atraer inversiones y consolidar el desarrollo productivo.

En ese marco, el CUO (Chief Upstream Officer) Director de Exploración y Producción de CGC, Pablo Chebli, expuso la evolución productiva de la compañía y respaldó el trabajo del gobierno provincial para generar condiciones que impulsen nuevas inversiones.

“Hay un esfuerzo claro del gobernador para generar un esquema competitivo y reglas que permitan que las inversiones lleguen y los proyectos se desarrollen”, afirmó.

Chebli también destacó que, en la última década, la empresa escaló del puesto 40 al 7 en el ranking de operadores.

Durante la actividad se puso en valor el trabajo del Gobierno Provincial en la construcción de un entorno favorable para el crecimiento energético. Se destacó la decisión de avanzar con un esquema de regalías competitivo y reglas claras, orientadas a facilitar la llegada de capitales y acelerar proyectos estratégicos.

Otro punto central fue la articulación entre el Estado, las empresas y los sindicatos, promovida por la gestión de Vidal. “Hoy hay una articulación clara entre el Estado, las compañías y los trabajadores para hacer posible este desarrollo”, remarcaron.

Producción, ingresos y posicionamiento de CGC

Actualmente, CGC produce cerca de 29 mil barriles diarios de petróleo en la Cuenca del Golfo San Jorge y alrededor de 6 millones de metros cúbicos diarios de gas en la Cuenca Austral.

En ese contexto, la compañía registró ingresos por aproximadamente 940 millones de dólares en el último año y consolidó su participación en el sistema de transporte de gas, integrando el segundo mayor operador del país en este segmento.

La empresa forma parte de Corporación América, un conglomerado con más de 60 años de trayectoria, presencia en diez países y más de 10 mil empleados, con inversiones en sectores estratégicos como infraestructura aeroportuaria y energía.

Palermo Aike: el gran activo energético de Santa Cruz

Uno de los ejes centrales de la presentación fue el desarrollo de Palermo Aike, considerado un play con producción comprobada de gas y petróleo, con una extensión comparable a Vaca Muerta y un potencial significativo aún por explorar.

“Estamos frente a un área comparable con Vaca Muerta, tanto por su extensión como por sus condiciones geológicas”, explicó Chebli.

Según se expuso, el área podría alcanzar entre 8 mil y 12 mil pozos en un escenario conservador, con posibilidades de expansión aún mayores. “Palermo Aike es un play probado, pero todavía con un enorme potencial por desarrollar”, remarcó.

En cuanto a la infraestructura, se destacó que Santa Cruz cuenta con conexión al sistema nacional de gasoductos, salida a mercados de exportación, acceso portuario y capacidad para abastecer la demanda interna.

“La infraestructura existente nos permite pensar en producción, abastecimiento y exportación”, indicaron desde CGC.

Finalmente, se subrayó que el contexto actual —marcado por decisiones políticas y una estrategia de desarrollo definida— posiciona a Santa Cruz como uno de los principales polos de crecimiento energético de la Argentina.

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El gobernador Alberto Weretilneck firmó en Buenos Aires un acuerdo de régimen fiscal y estabilidad regulatoria con los consorcios Southern Energy (SESA) y San Matías Pipeline, un paso que afianza a Río Negro como punto de salida de la energía de Vaca Muerta al mundo y consolida la nueva etapa productiva. La iniciativa impulsará más empleo, actividad económica y nuevas obras en toda la provincia.

El proyecto prevé la instalación de 2 buques de licuefacción en el Golfo San Matías, que transformarán el gas en GNL para exportarlo. El primero comenzará a operar en septiembre de 2027 y el segundo en el segundo semestre de 2028. Para eso, se construirá un gasoducto de 471 km que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina, completando el circuito desde la producción hasta la exportación.

El proyecto prevé la instalación de 2 buques de licuefacción en el Golfo San Matías, que transformarán el gas en GNL para exportarlo. El primero comenzará a operar en septiembre de 2027 y el segundo en el segundo semestre de 2028. Para eso, se construirá un gasoducto de 471 km que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina, completando el circuito desde la producción hasta la exportación.

El acuerdo fue firmado por el gobernador Weretilneck y el presidente de Southern Energy y San Matías Pipeline, Rodolfo Freyre. “Es un antes y un después para Río Negro, nos vamos a convertir en la puerta de salida de la energía argentina al mundo, y vamos a consolidarnos con un rol estratégico para el desarrollo energético del país y en la exportación de GNL”, afirmó el gobernador.

En este esquema, Argentina da un nuevo paso para consolidarse como exportador de GNL, con un trabajo conjunto entre Río Negro, Neuquén, el Estado nacional y el sector privado, integrando producción, infraestructura y salida al mercado internacional.

El acuerdo generará ingresos concretos para la provincia que se volcarán en nueva infraestructura, servicios y mejora de la calidad de vida de los rionegrinos. Además, impulsará nuevas fuentes de empleo directo e indirecto, con prioridad para trabajadores y proveedores locales, tanto en la etapa de obra como en la operación.

En ese marco, los beneficios económicos previstos incluyen:

• U$S 55 millones en 20 años en concepto de canon, regalías y tasas de fiscalización, control y ambiente

• U$S 36 millones de aporte comunitario por única vez, destinados a seguridad, salud e inversiones para la comunidad.

• Un aporte anual contingente, atado al precio internacional del GNL, que permitirá mayores ingresos en función del desarrollo del proyecto.

Además de garantizar reglas claras y previsibilidad para las inversiones, el acuerdo incorpora compromisos ambientales, como el monitoreo permanente de la zona costera del Golfo San Matías, asegurando un desarrollo con control y cuidado de los recursos.

“Estamos generando las condiciones para que esta inversión se traduzca en trabajo real para nuestra gente, en más actividad económica y en nuevas oportunidades, siempre defendiendo la prioridad para trabajadores y empresas rionegrinas”, agregó Weretilneck.

El consorcio Southern Energy —integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG— invertirá más de U$S 15.000 millones para operar los 2 buques, con una capacidad de producción de 6 millones de toneladas anuales de GNL. 

Por su parte, San Matías Pipeline —con la misma composición accionaria— estará a cargo del gasoducto que permitirá llevar el gas hasta la costa y sostener la operación de los buques, consolidando a Río Negro como eje de exportación energética.

También estuvieron presentes la secretaria de Estado de Energía y Ambiente, Andrea Confini; los intendentes de San Antonio Oeste, Adrián Casadei, y de Sierra Grande, Roxana Fernández; el presidente del bloque de legisladores de JSRN, Facundo López; el group CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; el vicepresidente ejecutivo de Gas y Energía de YPF, Santiago Martínez Tanoira; el vicepresidente ejecutivo y director de Exploración y Producción de Pampa Energía, Horacio Turri; el managing director de Harbour Energy en Argentina, Martín Rueda; y el representante de Golar LNG en el país, Marcos Browne.

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La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación informó que concluyó el informe técnico elaborado en el marco del Grupo de Trabajo Bilateral (GTB) Argentina-Brasil, creado para evaluar alternativas de infraestructura, interconexión y exportación de gas natural argentino hacia el mercado brasileño.

El trabajo confirma el enorme potencial de la Argentina como proveedor regional de gas natural, a partir del desarrollo de Vaca Muerta y del crecimiento de la producción de la Cuenca Neuquina. Entre sus principales conclusiones, el informe destaca que el país cuenta con recursos suficientes para abastecer la demanda interna y sostener exportaciones de largo plazo, lo que abre una oportunidad concreta para profundizar la integración energética regional.

El documento también identifica a Brasil como un mercado con fuerte potencial de expansión de la demanda, especialmente en el segmento industrial, y remarca que una mayor integración entre ambos países puede generar condiciones para ampliar el comercio regional de gas natural, fortalecer la seguridad de abastecimiento y promover nuevas inversiones en infraestructura.

A lo largo del trabajo, los equipos técnicos de ambos países analizaron distintas alternativas de interconexión para viabilizar exportaciones firmes de gas argentino hacia Brasil, incluyendo rutas a través de Bolivia, Paraguay, Uruguay y una conexión directa. El informe concluye que, para avanzar en cualquiera de esas opciones, será necesario desarrollar nueva infraestructura de transporte en la Argentina, en particular nuevas obras que permitan evacuar mayores volúmenes desde Vaca Muerta.

En ese camino, la Argentina avanzará bajo un esquema basado en inversión privada, previsibilidad regulatoria y libertad empresarial. El informe destaca que la Ley 27.742 incentiva la inversión privada en proyectos de hidrocarburos y habilita que cualquier interesado pueda obtener autorizaciones de transporte para construir y operar gasoductos y oleoductos. También remarca la figura de los “gasoductos dedicados” o “de acceso restringido”, pensados para promover mercados de exportación sin intervención estatal.

De este modo, el desarrollo de la infraestructura necesaria para ampliar las exportaciones de gas no se plantea desde un esquema de planificación centralizada del Estado empresario, sino desde reglas claras para que el sector privado invierta, compita y defina las alternativas más eficientes para llevar el gas argentino a nuevos mercados.

Asimismo, el informe señala antecedentes concretos en esa dirección, como la iniciativa privada para expandir la capacidad del Gasoducto Perito Moreno, lo que refuerza que existe interés del sector en acompañar este proceso de ampliación de infraestructura.

La elaboración de este documento fue el resultado de un trabajo técnico conjunto desarrollado durante 2025, con reuniones periódicas entre autoridades y equipos especializados de Argentina y Brasil, además de consultas con representantes de otros países de la región y con productores, transportistas y comercializadores del sector gasífero.

Este avance consolida una agenda de integración energética regional basada en el aprovechamiento del potencial de Vaca Muerta, el desarrollo de infraestructura con participación privada y la construcción de un mercado más abierto, competitivo e integrado para el gas natural en Sudamérica.

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El Gobierno nacional oficializó la incorporación de 14 proyectos de generación eléctrica basados en fuentes renovables dentro del Registro Nacional de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (Renper), consolidando así una cartera significativa de inversiones en el sector energético.

En este contexto, Genneia, principal generadora de energías renovables en Argentina, actualizó las especificaciones de su proyecto Sol del Valle ubicado en Capayán, provincia de Catamarca, ampliando la capacidad instalada prevista de 120 MW a 300 MW. Esta modificación refleja un crecimiento sustancial en la escala de la planta solar.

Los 14 proyectos suman en conjunto más de 800 MW de potencia instalada, predominando la tecnología solar, seguida por desarrollos eólicos y una iniciativa de biogás. La distribución territorial de estas iniciativas abarca diversas provincias, entre ellas Buenos Aires, Córdoba, San Juan, Mendoza, Neuquén, Río Negro, Entre Ríos, Corrientes y Chaco.

El Renper, creado a través de la Resolución 281/2017, funciona como una herramienta clave para ordenar y validar el desarrollo de energías renovables en el país. Este registro incluye tanto proyectos que acceden a beneficios fiscales como aquellos que, sin estar bajo este régimen, requieren aprobación para su conexión al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

En marzo de 2026, Genneia y BID Invest concretaron el primer tramo de financiamiento por USD 185 millones, dentro de un acuerdo que puede extenderse hasta USD 320 millones. Sobre esta alianza, destacaron que “un diferencial clave de este acuerdo es el enfoque en el norte argentino”, y que “BID Invest brindará asistencia técnica y económica para apoyar estudios de proyectos de transmisión eléctrica vinculados con nuevas inversiones en minerales críticos (litio y cobre)”.

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El Gobierno nacional estableció una conciliación obligatoria por 15 días para poner fin al paro indefinido convocado por el Sindicato de Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz (SIPGER). La medida busca retrotraer la situación al estado previo al conflicto y garantizar la continuidad de la actividad hidrocarburífera en la provincia.

El conflicto comenzó tras una asamblea con más de 6.000 trabajadores en Pico Truncado, donde el sindicato expresó su rechazo a la caída de la actividad, la falta de inversiones por parte de las operadoras y los recortes de personal. Además, denunciaron el incumplimiento de los planes de perforación como uno de los principales problemas que afectan al sector.

El dirigente sindical Rafael Güenchenen advirtió sobre la grave situación: “Hace cerca de dos años que no se perfora un solo pozo. Bajaron los perforadores, cayó la producción. Si no se perfora, la producción va a seguir cayendo y vamos a ser menos trabajadores en la industria”.

En relación al acuerdo alcanzado con YPF para la salida y remediación, Güenchenen opinó que “no estoy de acuerdo, me parece muy poco. Pero sea lo que sea lo que se firmó, necesitamos que los trabajadores entren y recuperen su fuente de trabajo”.

Frente a esta situación, la Secretaría de Trabajo dispuso la conciliación obligatoria conforme a la Ley 14.786, con el objetivo de preservar la paz social y evitar que la paralización impacte negativamente en la producción y el abastecimiento energético, sectores estratégicos para la economía nacional.

Durante este período, tanto el sindicato como las empresas deben cesar las medidas de fuerza y evitar represalias laborales, asegurando que las condiciones habituales de trabajo se mantengan mientras se desarrollan las negociaciones. El incumplimiento puede derivar en sanciones para las partes involucradas.

Desde el Gobierno destacaron que esta intervención busca evitar una escalada del conflicto que podría afectar la actividad hidrocarburífera en Santa Cruz y, por ende, la producción de petróleo y gas en el país.

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Este lunes, la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York dejó en suspenso todas las apelaciones pendientes vinculadas al juicio por la expropiación de YPF en 2012, lo que es una muy buena señal para la República Argentina.

Esta nueva decisión del tribunal corrobora lo sucedido a fin de marzo con la revocación de la condena de US$16.100 millones impuesta por la jueza de primera instancia Loretta Preska.

“La Cámara de NY sigue tomando las medidas lógicas derivadas de su fallo favorable a la Argentina. Ahora deja en suspenso todas las demás apelaciones relativas al caso hasta que ese fallo quede firme”, informó Sebastián Soler, ex subprocurador del Tesoro.

Esto es luego de que se resuelvan los dos recursos que puede intentar Burford Capital, a criterio de Soler, muy “cuesta arriba”:

• Reconsideración en banc por el plenario de la Cámara
• Recurso de certiorari a la Corte Suprema

De esta manera se cancela la audiencia que estaba prevista para este jueves, en la que Burford, el financiador de los fondos litigantes, iba a pedir que se avanzara con la transferencia de acciones de la petrolera, uno de los pedidos que hizo a lo largo del juicio para intentar embargar sus activos.

Después de la Cámara de Apelaciones, a Burford le queda como última instancia recurrir a la Corte Suprema de los Estados Unidos.

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La subida de la nafta parece no tener un techo cercano y llenar el tanque de un auto mediano se vuelve una tarea cada vez más difícil para los conductores. En lo que va del conflicto internacional, el incremento del combustible ya superó el 23%, lo que obligó a los usuarios a recalcular sus gastos diarios.

Si miramos cómo evolucionaron los valores de la nafta súper, en enero el litro promediaba los $1.566, para pasar a $1.609 en febrero y finalmente dar el salto a los $2.001 entre marzo y abril. Por el lado de la versión premium, el recorrido fue similar: arrancó el año en $1.780, subió a $1.845 en el segundo mes y hoy ya se posiciona en los $2.207, marcando una brecha importante que afecta directamente a quienes buscan mayor rendimiento para sus motores.

El sector del gasoil tampoco se quedó atrás en esta carrera de ajustes. El tipo común comenzó el año en $1.601, se movió a $1.658 en febrero y actualmente alcanzó los $2.065. Para aquellos que necesitan gasoil premium (Euro), el precio pasó de los $1.809 en enero a los $1.861 en febrero, llegando al valor actual de $2.271 por litro, lo que encarece notablemente los costos de transporte y logística en todo el país.

En este contexto, completar el tanque de un vehículo mediano con unos 50 litros ya exige desembolsar más de cien mil pesos de base. Para los conductores que optan por la nafta premium y cuentan con tanques de 55 litros, la cuenta final supera cómodamente los 120 mil pesos. Mientras tanto, el mercado se mantiene en alerta observando cómo sigue la guerra y qué movimientos deciden hacer las petroleras, en medio de una inquietud generalizada por el golpe que esto significa para la economía de todos los días.

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En un escenario de máxima tensión internacional, un pequeño grupo de buques petroleros, tres vinculados al régimen de los ayatolás, consiguió cruzar el Estrecho de Ormuz en las últimas horas, ignorando el bloqueo naval que mantienen las fuerzas de Estados Unidos en la zona.

Esta maniobra representa uno de los desafíos más directos a la autoridad de Donald Trump desde que se endurecieron las sanciones en febrero, poniendo a prueba la capacidad de respuesta de las Fuerzas Marinas estadounidense en este punto neurálgico para el comercio mundial.

Uno de los puntos que más llamó la atención fue el trayecto del petrolero Rich Starry, de bandera china, que según los reportes de la agencia Reuters logró navegar por las aguas del estrecho sin detenerse ante las advertencias. La presencia de este gran buque marca un momento clave en la disputa, ya que Pekín parece estar enviando una señal clara de que no detendrá su flujo de energía a pesar de las presiones y el cerco militar impuesto por la administración estadounidense.

Este avance de los navíos ocurre en un clima de muchísima tensión, donde Estados Unidos busca asfixiar económicamente a sus adversarios en la región controlando el paso de crudo. Sin embargo, fuentes del sector indicaron que las naves habrían utilizado tácticas de “navegación oscura”, que consiste en apagar los transpondedores para no ser rastreados fácilmente por los satélites. Según trascendió desde círculos diplomáticos, la maniobra fue calificada como un intento de “romper la hegemonía de la vigilancia” en el corredor marítimo más importante del planeta.

Por ahora, el éxito de estos petroleros en burlar el bloqueo generó un fuerte impacto en los mercados financieros, que siguen minuto a minuto la evolución del conflicto por temor a una escalada mayor. Mientras Washington evalúa si tomar medidas más drásticas contra los propietarios de estas embarcaciones, el Estrecho de Ormuz sigue siendo el epicentro de una guerra donde en cualquier momento podría disparar los precios del combustible a nivel global.

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La demanda mundial de petróleo disminuirá en un promedio de 80.000 barriles diarios (80 kb/d) en 2026, desde las expectativas previas de un crecimiento de 730 kb/d, ya que la guerra de Irán trastoca nuestro panorama global, estimó la Agencia Internacional de Energía (AIE).

Según el último Informe del Mercado Petrolero de la AIE, se pronostica que la demanda de petróleo disminuirá en 1,5 millones de barriles diarios (1,5 mb/d) en el segundo trimestre de 2026. Esto que marca la caída más pronunciada desde que la COVID-19 redujo el consumo de combustible.

A medida que persisten la escasez y los precios más altos, se espera que la destrucción de la demanda se extienda.

El suministro mundial de petróleo se desplomó en 10,1 mb/d hasta 97 mb/d en marzo, indica el informe, agregando que los continuos ataques a la infraestructura energética en Medio Oriente y las restricciones vigentes al movimiento de buques petroleros a través del Estrecho de Ormuz llevaron a la mayor interrupción de la historia.

Según la agencia, el transporte mundial de crudo continúa enfrentándose a interrupciones en el suministro de materias primas y daños en la infraestructura, lo que está tensando los mercados mundiales de productos.

La agencia proyectó que el transporte mundial de crudo disminuirá en un promedio de 1 millón de barriles diarios en 2026, hasta alcanzar los 82,9 millones de barriles diarios.

Cayeron las reservas y subieron los precios

Las reservas mundiales de petróleo observadas cayeron en 85 millones de barriles en marzo, con una reducción significativa de 205 millones de barriles en las reservas fuera del Golfo Pérsico, debido a la interrupción del flujo a través del Estrecho de Ormuz.

Los precios del petróleo registraron su mayor aumento mensual histórico en marzo, tras la crisis de suministro más grave jamás registrada, según el informe del que se hizo eco Xinhua.

La AIE señaló que un alto el fuego de dos semanas entre Irán y Estados Unidos brindó cierto alivio a los mercados petroleros mundiales, pero aún no está claro si se traducirá en una paz duradera y en el restablecimiento de los flujos marítimos regulares a través del Estrecho de Ormuz.

La reanudación de los flujos a través del Estrecho de Ormuz sigue siendo la variable más importante para aliviar la presión sobre el suministro de energía, los precios y la economía mundial, afirmó la AIE.

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El Gobierno realizó la apertura de las ofertas técnicas que presentaron las empresas que pugnan por comprar el total del paquete accionario que el Estado posee en CITELEC S.A., sociedad controlante de Transener.

El procedimiento se llevó a cabo en el marco de la Licitación Pública Nacional e Internacional, convocada a principios de año por la administración de Javier Milei ,con un precio base de 206 millones de dólares.

La operación que involucra a la principal empresa de transporte de energía eléctrica en alta tensión del país se inscribe dentro del proceso de privatización de activos y actividades de Energía Argentina S.A. (ENARSA) y representa un paso relevante en la reorganización del sector energético.

El Ejecutivo informó que “en esta etapa se presentaron 3 empresas interesadas, que formalizaron sus antecedentes conforme a los requisitos establecidos en el pliego”.

Las firmas que formalizaron su participación en la compulsa, al presentar los lineamientos técnicos para adquirir el 50% de CITILEC, que equivale al 26% de Transener, son Genneia y Grupo Edison en forma conjunta, Central Puerto SA y Edenor.

Transener administra infraestructura estratégica del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), con más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV y una red que se extiende aproximadamente 3.700 kilómetros entre el norte y el sur del país.

La venta de las acciones de CITELEC da por concluido un período excepcional en el que el Estado participó directamente en la actividad de transmisión y transformación de energía eléctrica y restablece el esquema previsto en el Marco Regulatorio Eléctrico, según el cual la prestación del servicio público de transporte debe ser realizada prioritariamente por el sector privado, bajo control y regulación estatal.

El cronograma continuará con la apertura de las ofertas económicas, que serán informadas oportunamente, y prevé la adjudicación en el mes de junio, conforme a los plazos establecidos.

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El gobernador Sergio Ziliotto anunció este viernes el llamado a Licitación Pública N° 1/26 para la segunda etapa del Parque Solar Fotovoltaico de General Pico, una iniciativa que ampliará la capacidad de generación eléctrica renovable en el norte provincial y consolidará la estrategia energética del Gobierno de La Pampa basada en planificación, inversión y articulación público-privada.

La convocatoria da continuidad a un desarrollo ya en marcha. La Etapa I, actualmente en ejecución, contempla una potencia de 15 megavatios (MW), mientras que la nueva instancia incorpora otros 15 MW, dentro de un esquema de expansión que proyecta alcanzar los 50 MW de potencia instalada. La energía generada estará destinada a abastecer la creciente demanda del entramado productivo del norte provincial, acompañando la expansión industrial y garantizando disponibilidad energética para nuevos proyectos.

El emprendimiento se desarrolla dentro del Polo de Abastecimiento Energético y Desarrollo Productivo de General Pico, en un predio de más de 100 hectáreas con proyección de crecimiento. “Manejar el precio de la energía es tener bajo nuestra decisión una de las principales variables del agregado de valor de nuestra producción primaria”, sostuvo Ziliotto, y remarcó que el objetivo es asegurar “energía en calidad y cantidad y al mejor precio para satisfacer la demanda del sector productivo”.

De la actividad participaron la intendenta de General Pico, Fernanda Alonso; el secretario de Energía y Minería, Matías Toso; la presidenta de Pampetrol, María de los Ángeles Roveda; el director de la Agencia I-COMEX, Sebastián Lastiri; el presidente de la Federación Pampeana de Cooperativas, Jorge Páez; legisladores, intendentes e intendentas y autoridades provinciales y municipales.

Esquema de inversión público-privada

El secretario de Energía, la presidenta de Pampetrol y el director de la Agencia I-COMEX brindaron los detalles técnicos de la licitación, cuyo objetivo es seleccionar un socio privado para el desarrollo integral del parque solar de 15 MW. El proyecto incluirá diseño, provisión y construcción, montaje y puesta en marcha, conexión al sistema eléctrico, operación y mantenimiento y la comercialización de la energía generada.

La iniciativa se estructurará a través de una Unión Transitoria entre Pampetrol y el adjudicatario privado. La empresa provincial tendrá una participación del 20%, mientras que el socio privado contará con el 80% restante. Pampetrol aportará activos estratégicos como el predio, el contrato de abastecimiento, la factibilidad de conexión, los estudios ambientales y el desarrollo previo del proyecto.

El esquema contempla un contrato de abastecimiento de energía a 20 años con la Administración Provincial de Energía, con un precio fijo durante los primeros siete años y un mecanismo de actualización regulado para el período restante, lo que brinda previsibilidad de ingresos y un horizonte de inversión de largo plazo.

Las propuestas deberán estructurarse en función de tres variables principales: el costo del proyecto, el precio de la energía ofertado y la participación en la distribución de utilidades. Además, la licitación incorpora un mecanismo que permite ampliar el desarrollo en 15 MW adicionales, habilitando nuevas instancias de inversión bajo el mismo esquema.

El proyecto es impulsado por Pampetrol en articulación con el Gobierno provincial, en el marco de una política energética orientada a diversificar la matriz, fortalecer la infraestructura y acompañar el desarrollo productivo. La Provincia proyecta alcanzar el 35% de generación eléctrica a partir de fuentes renovables hacia 2030, consolidando una estrategia de largo plazo que genera condiciones para el crecimiento económico y la ampliación de la capacidad productiva.

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El Gobierno de la Provincia del Neuquén, a través del ministerio de Energía, autorizó la cesión de participaciones en tres activos hidrocarburíferos de la provincia, como parte de un proceso de reorganización de titularidad entre Pluspetrol y YPF.

En este sentido, mediante los Decretos N° 0475, 0476 y 496, se autorizó la cesión del 100% de la participación de Pluspetrol, correspondiente al 50% de cada área, en Aguada Villanueva, Meseta Buena Esperanza y Las Tacanas, respectivamente. Las dos primeras corresponden a concesiones de explotación convencional actualmente en producción, mientras que Las Tacanas se encuentra encuadrada como Lote Bajo Evaluación con objetivos no convencionales.

Tras la autorización y la posterior formalización de las escrituras correspondientes, las áreas involucradas quedarán bajo la titularidad y operación de YPF, consolidando la gestión unificada de estos activos y favoreciendo la optimización de su desarrollo.

El proceso se encuadra en el marco regulatorio vigente en materia hidrocarburífera, que establece que la cesión de participaciones en concesiones y permisos debe contar con la autorización de la autoridad concedente, sujeta al cumplimiento de requisitos legales, técnicos y administrativos.

Datos técnicos de las áreas involucradas

Meseta Buena Esperanza: Concesión de explotación convencional con una superficie de 303,71 km².

Aguada Villanueva: Concesión de explotación convencional que abarca una superficie de 281 km².

Las Tacanas: Área que se inició como Permiso de Exploración con objetivos no convencionales, otorgado por un plazo de cuatro años y con una superficie de 411 km². Posteriormente, fue encuadrada como Lote Bajo Evaluación conforme a la normativa vigente.

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El Sindicato de Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz resolvió iniciar un paro general por tiempo indeterminado en toda la provincia, tras una multitudinaria asamblea que reunió a unos 6.000 trabajadores.

El gremio que conduce Rafael Güenchenen cuestionó con dureza a las operadoras por la falta de inversiones y el incumplimiento de los planes de perforación comprometidos para 2026. “Hoy tenemos las condiciones para que cada operadora invierta los 1.200 millones de dólares que se comprometieron. ¿Qué se piensan estos tipos que firmaron un plan de perforación y no van a perforar?”, expresó.

Güenchenen también rechazó posibles recortes de personal y dejó en claro que el gremio no aceptará despidos. “No se va a ir más nadie de este yacimiento. No se va más nadie”, afirmó.

En ese sentido, instruyó a la comisión directiva y al cuerpo de delegados a sostener el criterio de “alta por baja”, exigiendo la reincorporación de cada puesto de trabajo que las operadoras intenten reducir bajo cualquier modalidad, ya sea jubilación u otros mecanismos.

Asimismo, Güenchenen puso el foco en la responsabilidad del Ejecutivo para intervenir frente a los incumplimientos de las operadoras, y anticipó que el sindicato avanzará en ese sentido.

“Vamos a pedirle al gobierno provincial que retrotraiga las áreas a todas aquellas empresas petroleras que quieren dejar gente en la calle”, afirmó.

En relación al contexto general de la industria, el secretario general recordó que hace casi dos años que no se perfora un solo pozo en Santa Cruz, lo que impacta directamente en la producción y en la sostenibilidad del empleo.

“Hace cerca de dos años que no se perfora un solo pozo. Bajaron los perforadores, cayó la producción. Si no se perfora, la producción va a seguir cayendo y vamos a ser menos trabajadores en la industria”, advirtió.

El dirigente también cuestionó el plan de abandono y remediación acordado con YPF, al considerar que resulta insuficiente frente a las necesidades actuales de la provincia y de los trabajadores.

Como cierre de la asamblea, y tras la votación a mano alzada de los presentes, Güenchenen anunció el inicio de un plan de lucha con un paro general por tiempo indeterminado.

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El Gobierno nacional avanza en la venta de las acciones de Enarsa en Citelec y espera para el 14 de abril la recepción de las ofertas, tras un reciente cambio en el cronograma del proceso licitatorio.

La fecha original era el 26 de marzo, pero Economía decidió una postergación para asegurar el éxito de la operación.

Según trascendió de fuentes del mercado eléctrico, se buscó garantizar que los interesados puedan administrar la red de transporte eléctrico sin que esto signifique una barrera de entrada que limite la competencia entre las firmas.

Entre los interesados en la operación se encuentran grupos energéticos locales, generadoras y actores del sector financiero que analizan la estabilidad de los ingresos de la empresa.

Transener, la firma operada por Citelec, gestiona una red de más de 15.000 kilómetros de líneas de alta tensión en todo el territorio nacional. La venta de estas acciones responde a la idea oficial de reducir la presencia del Estado en activos no estratégicos.

La puja por quedarse con la empresa que opera más de 15.000 kilómetros de redes de alta tensión cuenta con importantes grupos empresarios, en buena parte de origen local.

Por ejemplo, se habla de Edison Energía, una compañía que comandan los Juan y Patricio Neuss, que incorporaría a empresarios locales.

Otro de los posibles oferentes es Genneia, presidida por Jorge Brito y principal compañía en la generación de energía con recursos renovables.

También se espera la decisión de Central Puerto y una eventual postura de Edenor, ahora en poder de José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti.

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La Secretaría de Energía de la Nación formalizó la baja del permiso de exploración hidrocarburífera en el bloque CAN 109, un área ubicada en la Cuenca Argentina a unos 200 km de la costa marplatense, tras la decisión de las empresas de no continuar con el proyecto por la falta de resultados positivos.

La medida quedó plasmada en la Resolución 87/2026 publicada en el Boletín Oficial, en la que se declara la extinción del permiso otorgado en 2019 a Shell Argentina S.A. y Qatar Petroleum Oil and Gas S.A.U., en el marco de la ronda de licitaciones offshore impulsada por el Estado nacional. Una medida idéntica ya se había oficializado en marzo con las mismas firmas y sobre el bloque CAN 107.

Según se detalla en el documento, las compañías notificaron en diciembre de 2025 su decisión de no avanzar hacia el segundo período exploratorio y renunciar al área CAN 109.

Antes de aceptar la renuncia, el gobierno evaluó el cumplimiento de las obligaciones contractuales y concluyó que las firmas habían completado las inversiones comprometidas y abonado el canon correspondiente.

De esta manera, el área queda revertida al Estado nacional sin penalidades para las empresas, ya que no se detectaron incumplimientos ni observaciones ambientales en el desarrollo de las tareas.

La salida del CAN 109 se suma a un antecedente inmediato: semanas atrás, el mismo consorcio había abandonado el bloque CAN 107, también frente a las costas de Mar del Plata, tras no obtener resultados alentadores en la etapa exploratoria.

En ambos casos, la decisión empresaria estuvo vinculada a la falta de indicios suficientes de hidrocarburos que justificaran avanzar hacia una segunda fase, que incluía perforaciones exploratorias de mayor costo.

El retiro de Shell y Qatar Petroleum implica, en los hechos, el cierre de su participación en la Cuenca Argentina Norte, un proyecto que había generado expectativas a partir de la licitación internacional de 2018 pero que, tras campañas sísmicas y evaluaciones técnicas, no logró consolidar resultados positivos.

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A partir de febrero de 2026 comenzó a regir un nuevo esquema para los Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), diseñado para unificar y ordenar los beneficios en las boletas de luz, gas natural y garrafas en todo el país. Este sistema divide a los hogares entre los que reciben ayuda y los que deben abonar el precio completo del servicio. Conocé los detalles.

Para poder acceder a estas bonificaciones, el principal requisito es que los ingresos netos familiares sean inferiores a tres Canastas Básicas Totales. Para abril de 2026, el límite quedó fijado en $4.193.015,49, una cifra que se ajusta mes a mes. También pueden calificar hogares con integrantes que tengan Certificado Único de Discapacidad o sean Veteranos de Guerra, entre otros casos especiales.

Es importante saber que si ya estabas recibiendo un subsidio, no necesitás volver a inscribirte, ya que tus datos se migran automáticamente al nuevo sistema. Sin embargo, quienes nunca se anotaron o aquellos que recibían beneficios de programas anteriores, como el Programa Hogar para garrafas, deberán realizar el trámite para mantener la ayuda, especialmente antes de junio de 2026.

El proceso de inscripción es sencillo y se hace de forma online. Antes de empezar, tené a mano tu DNI, el CUIL de todos los mayores de 18 años, un correo electrónico y los datos de tu factura de luz y gas, como el número de medidor y cliente. Luego, ingresá al sitio oficial, completá la declaración jurada y guardá el código de confirmación de tu solicitud.

Una vez dentro del sistema, los hogares beneficiados obtendrán descuentos directos sobre el valor de la energía. Por ejemplo, en electricidad, se aplica una quita del 50% sobre un consumo base, variando según la época del año. Para el gas por redes, el beneficio se concentra más fuerte entre abril y septiembre. Es clave estar al día con este trámite para asegurar el ahorro en tus boletas.

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El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, afirmó que Irán “está haciendo un trabajo muy pobre”, en referencia a su postura sobre el estrecho de Ormuz, por donde pasa buena parte de la producción de crudo.

A través de un posteo en sus redes sociales, el mandatario calificó como “deshonroso” el procedimiento de las autoridades iraníes “al permitir que el petróleo pase por el estrecho de Ormuz”, a cambio del pago de un peaje.

“Ese no es el trato que tenemos”, exclamó Trump, y añadió que Irán “está haciendo un trabajo muy pobre”.

Irán exige a los buques petroleros pagar un peaje de un dólar por barril para transitar a través del estrecho, de acuerdo con un reporte del Wall Street Journal de hoy. El tráfico marítimo en el estrecho sigue siendo escaso. 

Horas antes, Trump se había quejado porque “hay reportes de que Irán cobra tarifas a los buques petroleros que transitan por el estrecho de Ormuz. ¡Más vale que no lo estén haciendo y si lo están haciendo, más vale que se detengan ahora mismo!”, escribió Trump en su red social Truth Social.

En tanto, este miércoles el mandatario estadounidense había dicho en declaraciones a ABC News que estaba considerando crear una “empresa conjunta” con Irán para cobrar peaje a los buques que transitan por esta importante vía marítima por la que transita cerca del 20 por ciento del petróleo global, propuesta a la que se refirió como “algo hermoso”.

También afirmó el miércoles en su red social que Estados Unidos podría hacer “mucho dinero” “ayudando a descongestionar el tráfico en el estrecho de Ormuz”.

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En el marco del rumbo que Río Negro sostiene para consolidar una nueva etapa productiva con desarrollo y control ambiental, la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático convocó a Audiencia Pública por el proyecto “Gasoducto Dedicado Tratayén – San Antonio Oeste”, una obra estratégica vinculada al crecimiento energético de la provincia.

La instancia se realizará el 22 de mayo de 2026 a las 9 en San Antonio Oeste y forma parte del proceso de evaluación de impacto ambiental, garantizando la participación de la comunidad, instituciones y sectores involucrados antes de cualquier definición. De esta manera, la Provincia refuerza un modelo de desarrollo que combina inversión, generación de empleo y resguardo ambiental.

El proyecto prevé el transporte de gas desde Vaca Muerta hasta el Golfo San Matías, asegurando el abastecimiento para iniciativas productivas de gran escala, lo que posiciona a Río Negro como un actor clave en el mapa energético nacional. Esto se traduce en más oportunidades laborales, crecimiento de la actividad económica y fortalecimiento de las economías regionales.

La convocatoria a Audiencia Pública no es un hecho aislado, sino parte de una política sostenida de gestión concreta que prioriza el control, la planificación y la participación ciudadana en cada proyecto estratégico. A través de estos mecanismos, el Gobierno Provincial garantiza que cada avance productivo se realice con reglas claras y en beneficio de los rionegrinos.

En este proceso, el gobernador Alberto Weretilneck reafirma su rol como conductor de una provincia que defiende sus recursos, impulsa su desarrollo y toma decisiones con autonomía, priorizando el trabajo, la inversión y el cuidado del ambiente frente a un contexto nacional desafiante.

Las personas interesadas en participar podrán inscribirse hasta 72 horas antes de la audiencia, con exposiciones de hasta cinco minutos, asegurando un espacio plural y abierto donde todas las voces puedan ser escuchadas.

Asimismo, el formulario de inscripción, el Estudio de Impacto Ambiental y el expediente completo se encuentran disponibles para su consulta en la página web de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, garantizando el acceso a la información pública y la participación informada de la comunidad.

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La Cámara de Apelaciones de Nueva York decidió otorgar una prórroga a las sociedades Petersen Energía Inversora y Petersen Energía, demandantes en el juicio contra YPF, para que puedan presentar un recurso de apelación. El nuevo plazo se extendió hasta el 5 de mayo, superando la fecha límite original del 10 de abril.

Las empresas solicitaron una extensión de 28 días para preparar una petición de rehearing o rehearing en banc, que implica una revisión del caso por la totalidad de los jueces del tribunal. Argumentaron que el abogado principal, Paul Clement, enfrenta compromisos profesionales y personales que dificultan finalizar la presentación en el tiempo previsto.

El pasado 27 de marzo, la Cámara anuló la sentencia de primera instancia que exigía a Argentina un pago de US$16.100 millones y ratificó la postura defendida por el país y YPF. Tras esta resolución, el fondo Burford Capital, que financió la demanda, experimentó una caída cercana al 50% en la bolsa.

El recurso de rehearing en banc es una herramienta excepcional en la justicia estadounidense, reservada para casos de gran importancia o con contradicciones legales. Dado que el litigio se basa en normas del derecho argentino, las posibilidades de que la Cámara acceda a esta revisión completa son bajas.

En paralelo, Burford Capital mantiene abierta la opción de acudir a la Corte Suprema de Estados Unidos o iniciar un arbitraje internacional, decisión que dependerá de los tiempos procesales y los costos asociados a cada vía.

Esta extensión en el plazo forma parte de la estrategia de los demandantes para intentar revertir el fallo favorable a Argentina. El nuevo límite al 5 de mayo les permitirá definir con mayor claridad su próximo paso judicial.

El caso sigue siendo observado atentamente por el mercado y los acreedores. Un fallo que favorezca a los demandantes podría reavivar las expectativas de cobro, mientras que la confirmación del fallo consolidaría la posición argentina ante la justicia internacional.

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YPF alcanzó un nuevo hito operativo con el desarrollo del bloque no convencional La Angostura Sur, uno de los cinco bloques más productivos de Neuquén y operado al 100% por YPF.

En menos de un año y medio, la producción del bloque creció de 2.000 a 47.000 barriles diarios, marcando un salto sin precedentes en la industria local.

Este crecimiento exponencial fue posible a partir de un cambio integral en la forma de operar. YPF implementó un modelo basado en diseño modular, escalabilidad y monitoreo en tiempo real desde su centro Real Time Intelligence Center (RTIC), lo que permitió optimizar el desempeño de cada pozo de manera eficiente.

Gracias a esta transformación, la compañía logró multiplicar por 20 la producción del bloque en un plazo inédito, consolidando a La Angostura Sur como un caso de referencia dentro del desarrollo no convencional en Argentina.

Este hito refleja la capacidad de YPF para liderar proyectos de escala y continuar posicionando a la Argentina como un actor relevante en el escenario energético global.

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El municipio de Junín anunció el avance en la construcción de un parque solar que se posicionará como uno de los más grandes de la provincia de Buenos Aires. La iniciativa, difundida a través de las redes sociales oficiales del gobierno local el miércoles por la tarde, representa un paso significativo en la apuesta por energías renovables y desarrollo sostenible.

Este proyecto, que combina inversión privada con generación de energía limpia, implica una inversión aproximada de 20 millones de dólares y contará con una potencia instalada de 20 megavatios (MW). Se estima que esta capacidad energética podrá abastecer a más de 10 mil hogares, contribuyendo a una matriz energética más sustentable en la región.

El parque solar se desarrollará sobre una superficie de 50 hectáreas e incluirá la instalación de más de 42 mil paneles solares. Esta envergadura consolida a Junín como un punto estratégico para las energías renovables dentro del interior de la provincia bonaerense.

Entre los beneficios ambientales destacados, el proyecto permitirá una reducción anual estimada de 17.500 toneladas de dióxido de carbono (CO₂), aportando a la mitigación del cambio climático.

Además, la obra generará entre 80 y 120 empleos directos, fortaleciendo la economía local y promoviendo la capacitación en tecnologías limpias.

La ejecución del desarrollo está a cargo de la empresa Genneia, reconocida por su experiencia en proyectos de energías renovables en Argentina.

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El Gobierno de Santa Cruz y las empresas petroleras que operan en la provincia firmaron el acuerdo “Más producción y trabajo en el sector hidrocarburífero santacruceño”, definiendo un nuevo esquema de relación entre el Estado y la industria. A diferencia de regímenes automáticos, establece un marco técnico y administrativo para la evaluación y aprobación de proyectos, con reglas orientadas a recuperar producción, atraer inversiones y sostener el trabajo.

La rúbrica estuvo encabezada por el gobernador Claudio Vidal y el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, junto a representantes de las principales operadoras con actividad en la provincia. El eje central es generar condiciones para que las empresas inviertan más y produzcan más, a partir de un esquema que vincula beneficios concretos —como la adecuación de regalías— con compromisos verificables de inversión y actividad incremental, es decir, adicionales a los ya asumidos previamente.

Uno de los puntos centrales del programa es la implementación de un régimen promocional que ajusta las regalías en función del nivel de inversión y actividad comprometida y efectivamente ejecutado por las operadoras.

Las empresas solo podrán acceder a condiciones más favorables si presentan y ejecutan planes que impliquen nuevas perforaciones, reactivación de equipos, intervenciones sobre pozos existentes y mejoras en la producción.

Además, cada iniciativa deberá atravesar un proceso de evaluación técnica y administrativa por parte de la autoridad provincial, que recae en el Ministerio de Energía y Minería, a través de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, que analizará su viabilidad y podrá requerir ajustes antes de su aprobación.

Palermo Aike, D-129 y offshore: la apuesta al futuro energético

En paralelo, el acuerdo contempla el desarrollo de nuevas áreas estratégicas, especialmente en el segmento no convencional y offshore.

Santa Cruz cuenta con formaciones con potencial como Palermo Aike, en la Cuenca Austral, y D-129 en el Golfo San Jorge, que representan una oportunidad para diversificar la matriz productiva e incorporar nuevas tecnologías.

Para estos proyectos, el esquema prevé incentivos específicos asociados al avance efectivo de la actividad exploratoria y productiva, en función de programas de inversión acordes a la complejidad técnica de estos desarrollos.

Beneficios concretos: condiciones y plazos

El acuerdo establece condiciones diferenciadas según el tipo de producción, siempre sujetas a la aprobación de los proyectos y al cumplimiento de los compromisos asumidos:

-Para áreas maduras: una alícuota del 12% o la posibilidad de una reducción de hasta 3 puntos porcentuales, aplicable a la producción convencional, con vigencia entre el 1 de mayo de 2026 y el 30 de abril de 2027.

-Para nueva producción en proyectos no convencionales y offshore: una alícuota del 5%, con un horizonte de hasta 10 años, conforme a las condiciones de cada concesión.

Producción, empleo y desarrollo: el impacto esperado

De esta manera, el Gobierno provincial plantea este programa como una herramienta para avanzar en la recuperación de la actividad hidrocarburífera, en un contexto desafiante para las cuencas maduras.

Entre los principales objetivos se destacan:

-Recuperar niveles de producción

-Reactivar equipos y actividad en campo

-Sostener y generar empleo directo e indirecto

-Fortalecer la cadena de valor hidrocarburífera

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La nafta en Misiones resulta más costosa que en Paraguay debido a una combinación de factores que incluyen altos impuestos, la distancia logística y el impacto del conflicto bélico en Irán. Esta situación marca un cambio respecto a años anteriores, cuando los autos extranjeros hacían largas filas para cargar combustible en territorio argentino.

Según informó Faruk Jalaf, presidente de la Cámara de Estaciones de Servicios y Afines del Nordeste, la diferencia en el precio del combustible se observa en todas las ciudades misioneras. “En la provincia tenemos un combustible muy caro por la distancia. Paraguay tiene todo su flete por río. Además, los impuestos allá son menores”, explicó.

El precio de un litro de nafta súper en Paraguay se sitúa entre 6.140 y 7.240 guaraníes según la empresa, lo que equivale a aproximadamente $1.399 a $1.650 pesos argentinos. En Misiones, ese mismo litro cuesta $2.187 en YPF y hasta $2.249 en estaciones privadas de Posadas. En Puerto Iguazú, la nafta estatal se vende a $2.099 la súper y $2.376 la premium, con valores aún superiores en las estaciones privadas.

En cuanto a la nafta premium, en Paraguay su precio fluctúa entre G$7.490 y G$8.790, equivalente a $1.706 y $2.003 pesos argentinos respectivamente. En Misiones, el precio oscila entre $2.339 y $2.488. Esta diferencia representa un gasto considerable para los consumidores. Por ejemplo, llenar un tanque promedio de 50 litros en Posadas con nafta premium puede costar hasta $124.400, mientras que en Paraguay ese mismo llenado se ubica entre $85.300 y $100.150.

El aumento en los precios internacionales del petróleo, impulsado por la operación militar estadounidense Epic Fury en Irán desde el 26 de febrero, también influyó en el encarecimiento del combustible local. Jalaf señaló que “los incrementos fueron por la guerra. Los hidrocarburos tienen valor internacional. Las petroleras, no interesa de dónde sean, van a ese precio para la venta en el país y fuera”.

Respecto a la política de precios, el empresario destacó que Horacio Marín, presidente de YPF, logró mantener los valores estables por 45 días, pero advirtió que “esto tendrá consecuencias siempre y cuando no se incrementen los impuestos”. Además, estima que el conflicto durará ese tiempo y que luego los precios podrían bajar, aunque reconoció que “en Argentina nos cuesta retrotraer los valores cuando suben”.

La carga tributaria es un factor clave en el precio final de la nafta. En Argentina, aproximadamente el 45% del costo corresponde a impuestos, mientras que en Paraguay apenas alcanza el 10% de IVA. A esta diferencia se suman otros tributos como el impuesto a la transferencia de combustibles, ingresos brutos, cargas provinciales y tasas municipales, lo que encarece considerablemente el combustible en Misiones.

Entre 2020 y 2023, la diferencia de precios motivó que numerosos extranjeros, principalmente paraguayos, brasileños y uruguayos, cruzaran la frontera para abastecerse en Argentina, fenómeno que ahora se ha invertido debido al aumento en los precios locales. Jalaf aclaró que “todavía no hay misioneros invadiendo las estaciones paraguayas porque es reciente que los precios argentinos superaron a los del otro lado”.

Por último, el sector enfrenta un contexto económico complicado, con menor consumo de combustible por la desaceleración económica en Argentina. Esto, sumado a la presión tributaria y el impacto internacional, dificulta la recuperación del mercado local.

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Irán suspendió el paso de buques petroleros por el estrecho de Ormuz tras el ataque israelí contra el Líbano, informó el miércoles la agencia de noticias semioficial iraní Fars.

La medida se adoptó en respuesta directa a las acciones militares israelíes en Líbano, según reportó el medio iraní. Fars detalló que “simultáneamente con los ataques de Israel a Líbano, el paso de petroleros por el Estrecho de Ormuz ha sido detenido”.

En paralelo, la Armada iraní emitió advertencias a las embarcaciones que permanecen en la zona. En un mensaje reproducido por el diario británico The Guardian, las autoridades navales señalaron que los buques no deben intentar atravesar el estrecho sin autorización.“Cualquier embarcación que intente adentrarse en el mar será atacada y destruida”, indicaron.

La agencia Fars también comunicó que dos petroleros recibieron autorización para cruzar el Estrecho la mañana de este miércoles, después de que entrara en vigor un cese al fuego entre Irán y Estados Unidos. Este permiso fue una excepción en el contexto de la suspensión general, señaló el medio.

Según datos de la plataforma de seguimiento MarineTraffic, cientos de buques permanecen en el área, incluidos 426 petroleros, 34 portavehículos de gas licuado de petróleo y 19 buques de gas natural licuado, muchos de ellos detenidos durante la interrupción.

Trump afirmó que la tregua no incluye al Líbano

Minutos después de que se conociera esta noticia, el presidente de los Estado Unidos, Donald Trump, aclaró que Líbano no está incluido en el alto el fuego de dos semanas acordado entre Estados Unidos e Irán.

A esto siguió una declaración del secretario de Defensa de Estados Unidos, Pete Hegseth, según quien las fuerzas armadas estadounidenses estaban preparadas para cumplir la amenaza del presidente Donald Trump de acabar con la “civilización entera” de Irán si no se alcanzaba un acuerdo de alto el fuego.

Al ser preguntado durante una rueda de prensa en el Pentágono sobre la amenaza de Trump de que “una civilización entera moriría” si no se llegaba a un acuerdo, Hegseth afirmó: “Teníamos un objetivo fijado, listo para atacar, de infraestructura, puentes y centrales eléctricas”.

“(Trump) finalmente dijo: ‘Podemos quitárselo todo. Les quitaremos su capacidad de exportar energía y las fuerzas armadas de Estados Unidos tienen la capacidad de atacar esas cosas con impunidad’, continuó .

Y redondeó: “Ese tipo de amenaza fue lo que los llevó al punto en el que, en efecto, dijeron: ‘De acuerdo, queremos cerrar este trato’”.

Trump amenazó en las redes sociales el martes por la mañana con que la “civilización entera” de Irán “morirá esta noche y jamás volverá”.

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El Gobierno de Santa Cruz avanza en la construcción de un acuerdo estratégico con las principales operadoras petroleras que trabajan en la provincia, en un contexto marcado por la necesidad de recuperar niveles de actividad, sostener el empleo y proyectar un crecimiento productivo sostenido.

En las últimas horas, el gobernador Claudio Vidal comenzó una ronda de reuniones con los CEOs del sector, entre ellos los más importantes del país, en las que se analiza un nuevo esquema integral orientado a dinamizar la industria hidrocarburífera, tanto en yacimientos maduros como en áreas de desarrollo potencial.

Los encuentros forman parte de una instancia decisiva de diálogo entre el Estado provincial y las empresas, donde se discuten herramientas concretas para revertir la caída de la producción, reactivar equipos y fortalecer la cadena de valor energética.

El eje está puesto en generar condiciones que permitan incrementar la actividad en los yacimientos, promover nuevas inversiones y garantizar previsibilidad en el sector.

Las conversaciones avanzan sobre un esquema que buscará alinear incentivos productivos con compromisos concretos de inversión y trabajo, en un marco de responsabilidad compartida entre el sector público y privado.

El acuerdo apunta a consolidar un horizonte de mayor producción hidrocarburífera en Santa Cruz, con impacto directo en la generación y sostenimiento de puestos de trabajo.

En ese sentido, uno de los puntos centrales en discusión es la necesidad de levantar equipos inactivos, intensificar tareas en campo y reactivar áreas que hoy presentan niveles de producción por debajo de su potencial.

La iniciativa se inscribe en una estrategia más amplia del Gobierno provincial para reposicionar a Santa Cruz dentro del mapa energético nacional, en un contexto donde las cuencas maduras requieren nuevas herramientas para sostener su competitividad.

Un convenio que marcará el rumbo del sector

Se ultiman los detalles finales para un entendimiento “de alto impacto” para la economía provincial, con proyección a mediano y largo plazo.

El anuncio formal será acompañado por la firma de las operadoras y autoridades provinciales, en lo que se anticipa como un punto de inflexión para el desarrollo hidrocarburífero santacruceño.

El avance de estas negociaciones genera expectativas tanto en la industria como en las comunidades vinculadas a la actividad, donde el movimiento de equipos y la inversión directa tienen un efecto inmediato en el empleo y la economía regional.

Con este paso, la provincia busca consolidar un mensaje claro: reactivar, producir más y generar trabajo, en un escenario desafiante pero con oportunidades concretas de crecimiento y mayor actividad económica en las comunas petroleras.

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Autoridades de Terra Ignis Energía S.A. firmaron el convenio que permitirá a Velitec S.A. operar hasta se concrete la conformación final de la Unión Transitoria de Empresas (UTE), en las áreas denominadas “Lago Fuego”, “Los Chorrillos”, “Tierra del Fuego”.

En enero del corriente año Terra Ignis asumió oficialmente la operación de los yacimientos, garantizando la continuidad de la producción y la absorción del personal. A partir de allí, se inició un proceso de convocatoria de inversores, en el que participaron 10 empresas, siendo Velitec S.A. la seleccionada.

Este proceso se enmarca en la convocatoria pública impulsada por Terra Ignis Energía S.A. en enero de 2026, destinada a empresas interesadas en asociarse para la explotación, desarrollo y eventual exploración de hidrocarburos en las áreas “Los Chorrillos”, “Lago Fuego” y “Tierra del Fuego”, ubicadas en la provincia de Tierra del Fuego AelAS.

La iniciativa estuvo dirigida a compañías con solvencia financiera y experiencia en la industria, con el objetivo de seleccionar socios estratégicos para potenciar el desarrollo productivo de los yacimientos.

“Fue un proceso arduo, había que analizar la solvencia económica y el aspecto técnico para garantizar que las operaciones se desarrollen de una manera adecuada, Ahora lo que queda por delante es iniciar el trabajo de recuperación de estas áreas que después de algunos años de desinversión sumado al decline geológico que tienen naturalmente las áreas estaba dando una baja de producción tanto de petróleo como de gas, aspiramos a que paulatinamente se vaya aumentando la producción de las áreas sumado a la inversión que esperamos que tengan en el futuro para aumentar cada vez más el desarrollo productivo”, dijo la gerenta institucional de Terra Ignis, Verónica Tito.

En cuanto a Velitec S.A., es una empresa argentina con cerca de 10 años de actividad, operando principalmente en las provincias de Neuquén, Chubut, Salta, con su sede central en Córdoba.

“Entramos con la misión y la vocación de ver, analizar, y levantar mucha información para reestructurar ese activo tan importante para la provincia, que si bien está en su periodo de maduración avanzada en yacimiento maduro le vemos mucho potencial”, afirmó Facundo Aráoz, Presidente de Velitec.

“Agradecemos la confianza que ha tenido Terra Ignis en nosotros, entendemos que hemos sido seleccionados tras un proceso de selección de varias empresas. Fue un proceso largo y hoy ratificamos nuestro compromiso de inversión y poner toda nuestra capacidad técnica y operativa para los objetivos que nos hemos propuesto”, concluyó.

Por su parte el Presidente de Terra Ignis, Maximiliano D´ Alessio, celebró el convenio y el cumplimento de los plazos pautados y adelantó que el equipo del nuevo operador esratá viajando mañana para comenzar con el traspaso.

El evento se llevó a cabo en la Casa de Tierra del Fuego en Buenos Aires, y contó con la participación del presidente de Terra Ignis Energíá S. A. Maximiliano D´Alessio, el vicepresidente Pablo Carreras Meyer, la Gerenta Institucional Verónica Tito, el asesor ambiental Sergio Federovitsky y el titular de Velitec Facundo Aráoz. Vía zoom desde Tierra del Fuego, participaron la Ministra de Energia, Gabriela Castillo, la Secretaria de Hidrocarburos, Julieta Balderrama, directora de Terra Ignis Nancy Graña y los síndicos de dicha empresa Terra Ignis, Gretel Grava y Rafael Pereyra Ramos

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Los precios internacionales del petróleo se desploman hasta cerca de un 16% este miércoles y los mercados se recuperan, ante el alto el fuego acordado por Estados Unidos e Irán en la guerra de Medio Oriente, que incluye la reapertura del estrecho de Ormuz.

El Brent, referencia para Europa, cae durante esta jornada un 15,9%, cotizando en torno a 94 dólares por barril, mientras que el crudo West Texas Intermediate (WTI) de referencia en Estados Unidos cede un 13,8% y ronda los 95 dólares por barril.

Ambos índices de referencia habían arrancado la semana con fuertes alzas que acercaron las cotizaciones a la zona de los US$110 frente al recrudecimiento del conflicto pero con el anuncio del alto al fuego por dos semanas se revirtió el avance.

La corrección en el valor del crudo está vinculada a la tregua en la guerra de Medio Oriente y la garantización de la libre circulación por el estrecho de Ormuz. El presidente estadounidense, Donald Trump, comunicó en las últimas horas que acepta “suspender los bombardeos y ataques contra Irán durante dos semanas”.

En este contexto, los principales mercados se recuperan. El índice Euro Stoxx 50 trepa un 4,9% y en España el Ibex 35 sube un 3,9% superando los 18.100 puntos. De igual manera sucede con las bolsas de París escalando 4,5%, Fráncfort 4,7%, Milán 3,8%, y Londres 2,8%.

En el continente asiático, también se registraron alzas en los principales mercados. Tokio terminó la sesión con un avance de 5,4% y Hong Kong, de 3%. En Seúl la suba alcanzó el 6,87% y en Shanghái el ascenso llegó al 2,7%.

Asimismo, el precio del gas europeo también se desaceleró, al bajar un 14%. De esta manera, el contrato de futuros TTF holandés, considerado la referencia europea, cayó hasta los 45 euros por megavatio hora.

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Las sociedades Petersen Energía Inversora y Petersen Energía, representadas por el fondo Burford Capital —principal financiador del litigio—, solicitaron ante la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York una extensión del plazo para presentar un pedido de revisión del fallo que favoreció a Argentina en el caso por la expropiación de YPF.

Originalmente, el plazo para presentar esta solicitud vencía el viernes 10 de abril de 2026, pero los demandantes pidieron que se amplíe hasta el 8 de mayo de 2026. El objetivo es preparar una petición de “rehearing” o una revisión “en banc”, que implica la reconsideración del fallo por parte de todos los jueces de la Cámara, según explicó el abogado Sebastián Soler, exsubprocurador del Tesoro.

En el escrito presentado, los abogados manifestaron: “Los demandantes solicitan respetuosamente una extensión de 28 días del plazo para presentar una petición de reconsideración”. Además, solicitaron que la Corte resuelva este pedido con rapidez, idealmente en las próximas horas.

Entre los argumentos para pedir la prórroga, destacaron problemas de agenda del abogado principal del caso, Paul Clement. El 27 de marzo de 2026 se dejó sin efecto la sentencia de primera instancia, confirmando la posición favorable a Argentina en el litigio.

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La Secretaría de Energía oficializó la reglamentación que permite la ampliación del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) mediante el régimen de Concesión de Obra Pública, en busca de atraer capitales privados para financiar al sector energético.

La medida fue formalizada a través de la Resolución 83/2026, publicada este martes en el Boletín Oficial, incorporando un nuevo apartado técnico a “Los Procedimientos” que rigen el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

A partir de ahora, empresas privadas podrán construir, operar y mantener nuevas líneas de energía bajo un modelo de concesión, recuperando la inversión mediante una tarifa específica por ampliación.

La normativa se dicta en el marco de la emergencia del Sector Energético Nacional, que fue prorrogada hasta julio de 2026. Ante la imposibilidad del Estado de financiar las obras de infraestructura necesarias, el Ejecutivo avanzó con esta modalidad, priorizando un listado de proyectos estratégicos que serán licitados bajo el nuevo esquema.

La norma también estipuló que los pagos destinados a estas nuevas concesiones de transporte tendrán prioridad de cobro, buscando garantizar un flujo de fondos previsible para los inversores.

El nuevo reglamento asegura que los actuales concesionarios (como Transener o las distribuidoras troncales) mantengan sus derechos, pero abre la puerta a “transportistas independientes” que se hagan cargo de las nuevas expansiones.

Las obras no se financiarán con presupuesto público directo, sino que podrán ser solventadas mediante la aplicación de tarifas a los usuarios o agentes del mercado que se beneficien directamente de la mayor capacidad de transporte.

Con esta reglamentación, el Gobierno espera destrabar proyectos de alta tensión que son fundamentales para evacuar la energía generada por parques eólicos y solares, así como para mejorar la confiabilidad del suministro en las grandes ciudades durante los picos de demanda estival.

La Subsecretaría de Energía Eléctrica será la encargada de elaborar los pliegos de bases y condiciones para las próximas licitaciones, que se esperan para el segundo semestre de este año.

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Desde el 1 de abril, Chile decidió suspender un contrato de importación de gas natural proveniente de Argentina debido a que el combustible enviado desde la formación Vaca Muerta presentó un nivel de humedad superior al permitido por la normativa chilena.

Esta suspensión afectó dos contratos de YPF que representaban un volumen de hasta 833.000 metros cúbicos diarios, lo que equivale aproximadamente al 10% de las exportaciones argentinas de gas hacia Chile. A pesar de esta medida, no se produjo una interrupción total del suministro a través del Gasoducto del Pacífico.

El problema radica en que el gas llegó con un punto de rocío por encima del estándar, debido a un alto contenido de líquidos como propano y butano. Esta condición puede generar corrosión o congelamiento en las tuberías, poniendo en riesgo la seguridad del sistema de transporte y distribución.

Las regiones chilenas de Ñuble y Bío Bío, fronterizas con el norte y centro de Neuquén, fueron las más afectadas por esta suspensión. El comprador chileno involucrado es Innergy Soluciones Energéticas, que opera el gasoducto y tiene como principal accionista a la multinacional española Naturgy.

YPF suministró el gas a partir de áreas convencionales como Loma La Lata y Sierra Barrosa, con tratamiento en la planta El Portón. La mezcla que recibe el gasoducto proviene de varios yacimientos. La empresa reconoció el inconveniente y está trabajando para resolverlo, con el objetivo de restablecer el suministro a Chile lo antes posible.

Según datos de Enargas, en febrero de 2026 Argentina exportó un promedio diario de 9,64 millones de metros cúbicos de gas, de los cuales 8,8 millones se destinaron a Chile. Aunque el corte actual representa un impacto limitado en volumen, reaviva las preocupaciones sobre el cumplimiento de los estándares técnicos en el comercio regional.

El Ministerio de Energía chileno aclaró que la normativa local es más estricta que la argentina y confirmó: “Durante la medición y verificación de la calidad del gas, conforme a la normativa chilena -la cual es más exigente que la argentina-, se detectó gas que no cumple con el estándar contratado”.

Las autoridades chilenas esperan un informe técnico basado en un estudio de cromatografía para evaluar la composición del gas y determinar los riesgos reales asociados a su uso.

Este episodio se suma al historial tenso en la relación energética entre Argentina y Chile, marcada por la interrupción de exportaciones argentinas en 2004 durante la recuperación económica posterior a la salida de la Convertibilidad, un antecedente que ambas naciones han intentado superar en los últimos años.

En paralelo, esta semana Uruguay asistió al sistema eléctrico argentino con un aporte de emergencia de aproximadamente 830 megavatios, solicitado por Cammesa debido a altas temperaturas, fuerte demanda y mantenimientos programados en centrales locales.

Por ahora, la suspensión del contrato chileno se mantiene vigente a la espera del informe técnico y de que YPF normalice la calidad del gas para cumplir con los requisitos chilenos y reanudar el abastecimiento.

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En el marco del rumbo que Río Negro sostiene para consolidar una nueva etapa productiva vinculada a la energía, el Gobierno Provincial, a través de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático, llevó adelante una inspección clave en la Central de Almacenamiento y Bombeo (CABO) Allen, parte del proyecto estratégico Vaca Muerta Oil Sur.

La fiscalización responde a una política sostenida de control sobre las grandes obras energéticas que se desarrollan en el territorio. El objetivo es claro: garantizar que el crecimiento productivo se traduzca en desarrollo real para la provincia, sin resignar el cuidado ambiental ni la calidad de vida de las y los rionegrinos.

Durante la recorrida, inspectores provinciales verificaron el avance de las instalaciones, incluyendo el obrador, la gestión diferenciada de residuos, las áreas operativas y administrativas, y el desarrollo de la red contra incendios. Uno de los puntos centrales fue la supervisión de la prueba de hermeticidad del tanque TK-7, una instancia técnica clave que asegura que la infraestructura esté en condiciones óptimas antes de su puesta en funcionamiento.

Como parte de una gestión concreta y presente en el territorio, la Secretaría detectó aspectos a mejorar vinculados a la protección del suelo. A través de un acta formal, se requirieron mejoras en los procesos de manejo e impermeabilización de sectores operativos, así como la adecuación de las áreas de almacenamiento de sustancias inflamables, con el objetivo de reforzar la protección del suelo y garantizar el cumplimiento de los estándares ambientales vigentes que la Provincia exige.

Este tipo de controles tienen un impacto directo: garantizan que las inversiones energéticas generen empleo y crecimiento en Río Negro, pero bajo condiciones seguras y responsables. Cada inspección es una herramienta para prevenir riesgos, cuidar los recursos naturales y asegurar que el desarrollo llegue con beneficios concretos para la comunidad.

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