Pese a que la inflación en 2025 fue del 31,5%, la cifra más baja de los últimos ocho años, el precio de la nafta premium pegó un salto de 52% en los últimos doce meses. Sin embargo, hay grandes diferencias en los surtidores del país.
De acuerdo a un informe del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (UBA-Conicet), la variación interanual tiene valores significativos: la nafta súper tuvo una suba de 30,8% (por debajo de la inflación), pero la nafta premium trepó el año pasado 52,18%, el gasoil común de 40,57% y el gasoil premium de 57,7%.
En lo que respecta al precio promedio nacional en surtidor de los combustibles líquidos para enero se estima en $1.835 para la nafta premium, $1.577 para la súper, $1.901 para el gasoil premium y $1.655 para el común. Y en ese sentido, existen diferencias significativas en los precios según la provincia, en parte por los costos logísticos como la carga impositiva.
En el extremo más caro del país se ubica Formosa, donde el litro de nafta premium alcanza los $1.955, seguida por Corrientes ($1.926), La Rioja ($1.916), Misiones ($1.913) y Santa Fe ($1.898). En contraste, los valores más bajos se registran en Río Negro ($1.637 por litro); Chubut ($1.653), La Pampa ($1.677) y Santa Cruz ($1.684). La provincia de Buenos Aires está en la mitad de la tabla, con un costo promedio del litro de $1.877.
En el caso de la nafta súper, también se observan marcadas diferencias entre provincias. El precio más alto del litro se registra en Corrientes, donde alcanza los $1.682, seguida por Salta ($1.670), Misiones ($1.664), La Rioja ($1.663), Santiago del Estero ($1.656) y Córdoba ($1.650). Del otro lado, los valores más bajos se concentran principalmente en el sur del país. Santa Cruz presenta el litro de nafta súper más barato, a $1.350, seguida por Chubut ($1.377), Río Negro ($1.382) y La Pampa ($1.402). En el caso de las estaciones bonaerenses, el promedio es $1.614.
En el segmento de gasoil premium, donde la dispersión en menos marcada, los precios más elevados se registran en Neuquén, donde el litro alcanza los $1.987, seguida por Chubut ($1.985) y Corrientes ($1.976). En contraste, los valores más bajos se observan en Tierra del Fuego, con un precio de $1.704 por litro, Mendoza ($1.793) y la Ciudad de Buenos Aires ($1.794). En la provincia de Buenos Aires el litro se ubica en $1.848.
El Gobierno avanzó en la aplicación de un nuevo esquema de subsidios energéticos a los hogares con la creación de un nuevo sistema, el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), de inscripción obligatoria para quienes quieran mantener el beneficio. Además, se definieron los motivos para quedarse sin subvención.
La medida se implementó a través de las disposiciones 1 y 2/2026 de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético, publicada este martes en el Boletín Oficial con la firma de su titular, Antonio Milanese.
Según los textos, el sistema prevé el cruce de información entre organismos públicos, que permitirá evaluar la elegibilidad de los solicitantes mediante una declaración jurada digital. La Secretaría de Energía será la autoridad responsable de administrar y controlar estos beneficios.
Cada usuario deberá completar una declaración jurada, con datos de todos los convivientes e información patrimonial. En caso de modificaciones, también podrá revisar o subsanar la información a través de la plataforma Mi Argentina o, si corresponde, por el sistema de Trámites a Distancia (TAD).
Subsidios a la luz y el gas: quiénes quedarán excluidos del beneficio
Entre los factores que pueden dejar a un hogar fuera del subsidio figuran:
Poseer activos societarios que indiquen capacidad económica elevada.
Poseer un automóvil con antigüedad menor o igual a tres años (salvo en casos de titulares con Certificado Único de Discapacidad).
Tener tres o más inmuebles registrados a nombre de integrantes del hogar.
Si alguien ya se inscribió en el RASE, ¿tiene que reinscribirse en el nuevo registro?
Quienes ya se encontraban en el antiguo Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) no deberán reinscribirse, ya que sus datos migrarán automáticamente al nuevo sistema, aunque podrán actualizarlos si hay cambios en su situación familiar o económica.
El Gobierno asegura que el objetivo de este régimen es “identificar con precisión quiénes realmente necesitan la ayuda estatal” y evitar asignaciones indebidas, mediante la integración de datos entre la ANSES, la Secretaría de Energía y otros organismos.
Subsidios energéticos: cambios para las pymes
En el caso de las pequeñas y medianas empresas, el nuevo esquema marca un endurecimiento de los criterios de acceso a la energía subsidiada. Las pymes que presenten capacidad económica comprobable, activos relevantes o niveles de facturación superiores a los parámetros definidos quedarán fuera del beneficio.
Esto implica un aumento de los costos operativos, especialmente para comercios, industrias y servicios intensivos en consumo energético. Desde el sector productivo advierten que la suba en tarifas podría trasladarse a precios o afectar márgenes en un contexto de actividad todavía frágil.
Tras una extensa evaluación de las oportunidades y conveniencias, la Dirección de Hidrocarburos ha decidido prorrogar el cronograma del proceso licitatorio para otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación en 17 áreas hidrocarburíferas.
Se trata de las áreas Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Occidental, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Zampal, Atamisqui, El Manzano, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincán.
“Esta decisión la tomamos en pleno uso de las facultades que nos otorgan los decretos 1908/2025 y 2241/2025 como autoridad, con el objetivo de resguardar los intereses de la Provincia”, destacó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
“Debido a la complejidad del procedimiento licitatorio, producto de su convocatoria nacional, provincial e internacional, así como de los aspectos económicos, técnicos y financieros propios de la industria, decidimos prorrogar las fechas para darles tiempo a las empresas para que puedan presentar oficialmente el interés que nos vienen manifestando por estas 17 áreas”, agregó Erio.
Cabe destacar que dos de las áreas incluidas ya recibieron manifestaciones concretas de interés. Hattrick Energy SAS ejecutó un Acuerdo de Evaluación Técnica (TEA) en Atuel Exploración Sur, con una inversión de USD 325.000, obteniendo derecho de preferencia en la licitación, mientras que Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) presentó una iniciativa privada en Río Atuel, declarada de interés público, con una propuesta de USD 2,98 millones.
“Quienes impulsaron esas iniciativas pueden realizar la inversión inicial sobre la cual los demás oferentes podrán igualar o mejorar, manteniendo además el derecho a mejorar la oferta. Esto genera dinamismo en las inversiones, que es lo que buscamos sostener en la provincia”, concluyó el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.
Nuevos plazos del proceso licitatorio
El proceso licitatorio se desarrolla bajo el Pliego Modelo 2025, elaborado en julio pasado, lo que permite mayor flexibilidad normativa, seguridad jurídica y estímulos concretos para captar capital. Tras la decisión de la Dirección de Hidrocarburos, el cronograma de fechas queda dispuesto de la siguiente manera:
Compra de pliego: en Dirección de Hidrocarburos hasta 11 de febrero 2026 hasta las 13 hs.
Fecha de presentación de ofertas: 11 de febrero de 2026 hasta las 13 hs.
Fecha de apertura de sobre A: 11 de febrero de 2026 a las 15 hs.
Áreas en licitación
Para este llamado, el Departamento Técnico de la Dirección de Hidrocarburos individualiza las áreas libres y de interés exploratorio, mientras que el Departamento de Geología elaboró informes técnicos con antecedentes geológicos, ubicación de pozos existentes y mapas de referencia.
Las áreas de exploración que conforman el llamado a licitación son:
Atuel Exploración Norte
Atuel Exploración Sur
Boleadero
Calmuco
Chachahuen Norte
CN III Norte
Los Parlamentos
Puesto Pozo Cercado Occidental
Ranquil Norte
Río Atuel
Sierra Azul Sur
Zampal
Por su parte, las áreas de explotación son:
Atamisqui
El Manzano
Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana
Puesto Molina Norte
Puntilla del Huincán.
Información disponible
Los interesados podrán solicitar toda la información técnica y legal del proceso licitatorio a través de los correos oficiales:
Con estas acciones, Mendoza continúa consolidando una política energética competitiva que trabaja con el sector privado orientada a generar empleo, diversificar la matriz productiva y fortalecer la presencia de la provincia en el escenario energético nacional e internacional.
El Gobierno de Río Negro, a través de la Secretaría de Energía y Ambiente, convoca al Concurso Público Nacional e Internacional para concesiones de explotación y eventual exploración complementaria de hidrocarburos convencionales en las áreas Medianera, Rinconada–Puesto Morales y Las Bases.
La convocatoria busca reimpulsar la actividad en áreas hidrocarburíferas maduras de la provincia, promoviendo inversión, continuidad operativa, incremento de producción y empleo, bajo un proceso competitivo y transparente, con acceso a información técnica y reglas definidas en el pliego.
Medianera se ubica a pocos kilómetros de Catriel, tiene 54 km² y registra 122 pozos perforados, con una alta proporción de pozos inactivos, por lo que sus principales oportunidades se vinculan a la continuidad operativa, la reactivación/puesta en marcha y mejoras en recuperación, incluyendo la revisión de esquemas de inyección.
La concesión Rinconada–Puesto Morales está compuesta por dos sectores separados geográficamente por unos 25 km: Puesto Morales (de 126,5 km²) concentra el mayor orden de magnitud, con 110 pozos y 38 en extracción efectiva, mientras que Rinconada (de 114,7 km²) tiene menor actividad actual, con 23 pozos y 1 pozo en extracción efectiva, requiriendo trabajos de recuperación e intervenciones para frenar el declino.
Por su parte, Las Bases (de 67,9 km²) se localiza al norte de General Roca e integra los yacimientos Las Bases y Estancia El Colorado, con predominio gasífero; cuenta con 6 pozos y, según el informe, los pozos gasíferos permanecieron cerrados durante 2024 y 2025, por lo que la estrategia se orienta especialmente a reactivación de pozos y nueva perforación en un marco de condiciones económicas favorables para el gas.
La iniciativa está orientada a operadores con capacidad técnica y financiera para sostener y mejorar el desempeño de yacimientos con historia productiva, incorporando acciones de recuperación, optimización y, cuando corresponda, exploración complementaria.
La venta de pliegos y el acceso a la información técnica estarán habilitados desde el 19 de enero de 2026 en la web oficial de la Secretaría de Energía y Ambiente. La presentación de sobres cerrará el 27 de febrero de 2026 a las 10, y el acto de apertura se realizará ese mismo día a las 12, con apertura de los sobres A y B.
El pliego establece los requisitos de participación y el mecanismo de evaluación. Desde el 19 de enero de 2026 se habilita el acceso a la información técnica correspondiente mediante Data Room, junto con el circuito de venta/consulta de pliegos y la coordinación de visitas a las áreas.
El BYD Changzhou, uno de los ocho barcos propios de la automotriz china entró este domingo al Río de la Plata por el canal de Punta Indio con más de 5.000 autos híbridos y eléctricos. El buque de 200 metros de eslora y 38 de manga está amarrado en el puerto de Zárate desde las siete de la mañana.
Se trata del primer gran envío de autos de la empresa BYD –el acrónimo de la frase en inglés “Build Your Dreams”, “Construye tus Sueños”- que forma parte de los 50.000 vehículos híbridos y eléctricos habilitados por el Gobierno para poder importarse sin pagar arancel extrazona del 35%.
Con barcos de su propia flota que pueden transportar hasta 7.000 autos cada uno, BYD logró reducir enormemente el precio del flete de su producción.
En mayo de 2025, un barco similar al Changzhou -el Explorer 1- transportó al puerto de Saupe, en el estado de Pernambuco, Brasil, 5.500 vehículos de BYD, empresa que actualmente lidera la fabricación mundial de autos híbridos y eléctricos, superando a Tesla, la empresa de Elon Musk.
BYD ya tiene una presencia muy fuerte en Sudamérica. En Brasil fabrican autos y ómnibus, mientras que en Chile y Uruguay es la empresa que más vehículos eléctricos vende.
Curiosamente BYD -fundada en 1995 por el empresario Wang Chuanfu en Shenzhen- no comenzó fabricando autos sino baterías recargables para celulares Motorola y Nokia. Recién en 2003 se expandió a la industria automotriz.
El Gobierno aprobó formalmente la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto “Carbonatos Profundos (DCP)”, que prevé una inversión de US$ 519 millones en desarrollo de minería de oro y plata en San Juan.
El ingreso oficial al RIGI del proyecto minero quedó autorizado mediante la Resolución 6/2026, publicada la semana pasada en el Boletín Oficial, donde se explicó que el “Carbonatos Profundos” se encuentra enmarcado en el sector minería.
Objetos del proyecto
Exploración de las concesiones mineras Gualcamayo 1 y Gualcamayo 2.
Determinación de la factibilidad de su yacimiento de reservas minerales de oro y plata.
Construcción, puesta en marcha y operación de la planta de tratamiento de dichos minerales extraídos del Proyecto.
La solicitud de adhesión fue presentada por MINAS ARGENTINAS SA en calidad de Vehículo de Proyecto Único (VPU) para el proyecto que se ubica en la región de Gualcamayo, a 270 km al norte de la capital provincial de San Juan.
El ministro de Economía, Luis Caputo, había destacado días atrás, al momento de anunciar su aprobación, que “este proyecto permite la extensión de vida de una mina en etapa de agotamiento con el desarrollo de un tipo distinto de mineralización y va a emplear 1700 personas en forma directa”.
El proyecto representará una inversión total en activos computables de US$ 519.647.635, superando el monto mínimo de inversión requerido.
En este sentido, la empresa informó que el monto inicial a invertir para el primer año es de US$ 46.741.254 y para el segundo año de US$ 43.858.696, conformando un total de US$ 90.599.950, para lograr superar el 40% del monto mínimo de inversión dispuesto en la Ley Bases.
El texto oficial precisó que en la solicitud presentada al Ejecutivo, la empresa declaró que la fecha límite comprometida para alcanzar el monto mínimo de inversión en activos computables para el proyecto es el 31 de diciembre de 2028.
En el plan de desarrollo de proveedores, se estipuló que el 69% de la totalidad del monto de inversión destinado al pago de proveedores, bienes y obras de infraestructura, durante las etapas de construcción y operación, corresponde a proveedores locales, porcentaje que excede el 20% exigido por la normativa vigente.
El Comité Evaluador de Proyectos RIGI “efectuó un análisis de los antecedentes obrantes en el expediente y, con sustento en los informes técnicos producidos por las dependencias y reparticiones con competencia técnica en la materia, recomendó aprobar la solicitud de adhesión al RIGI del Proyecto Único denominado “Carbonatos Profundos (DCP)” y su plan de inversión”, lo que termina efectivizando este jueves el Ministerio de Economía.
“Carbonatos Profundos” se convirtió en el décimo proyecto RIGI aprobado, por lo cual el régimen ya suma un total de inversiones superior a los US$ 25.000 millones.
Ucrania impuso el estado de emergencia en su sector energético debido al impacto de los ataques rusos contra las instalaciones de energía, informó el ministro de Energía y primer viceprimer ministro, Denys Shmyhal.
“Nuestra tarea es trabajar de forma coordinada y eficaz para estabilizar la situación del sistema energético lo antes posible, en particular en la ciudad de Kiev”, escribió Shmyhal en la red social Telegram.
A partir de esta medida, los residentes podrán acceder, durante la noche, a los refugios de calefacción de emergencia, pese al toque de queda, explicó Shmyhal.
El gobierno ucraniano dio instrucciones a las agencias pertinentes para que agilicen los procedimientos de conexión de los equipos de energía de reserva a la red eléctrica y redistribuyan dichos equipos entre las regiones en función de las necesidades críticas.
Asimismo, se ordenó a las empresas estatales, entre ellas Ferrocarriles Ucranianos y el operador de gas Naftogaz, que aumenten las importaciones de electricidad hasta al menos el 50 % de su consumo total.
Por su parte, el presidente de Ucrania, Volodymyr Zelensky, indicó esta semana que la situación energética es más difícil en Kiev, Odesa y la región central de Dnipropetrovsk
El Gobierno Nacional elevó los límites de consumo eléctrico con subsidio en las provincias del Noroeste (NOA) y Noreste argentino (NEA), en medio de la implementación del nuevo sistema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
Según replicó laagenciaNoticias Argentinas, la medida se centrará en los meses donde se registren altas temperaturas en las provincias del Norte del país.
Mediante la Secretaría de Energía, el Gobierno elevó el tope de consumo con subsidio en los meses de mayor calor (diciembre, enero y febrero) en las zonas “muy cálidas” y “cálidas”, según la clasificación climática de la norma IRAM 11603.
Medido en kilovatios (kWh), las nuevas medidas quedaron definidas de la siguiente manera:
en las zonas “muy cálidas”: el bloque subsidiado pasa de 300 kWh a 550 kWh mensuales.
en las zonas “cálidas”: el bloque se fija en 370 kWh mensuales.
En el resto del país, el bloque de verano se mantiene en 300 kWh mensuales.
Desde Energía detallaron que el objetivo será “reconocer la realidad climática y las mayores necesidades de uso de ventiladores y aires acondicionados en las provincias del norte, donde además hay menor acceso a gas por redes y la electricidad es el principal recurso para refrigerar los hogares”.
En ese sentido, fundamentaron la decisión basándose en los planteos realizados en las provincias del Norte, entes reguladores y defensorías del pueblo durante la Consulta Pública del nuevo esquema de subsidios.
“Se refuerza el objetivo central del SEF: focalizar la ayuda del Estado en quienes realmente la necesitan, con reglas claras, previsibles y transparentes en todo el país”, concluyó la Secretaría dependiente del Ministerio de Economía.
En medio de las elevadas temperaturas, al menos cuatro millones de personas quedaron sin luz este jueves por la tarde en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Esto se debió a una falla técnica en la subestación eléctrica Morón, de la distribuidora Edenor, que provocó la desconexión de cuatro líneas de alta tensión.
La demanda eléctrica en el Gran Buenos Aires cayó 32% en cuestión de minutos, de 10.262 a 6.951 MW, según informó la página oficial de Cammesa, la compañía con control estatal encargada del despacho eléctrico.
“La falla en la subestación provocó el desenganche de cuatro líneas de 220 KW entre Morón-Rodríguez, operadas por Edenor, y se perdieron 3.311 MW de energía”, explicaron fuentes oficiales.
Alrededor de un millón de usuarios de Edenor y 200.000 de Edesur quedaron sin luz. Se calcula que, por cada medidor, hay cuatro personas afectadas.
Aproximadamente a las 14:45 se registró una falla en la Subestación Morón, en el nivel de 220 kV, que tuvo un impacto inicial sobre alrededor de 800.000 clientes.
A los 30 minutos de iniciado el incidente, más del 50 % de los usuarios ya contaban con el servicio eléctrico…
Edenor había advertido en sus redes sociales sobre una alerta meteorológica para la tarde de este jueves. “El Servicio Meteorológico Nacional informa alerta amarilla por tormentas para las próximas horas en toda nuestra área de concesión. Se espera abundante caída de agua en cortos periodos e intensa actividad eléctrica”, escribió en X.
Después, en la misma red social, explicó que la falla eléctrica tuvo un impacto inicial sobre alrededor de 800.000 clientes y que, a los 30 minutos de iniciado el incidente, más del 50% de los usuarios ya contaban con el servicio eléctrico normalizado.
“La contingencia comprometió cerca de un tercio de la demanda total de Edenor, con incidencia en el corredor norte y oeste del área de concesión. Inmediatamente, luego de detectada la falla, se activaron los protocolos operativos de reposición del suministro. Dentro de la primera hora, más del 90% de los usuarios inicialmente alcanzados ya se encontraba con el servicio restablecido”, agregó.
Los usuarios de Edesur también se vieron afectados debido a que el sistema de distribución eléctrica está interconectado. “Esta tarde, lamentablemente, se produjo una falla en el sistema de alta tensión de otra distribuidora que, por arrastre, afectó clientes en la zona de Edesur. El servicio se normalizó por etapas y en coordinación con otros actores del sistema”, dijo, por su parte, la distribuidora que brinda el servicio en la zona sur del AMBA.
La página oficial del Ente Regulador de la Electricidad (ENRE) dejó de funcionar y no hubo información oficial sobre el apagón.
El Gobierno nacional puso en marcha el nuevo sistema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), el cual abarca los servicios de electricidad, gas natural por redes, gas propano y gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas.
Con este sistema, se abandonó la segmentación tarifaria y solo quedaron en pie dos categorías: con subsidios y sin subsidios. Así miles de hogares de clase media serán tratados ahora de la misma manera que aquellos de mayores ingresos y pasarán a pagar la tarifa plena por sus consumos.
Asimismo, el porcentaje del precio que cubrirá el Estado no será fijo. A lo largo de 2026 se aplicará un sendero decreciente de subsidios para los hogares alcanzados por el nuevo esquema SEF.
Para la implementación de este régimen, se creó el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), que utilizará la información actual del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE).
Los usuarios podrán actualizar sus datos y la composición de su grupo familiar a través de formularios digitales o de forma presencial en las oficinas de la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES).
La medida se oficializó mediante la Resolución 13/2026 de la Secretaría de Energía, publicada este viernes en el Boletín Oficial.
En esta norma se instruye a la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético para que asuma la gestión operativa del padrón de beneficiarios y los mecanismos de inscripción y revisión. El nuevo sistema establece bloques de consumo base para la energía eléctrica.
De forma general, el límite subsidiado será de 300 kWh para los meses de verano (diciembre, enero y febrero) y de invierno (mayo a agosto), y de 150 kWh para el resto del año.
Sin embargo, la normativa contempla consumos base diferenciales para zonas cálidas y muy cálidas, con topes de hasta 370 kWh y 550 kWh respectivamente durante los meses de verano.
En cuanto al gas, se mantienen los bloques de consumo establecidos en normativas previas, incluyendo a los usuarios de gas propano indiluido por redes.
Por otra parte, la Secretaría de Energía dispuso un plazo de seis meses para completar la migración de los beneficiarios del Programa Hogar (garrafas) al nuevo régimen de subsidios focalizados.
El Gobierno prorrogó por 60 días la firma de contratos para el almacenamiento de energía correspondientes al programa “AlmaGBA”, que tiene como objetivo tener reservas para el caso de saturación del sistema.
La medida otorga un periodo adicional de 60 días hábiles para completar la suscripción de los acuerdos necesarios para poner en marcha los proyectos. Esta prórroga rige de forma retroactiva desde el 12 de enero de 2026, según la Resolución 14/2026 de la Secretaría de Energía.
La norma detalla que la decisión responde a pedidos específicos de empresas adjudicatarias que atraviesan procesos de reordenamiento societario o requieren plazos administrativos adicionales.
Hasta la fecha, se han firmado siete contratos que representan una potencia total de 449 megavatios (MW). Con esta extensión, se busca concretar la firma de los cinco contratos restantes, que suman una potencia adjudicada de 264 MW y que aún están pendientes de formalización.
El proyecto AlmaGBA es una convocatoria abierta, tanto nacional como internacional, destinada a celebrar contratos de generación de almacenamiento de energía eléctrica.
El objetivo de este sistema es mejorar la confiabilidad del funcionamiento eléctrico en el Gran Buenos Aires (GBA) y en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Originalmente, el proyecto contemplaba una potencia de 500 MW, pero la Secretaría de Energía decidió ampliarla con 150 MW adicionales debido a los beneficios técnicos y los costos convenientes presentados en las ofertas.
En este esquema, las empresas distribuidoras Edenor y Edesur actúan como compradoras, mientras que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) interviene como garante de pago de última instancia.
En el marco del juicio por la expropiación de YPF, los fondos demandantes presentaron en los tribunales de Nueva York un pedido para que la jueza Loretta Preska declare en desacato a la Argentina, entre otras sanciones.
Los abogados de Petersen y Eton Park, con el respaldo financiero de Burford Capital para el litigio, solicitaron al menos cinco sanciones contra la Argentina por la expropiación de la petrolera que hizo el kirchnerismo en 2012. El país enfrenta una sentencia en contra por US$ 16.100 millones más los intereses acumulados.
Burford elevó ayer un pedido a la jueza para que declare en desacato y sancione a la Argentina por no entregar la documentación requerida en lo que concierne a chats y mails entre funcionarios nacionales. El fondo busca establecer la vinculación entre YPF y el Estado Nacional (alter ego).
“Argentina ha cumplido plena y ampliamente con el proceso de discovery, incluso mediante la entrega de más de 113.000 páginas de documentos y el testimonio de diversos funcionarios del gobierno argentino”, afirmaron fuentes de la Procuración.
Asimismo, agregaron que la moción constituye el intento más reciente del financiador de litigios Burford Capital de “hostigar a la República mediante solicitudes de discovery intrusivas y desproporcionadas”, como parte de lo que su CEO ha manifestado a los inversores que es una estrategia para “poner arena en los engranajes” de la recuperación económica de la Argentina.
Desde la defensa argentina señalaron además que el pedido de sanciones debe leerse en el contexto de los avances recientes logrados por la Argentina en el plano judicial, que han deteriorado la posición procesal de Burford.
Entre esos antecedentes, mencionaron la audiencia de apelación de la sentencia condenatoria por US$16.000 millones, que derivó en una caída superior al 20% en el valor de las acciones del fondo, el stay otorgado por la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito sobre la orden de entrega de las acciones de YPF, el respaldo expreso de Estados Unidos, Israel y más de una decena de países y organizaciones internacionales, y el rechazo del reconocimiento de la sentencia en la justicia irlandesa.
“Ante este escenario, a Burford se le van limitando las herramientas procesales para mejorar su posición y recurre ahora a un planteo de desacato, aun cuando la Argentina está cumpliendo con el discovery”, señalaron las fuentes.
“Se trata de una estrategia de hostigamiento para presionar al país y forzar una negociación desde una posición que ya no tiene”, destacaron.
Más allá de esta presentación del fondo Burford, desde la Procuración indicaron que Argentina “continuará cumpliendo con el proceso de discovery siempre dentro de lo permitido por la Constitución y las leyes argentinas, mientras la Cámara de Apelaciones de los Estados Unidos para el Segundo
Circuito analiza las apelaciones interpuestas contra las órdenes sin precedentes dictadas por el Tribunal de Distrito en este caso”.
El Gobierno de Tierra del Fuego decidió vetar la ley sancionada el 22 de diciembre de 2025 que proponía incrementar al 28% la coparticipación municipal sobre las regalías derivadas de la actividad hidrocarburífera. Esta medida se formalizó mediante el Decreto N.º 0042/26, firmado el 12 de enero de 2026, y se fundamenta en la necesidad de preservar el equilibrio fiscal y la falta de estudios técnicos adecuados para respaldar la iniciativa.
En el decreto, el Ejecutivo provincial argumenta que las regalías representan un pilar fundamental del financiamiento para servicios esenciales como salud, educación y seguridad. Además, señala que la ley vetada implicaba una transferencia de recursos a los municipios sin que se contemple una transferencia equivalente de competencias, lo que podría afectar la administración provincial.
Sin embargo, el propio texto del veto reconoce que los beneficios fiscales y operativos concedidos a la empresa Terra Ignis, en el marco del régimen hidrocarburífero vigente, provocarán una disminución en la recaudación de regalías para la Provincia. Según estimaciones oficiales, este impacto económico podría alcanzar los USD 140 millones, afectando también los ingresos municipales.
Este veto se suma a otros dictados por el Ejecutivo durante la última semana, que anularon leyes aprobadas por unanimidad en la Legislatura. En todos los casos, la justificación oficial gira en torno al cuidado de los recursos públicos y la sustentabilidad fiscal, pero esta reiteración ha generado cuestionamientos sobre el uso frecuente del veto como herramienta política.
La situación se agrava ante el hecho de que el Gobierno no promovió ni impulsó el debate del Presupuesto Provincial para 2026, por lo que la administración se encuentra operando con partidas reconducidas. Esta circunstancia amplía la discrecionalidad del Ejecutivo y debilita la planificación económica, en un escenario donde se invocan criterios de prudencia fiscal para frenar leyes aprobadas por el Parlamento.
La acumulación de vetos ha profundizado la tensión entre el Poder Ejecutivo y la Legislatura, reavivando un conflicto estructural sobre el rol del Parlamento, la previsibilidad institucional y el uso recurrente del veto. El debate pone en evidencia la ausencia de una estrategia integral para ordenar las cuentas públicas y la postergación de una discusión presupuestaria clave para la provincia.
Dos petroleros operados por griegos fueron atacados por drones el martes cerca de la terminal del Consorcio del Oleoducto del Caspio (CPC), que gestiona cerca del 80% del petróleo exportado por Kazajstán.
Según informó la agencia Reuters, los buques esperaban para cargar petróleo procedente de los grandes yacimientos de Tengizchevroil y Karachaganak, dos de los más importantes de Kazajstán, explotados por consorcios internacionales en los que participan empresas de Estados Unidos, Italia, Rusia y Kazajstán.
El primer petrolero, Delta Harmony, gestionado por la empresa griega Delta Tankers, iba a cargar petróleo de Tengizchevroil, mientras que el segundo, Matilda, gestionado por Thenamaris, iba a cargar petróleo de Karachaganak.
📹🇷🇺 | Rusia condena enérgicamente el ataque de drones ucranianos contra dos buques civiles comerciales en el mar Negro. Moscú cuestiona el interés de #Ucrania por la estabilidad energética global.
Según un portavoz de Thenamaris, el Matilda fue alcanzado por dos drones mientras estaba en modo lastre, es decir, sus tanques no tenían petróleo sino agua en su interior con fines de estabilización, a unas 30 millas de la terminal de CPC. El incendio que se declaró en cubierta se extinguió de inmediato, los daños fueron menores y totalmente reparables, y no se registraron heridos. Según la compañía, el buque ha sido retirado de la zona.
El oleoducto CPC transporta petróleo desde los yacimientos kazajos hasta la terminal de Yuzhnaya Ozereyevka, en el Mar Negro, cerca de Novorossiysk (Rusia), y es un punto estratégico para las exportaciones de la región a los mercados internacionales.
Tras la captura de Nicolás Maduro, Estados Unidos concretó su primera operación de venta de petróleo venezolano por un monto estimado en u$s500 millones, según confirmó un funcionario del Gobierno estadounidense. De acuerdo con esa misma fuente, se prevén nuevas transacciones petroleras en el corto plazo, tanto en los próximos días como en las semanas subsiguientes.
Desde la ofensiva militar lanzada por Washington contra Venezuela y la posterior captura del presidente Nicolás Maduro, a comienzos de este mes, el mandatario estadounidense Donald Trump dejó en claro su intención de explotar las enormes reservas de hidrocarburos del país sudamericano.
El viernes pasado, Trump afirmó que el sector petrolero destinaría al menos u$s100.000 millones a la reconstrucción de la debilitada industria energética venezolana, aunque no precisó el origen ni el respaldo concreto de esa cifra, afirmación que generó dudas incluso dentro del propio sector.
“Hoy no es viable invertir”, advirtió con preocupación el director ejecutivo de ExxonMobil, Darren Woods, al enumerar los obstáculos legales y comerciales existentes. “Antes de cualquier desembolso, habría que establecer marcos regulatorios claros para evaluar si una inversión puede generar algún retorno”, sostuvo.
Tras el extenso encuentro del viernes pasado, Trump y sus principales asesores no lograron obtener compromisos concretos por parte de las empresas para realizar inversiones multimillonarias en Venezuela.
Si bien este miércoles no trascendieron detalles específicos sobre la primera venta, la portavoz de la Casa Blanca, Taylor Rogers, señaló en un comunicado que “el equipo del presidente Trump está promoviendo conversaciones constructivas y permanentes con compañías petroleras dispuestas a realizar inversiones sin precedentes para recuperar la infraestructura energética venezolana”.
Tras concretar su primera venta de petróleo venezolano, Estados Unidos confiscó otro buque petrolero en el mar Caribe. El Gobierno estadounidense informó que infantes de la Fuerza de Tarea Conjunta Southern Spear “detuvieron al petrolero Verónica sin incidentes”.
El U.S. Southern Command compartió un video del operativo que llevaron adelante, en redes sociales, para confiscar el buque petrolero llamado “Verónica”.
Through #OpSouthernSpear, the Department of War is unwavering in its mission to crush illicit activity in the Western Hemisphere in partnership with @USCG through @DHSgov and @TheJusticeDept.
In another pre-dawn action, Marines and Sailors from Joint Task Force Southern Spear,… pic.twitter.com/brxO9xXUu3
“En otra acción antes del amanecer, infantes de marina y marineros de la Fuerza de Tarea Conjunta Southern Spear, en apoyo del Departamento de Seguridad Nacional, zarparon del USS Gerald R. Ford (CVN 78) y detuvieron al petrolero Verónica sin incidentes”, informaron.
Según explicaron, el Verónica es el último petrolero en “operar desafiando la cuarentena impuesta por el presidente Trump a los buques sancionados en el Caribe, lo que demuestra una vez más la eficacia de la Operación Southern Spear”.
En esa línea remarcaron que “el único petróleo que saldrá de Venezuela será el que se coordine de forma adecuada y legal”.
El sector agropecuario del norte bonaerense, especialmente en Ramallo, expresó su preocupación ante el reciente aumento del 50% en las tasas municipales y la instauración de un nuevo impuesto sobre los combustibles, aprobado por mayoría en el Concejo Deliberante local.
Alberto Coscia, presidente de la filial Ramallo de la Federación Agraria Argentina (FAA), fue enfático al solicitar una reunión con el intendente Mauro Poletti para dialogar sobre estas medidas. “Queremos que nos reciba el intendente, no podemos seguir sumando costos a la producción”, afirmó, destacando el impacto directo de estas decisiones en la actividad agropecuaria.
El dirigente señaló además una contradicción con las políticas nacionales, ya que, mientras a nivel nacional se han registrado pequeñas reducciones impositivas, a nivel municipal se implementa esta nueva carga tributaria que afecta incluso al GNC, destinada supuestamente al mantenimiento de los caminos rurales.
Desde la FAA recordaron que en julio de 2025 mantuvieron un encuentro con el intendente para establecer un canal de comunicación fluido y consensuar iniciativas que involucren al sector. Sin embargo, mostraron sorpresa por la falta de diálogo previo a la aprobación de este proyecto.
Uno de los puntos más cuestionados fue el porcentaje del aumento, que desde la filial consideran desproporcionado frente a la inflación reciente y las proyecciones para 2026. Además, advirtieron que el municipio ya recibe recursos destinados a la red vial, como la tasa específica para propietarios rurales, la tasa de estacionamiento de camiones y fondos provinciales, lo que pone en duda la necesidad de crear un nuevo gravamen.
Los productores también denunciaron el estado crítico de la infraestructura rural, con caminos en mal estado y escaso mantenimiento, un problema especialmente preocupante ante el inicio de la próxima cosecha gruesa.
Coscia resaltó la situación económica delicada del sector tras tres años consecutivos de sequía. “Los costos son altos para la producción y muchos recién están respirando luego de lo que fueron tres años de sequía en la zona”, alertó, y advirtió que cualquier aumento extra podría poner en riesgo la continuidad de pequeñas y medianas explotaciones.
Desde la FAA Ramallo aclararon que no se oponen a la existencia del Estado ni al cobro de impuestos, pero exigieron mayor eficiencia y transparencia en la administración de los recursos públicos. “Creemos en una adecuada administración de los recursos que aportan los ciudadanos”, remarcaron, y destacaron que un aumento de tributos no garantiza por sí mismo mejoras en los servicios.
Compararon la situación con distritos vecinos donde, según indicaron, se logra mantener una buena transitabilidad rural sin recurrir a incrementos significativos ni a nuevos tributos. “Hay ejemplos cercanos que demuestran que con gestión y planificación se pueden sostener los caminos en buen estado”, señalaron.
Por último, los referentes agrarios esperan una convocatoria oficial para revisar la medida y evaluar alternativas, insistiendo en la necesidad de abrir un espacio de diálogo antes de que estas nuevas cargas impacten con fuerza en un sector aún en proceso de recuperación.
En el marco del traspaso definitivo de los yacimientos de YPF a la empresa provincial Terra Ignis, a través de una gestión del secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Tierra del Fuego, Luis Alberto Sosa, el secretario de prensa del gremio, René Vergara, participó de una reunión de trabajo junto al presidente del directorio de Terra Ignis, Maximiliano D’Alessio, el jefe de gabinete Jorge Canals y la ministra de Obras y Servicios Públicos, Gabriela Castillo.
Tras el encuentro, Vergara valoró el espacio de diálogo y la información brindada sobre el proceso que se encuentra en marcha “Estuvimos charlando sobre lo que se firmó ayer, ya el traspaso definitivo de YPF a Terra Ignis. Fuimos convocados para interiorizarnos un poco más de todo lo que viene sucediendo, desde el voto en la Legislatura hasta el día de hoy”, señaló.
El dirigente gremial destacó que uno de los ejes centrales de la reunión fue el esquema que se abre a partir de la convocatoria a nuevas empresas. “Ya se inició el llamado a convocatoria de empresas. Hay un plazo hasta el 15 de febrero para que se presenten y para empezar a ver quiénes van a ser los socios de Terra Ignis en esta nueva etapa”, indicó.
En ese sentido, subrayó la importancia de que el sindicato pueda acompañar de cerca este proceso. “Para nosotros es fundamental estar en conocimiento y en contacto, para que todo se dé de la mejor manera posible y no haya inconvenientes más adelante”, afirmó.
Vergara remarcó además la importancia de esta nueva etapa para el desarrollo energético de la provincia y el rol del sindicato en el acompañamiento del proceso. “Las expectativas siempre tienen que ser satisfactorias. Nosotros vamos a apoyar en todo para que las empresas vengan a invertir, para que haya más exploración, más recursos y más trabajo”, expresó.
Finalmente, señaló que esta etapa genera expectativas en torno al desarrollo energético de Tierra del Fuego. “Vamos a apoyar todo lo que tenga que ver con inversiones, exploración y crecimiento de la actividad en la provincia. Esa es la expectativa que tenemos y por eso estamos acompañando este proceso”, concluyó.
El Gobierno de Bolivia promulgó el decreto 5517 y declaró una emergencia energética y social para todo el país, en respuesta a la fuerte crisis económica que cerró 2025 con una inflación acumulada del 20,40%. La norma autoriza de forma excepcional la importación y venta libre de combustibles para garantizar suministro y estabilizar urgentemente la economía.
El decreto permite que cualquier persona, natural o jurídica, pueda importar, vender y comercializar productos derivados del petróleo a precios de importación o a la entrada en terminales de almacenamiento, siempre que cuente con capacidad propia o alquilada. Las medidas son temporales y se aplican en todo el territorio nacional para mejorar el abastecimiento.
Ante el déficit de combustible, la norma eliminó la condición de sustancia controlada para el diésel, una disposición que busca asegurar el suministro continuo para transporte, producción y la agroindustria. En la práctica, el gobierno presenta estas acciones como parte de la emergencia energética y social, de carácter excepcional y de implementación inmediata.
La medida se adoptó tras intensas negociaciones con la Central Obrera Boliviana y organizaciones de obreros y campesinos que previamente bloquearon carreteras. El gobierno y los sindicatos acordaron un nuevo texto que ratificó la retirada de la subvención y fijó ajustes que permitieron el cese de protestas y el despeje de las rutas.
El decreto lo explica así: “El presente Decreto Supremo tiene por objeto establecer y adoptar medidas excepcionales destinadas a garantizar el abastecimiento de combustibles y energía; reactivar la producción, con la finalidad de devolver la calidad de vida a las y los bolivianos y garantizar la reconstrucción integral de la economía boliviana”.
Cómo quedaron los precios tras el estado de emergencia en Bolivia
El decreto 5516, que acompañó las negociaciones, fijó nuevos precios: 6,96 bolivianos (US$1) por litro de gasolina especial, 11 bolivianos (US$1,58) la premium y 9,80 bolivianos (US$1,40) para el diésel. Esos montos implican aumentos de cerca del 86% y del 162% respecto de las tarifas subvencionadas anteriores. Las cifras se mantendrán vigentes según lo establecido.
El Ejecutivo, del presidente Rodrigo Paz, justificó las medidas por la escasez de dólares y la crisis macroeconómica y las calificó de “excepcionales, temporales e inmediatas” para reactivar la producción y devolver la calidad de vida. Los sindicatos alertaron sobre el riesgo de venta de empresas estatales a capitales extranjeros, extremo que el gobierno negó enfáticamente.
El Gobierno de Río Negro destacó el avance histórico del oleoducto VMOS, entre Allen y Punta Colorada, una obra que ya se inscribe como uno de los hitos energéticos más relevantes de la provincia. El último año, se completó 437 km de tendido de ductos y se alcanzó casi la totalidad de las pruebas hidráulicas. Mientras tanto, continúan obras en estaciones, válvulas y terminal para exportar crudo al mundo.
Con esos hitos técnicos, la obra avanza ahora en la etapa de integración y terminación: pruebas por tramos, cruces especiales, instalaciones de operación y la consolidación de la terminal de almacenamiento y despacho en la costa rionegrina.
Cabe recordar que, en este marco, el gobernador Alberto Weretilneck recorrió el pasado sábado los avances de la obra, donde se construyen seis tanques de almacenamiento que integrarán la futura terminal de exportación de petróleo, y destacó la magnitud de un proyecto que trasciende las fronteras provinciales, por su impacto estratégico no solo para el desarrollo productivo y energético de Río Negro, sino también para el crecimiento y la proyección energética de la Argentina.
A lo largo del año, VMOS alcanzó pasos clave que ordenan el cronograma hacia la puesta a punto:
Acuerdo y reglas claras para la inversión: la Provincia firmó un entendimiento que prevé más de U$S 1.000 millones en 13 años para Río Negro e incluye compromisos como 80% de mano de obra local y compras en la provincia.
Inicio programado de pruebas hidráulicas: en julio se informó el cronograma de inicio de las pruebas y comenzó el avance de las soldaduras hacia Punta Colorada.
Última soldadura automática: en noviembre se celebró la concreción de la última soldadura automática en el ingreso a la terminal de Punta Colorada, cerrando una etapa central del tendido.
Desde la Secretaría de Hidrocarburos provincial mostraron un informe técnico que detalla los avances. Allí se indica que se completó el tendido troncal y que las pruebas hidráulicas alcanzaron el 84% (367 km probados).
Continúan los trabajos en los tanques de almacenamiento TK-7 y TK-8 (77% y 55% de avance de virolas), además de cañería colectora, sistema contra incendios y obras civiles para equipos y edificios auxiliares.
Además, se instalaron 13 de 28 válvulas de bloqueo, junto a casetas de energía y comunicación y obras asociadas. Se ejecutan tareas preparatorias para la perforación direccional en margen norte; y, en margen sur, hay un tramo soldado y probado listo para la inserción, con obras pendientes en el punto de inserción.
En Chelforó (EB1) avanzan obras civiles, instalación de cañería de ingreso y piping interno, y estructuras para trampas receptoras de scraper. En la Estación de Bombeo 2, se ejecuta movimiento de suelos y preparación de fundaciones y bases.
Se construyeron las bases de los seis tanques (con protección catódica, excepto TK403) y hay tres tanques en construcción (TK404, TK401 y TK406), además de bases del sistema contra incendios y trampas de scraper.
La Provincia acompaña la obra con presencia en territorio y controles para garantizar que la inversión se traduzca en empleo y desarrollo local. En octubre, una inspección oficial en la cabecera Allen registró 420 trabajadores activos, de los cuales 360 eran rionegrinos, superando el porcentaje exigido por la normativa provincial.
Al respecto, el gobernador subrayó el impacto laboral del proyecto y afirmó: “Lo prometimos y lo cumplimos”, al informar que el VMOS ya generaba más de 5.000 empleos con fuerte participación de mano de obra local.
Con el tendido completado, el foco continúa en: finalizar pruebas hidráulicas, completar cruces, avanzar en válvulas y estaciones de bombeo, y acelerar el montaje de tanques e infraestructura de la terminal en Punta Colorada para el despacho. El objetivo es que a principios de 2027 puedan comenzar las primeras exportaciones desde el Golfo San Matías.
El presidente Javier Milei encabezó una reunión en Casa Rosada con directivos de MidOcean Energy y representantes de Black Limited, en el marco de una estrategia oficial para fomentar inversiones en energía y minería en Argentina.
En el encuentro participaron también el ministro de Economía, Luis Caputo, y el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González. Por parte de MidOcean Energy asistieron su director ejecutivo, Venter de la Rey; el vicepresidente, Thomas Wheeler; el director de Desarrollo de Negocio, Vahid Farzad; y Jason Klein, director para América.
La delegación empresarial expuso su visión sobre el panorama energético regional y destacó las oportunidades que ofrece Argentina en un contexto de apertura económica y reordenamiento macroeconómico. Además, se trataron temas vinculados al desarrollo de infraestructura energética y al potencial de los recursos naturales del país.
El Gobierno resaltó los cambios regulatorios implementados recientemente y el compromiso de generar previsibilidad a largo plazo para atraer capitales extranjeros. Según fuentes oficiales, estas reuniones forman parte de una agenda constante de contactos con empresas internacionales interesadas en invertir o ampliar su presencia en Argentina, en línea con el perfil promercado promovido por la actual administración libertaria.
También participaron Marc Patsy, fundador y CEO de Black Limited, y Valenti Sabate, director de Operaciones de la compañía, quienes acompañaron a los ejecutivos de MidOcean Energy y participaron en las conversaciones técnicas y estratégicas.
El Gobierno busca consolidar al sector energético como un pilar fundamental para el crecimiento económico y el ingreso de divisas, promoviendo un ambiente favorable para la producción, transporte y exportación de energía.
La petrolera YPF sigue teniendo el combustible más barato en la región. Mientras los conductores argentinos sienten cada ajuste en el surtidor como un golpe directo al bolsillo, los números fríos muestran una realidad paradójica: Argentina sigue teniendo los precios de combustibles más bajos de Sudamérica.
El dato se desprende de un análisis realizado por el consultor de energía Nicolás Taiariol, a partir del relevamiento de los datos del sitio Surtidores.com.ar. Durante 2025, los precios en dólares de las naftas en Argentina se mantuvieron estables, en el caso del combustible súper y el gasoil, o incluso tuvieron una leve baja, en el caso de la nafta premium. “Esto sugiere que los ajustes en pesos siguieron aproximadamente la devaluación del tipo de cambio oficial“, señaló el consultor.
Para Taiariol, “2025 fue un año de ‘normalización’”, en el que “los precios en pesos siguieron la devaluación oficial, manteniendo el valor en dólares estable en torno a u$s1.05-1.10/L, un nivel bajo comparado internacionalmente”.
“La tendencia refleja una política de ajuste gradual en un contexto de alta inflación y control cambiario“, sostuvo el economista con gran experiencia en el sector energético.
Para Taiariol, en 2026 “el mayor riesgo es una corrección brusca del tipo de cambio real que lleve los precios en dólares a niveles de mercado, impactando la competitividad y el poder adquisitivo”.
Los precios en la región
A pesar de que el litro de Nafta Súper cerró el 2025 en torno a los $1.564, la conversión al dólar oficial lo ubica en USD 1,08. Esta cifra pone al país en el podio de los más económicos para cargar combustible en la región.
Uruguay: USD 1,70 / litro (El más caro de la zona).
Chile: USD 1,40 / litro.
Brasil: USD 1,25 / litro (promedio).
Argentina:USD 1,08 / litro.
El último año fue clave para entender la estrategia oficial. A diferencia de 2024, donde los precios corrieron por detrás de la inflación y el tipo de cambio, en 2025 los combustibles se “pegaron” a la devaluación oficial.
Dólar oficial: Subió un 39%.
Nafta Súper: Acompañó ese porcentaje, manteniendo su valor real en dólares estable durante los 12 meses.
De esta forma se evitó un atraso mayor, pero no se logró cerrar la brecha con los precios internacionales. En enero de 2018, la nafta súper costaba $23,57. Al cierre de 2025 llegó a $1.564. Un incremento acumulado del 6.535% en 8 años, reflejando la erosión constante del peso argentino.
¿Qué pasará con el precio de los combustibles en 2026?
La calma de 2025 podría ser la antesala de un 2026 movido. El informe advierte que el principal riesgo para el próximo año es una corrección brusca del tipo de cambio.
Si el Gobierno decide eliminar totalmente los subsidios implícitos y llevar el precio al nivel de Uruguay o Chile, el litro de nafta podría saltar rápidamente por encima de los $2.000, impactando de lleno en la inflación y en el costo de los fletes. Por ahora, Argentina sigue siendo un “oasis” de combustible barato para los extranjeros, pero un desafío cotidiano para los trabajadores locales.
La Corporación Nacional de Petróleo Submarino de China (CNOOC) anunció que el yacimiento de gas marino más grande del país, denominado “Deep Sea No. 1”, alcanzó un hito histórico al completar su envío número 100 de petróleo crudo.
Durante el año 2025, la producción total del campo superó los 4,5 millones de toneladas equivalentes de petróleo, una cifra que lo posiciona al nivel de un yacimiento terrestre de tamaño mediano y consolida la soberanía energética del gigante asiático.
El proyecto, cuya segunda fase entró en operatividad durante el último año, es considerado el desarrollo de gas en aguas profundas más complejo en la historia de la exploración china. Los equipos operan a profundidades que superan los 1.500 metros bajo el nivel del mar, enfrentando las condiciones de temperatura y presión más extremas registradas hasta la fecha en la industria nacional.
Actualmente, el yacimiento mantiene una producción diaria sostenida de 15 millones de metros cúbicos de gas natural y más de 1.600 toneladas de petróleo condensado.
Este avance tecnológico permite a China reducir su dependencia de las importaciones energéticas y demuestra su capacidad para ejecutar proyectos de ingeniería de alta complejidad en el ámbito offshore.
Según informaron las autoridades de CNOOC, la estabilidad operativa lograda en 2025 servirá de base para futuros desarrollos en aguas aún más profundas, proyectando un crecimiento continuo de la extracción de hidrocarburos para el año 2026.
La Provincia sostuvo durante 2025 una agenda institucional en ferias y encuentros estratégicos del país y el exterior, con participación de la Secretaría de Energía y Ambiente para atraer inversiones, potenciar proveedores locales y sumar cooperación técnica en áreas clave.
Con presencia en los principales espacios del sector, la Provincia mostró sus proyectos energéticos y mineros, promovió vínculos con cámaras empresariales y reforzó su perfil productivo con una mirada de desarrollo y cuidado ambiental.
En septiembre, Río Negro participó por primera vez con un stand institucional en la Argentina Oil & Gas Expo 2025, en La Rural (Buenos Aires), donde presentó proyectos estratégicos como Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y la iniciativa de exportación de GNL junto a Southern Energy e YPF, además de avances en la exploración rionegrina de Vaca Muerta.
En ese marco, se impulsó una agenda con el sector privado para fortalecer el encadenamiento productivo y abrir oportunidades de radicación y vinculación con empresas interesadas en Río Negro, con reuniones y rondas de negocios junto a cámaras empresarias.
Vinculación internacional: Houston y cooperación ambiental en Francia
En mayo, una comitiva integrada por empresarios y operadoras rionegrinas participó de la Offshore Technology Conference (OTC) 2025 en Houston (EEUU), con articulación entre el Estado provincial y el sector privado para ampliar contactos, conocer tecnologías y generar oportunidades de negocio.
En materia ambiental, equipos provinciales participaron de una misión técnica en Francia, en el marco del programa EUROCLIMA+, para incorporar experiencias y herramientas aplicables a la gestión regional de residuos y fortalecer el proyecto GIRSU Alto Valle.
“La cooperación internacional potencia el trabajo que venimos realizando con los municipios y nos ayuda a diseñar soluciones más eficientes y sostenibles”, expresó la Secretaria del área, Judith Jiménez.
Lo que viene: participación confirmada en AOG Patagonia 2026
La Provincia ya confirmó su participación en AOG Patagonia 2026, que se realizará del 19 al 22 de octubre de 2026 en el Espacio DUAM de la vecina Neuquén capital. Según lo informado, el evento ya tiene el 100% de la superficie comercializada, con proyección de más de 400 marcas expositoras y una infraestructura ampliada.
Durante el invierno de 2025, el programa Energía para tu Hogar del Gobierno de Río Negro entregó casi 60 mil garrafas gratuitas a familias de las zonas más frías de la provincia. Más de $2.000 millones de inversión para garantizar el acceso a la energía.
A lo largo de la temporada invernal de 2025, el Gobierno de Río Negro desarrolló una nueva edición de Energía para tu Hogar, la política pública que asegura gas envasado a los hogares que no cuentan con redes domiciliarias.
El operativo se extendió entre junio y octubre, llegando a localidades, comisiones de fomento y parajes de gran parte del territorio provincial.
En total se distribuyeron 59.520 garrafas gratuitas, consolidando a Río Negro como un Estado presente y activo frente a las necesidades energéticas de las familias rionegrinas.
Energía para tu Hogar alcanzó a vecinos y vecinas de Región Sur, parte de la Zona Atlántica, Bariloche y el resto de la Zona Andina, en un esquema coordinado entre la Secretaría de Energía y Ambiente, municipios y comisiones de fomento.
La política energética se sostuvo con una inversión provincial superior a los $2.000 millones, que incluyó tanto la recarga y recambio de garrafas como los costos logísticos necesarios para garantizar la llegada del servicio a los puntos más alejados y de difícil acceso.
Registro digital y nuevo proveedor
La edición del año pasado incorporó dos avances clave que marcaron un salto de calidad en la gestión del programa.
Registro digital de beneficiarios: por primera vez, la inscripción se realizó de forma online, a través del sitio oficial de la Secretaría de Energía y Ambiente. Esto permitió agilizar trámites, ordenar la demanda, evitar intermediaciones y contar con un padrón actualizado. Esta modalidad se consolidará y volverá a implementarse en la próxima edición del programa.
Incorporación de Coopetel como proveedor: como novedad, se sumó la cooperativa Coopetel, con base en El Bolsón, para reforzar la distribución en la Zona Andina, articulando la logística en localidades y parajes como Mascardi, Manso, Foyel, El Bolsón y Ñorquinco, entre otros. Su incorporación permitió ampliar la capacidad operativa y mejorar los tiempos de entrega.
Estos cambios se complementaron con un sistema digital de gestión y seguimiento de los operativos, que facilitó la planificación de recorridos, el registro de entregas y el monitoreo en tiempo real.
Si bien la distribución gratuita de garrafas se concentra en los meses más fríos, Energía para tu Hogar forma parte de una política energética más amplia que se sostiene durante todo el año.
La Provincia continúa acompañando a las familias y a las instituciones públicas mediante la recarga de gas en garrafones instalados en viviendas, escuelas, centros de salud y edificios comunitarios de todas las comisiones de fomento. En total, son 2.709 hogares y 528 instituciones públicas que no cuentan con acceso a la red troncal.
La provincia de Buenos Aires dio otro paso clave en materia energética al habilitar el Reglamento de Generación Distribuida Comunitaria, que establece un marco para la producción de energía eléctrica renovable con destino al autoconsumo y a la venta de excedentes a la red de distribución.
A través de la Resolución 17/2026, publicada este miércoles en el Boletín Oficial, el Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos aprobó el Reglamento que le da marco técnico, jurídico, económico, contractual y tarifario a una iniciativa que arrancó en 2023.
La medida regula la asociación de varios usuarios con puntos de suministro independientes -o de un mismo titular con al menos dos suministros- atendidos por una misma distribuidora provincial o municipal, que se vinculen para generar energía renovable a través de sistemas con una potencia superior a los 10 kW.
La energía producida podrá ser utilizada para autoconsumo y los excedentes inyectados a la red, con acreditación de los montos correspondientes a cada integrante del proyecto. Es decir, se podrán vender para uso de la red. Y el valor económico de esa energía debe acreditarse en las facturas de los usuarios que integran el proyecto comunitario, de acuerdo con el porcentaje de participación que hayan definido previamente.
Hasta ahora, el régimen estaba pensado para usuarios individuales, como una casa, un comercio o una pyme que instala paneles solares para su propio consumo y, eventualmente, compensa excedentes en su factura. Esto se había habilitado en abril de 2023 pero no había un encuadre legal claro para proyectos colectivos.
Los detalles de la medida sobre energía renovable
El reglamento aprobado se enmarca en la Ley N° 11.769, que reconoce a los autogeneradores como agentes de la actividad eléctrica, y en la Ley N° 15.325, que declara de interés provincial la generación distribuida de energía a partir de fuentes renovables y adhiere a los beneficios promocionales, impositivos y fiscales previstos por la Ley Nacional N° 27.424.
Entre los principales aspectos, se establece que los proyectos de Generación Distribuida Comunitaria podrán organizarse mediante acuerdos privados de voluntades o a través de personas jurídicas constituidas al efecto, debiendo quedar expresamente definida la participación de cada integrante, lo que determinará el porcentaje de acreditación de los ingresos derivados de la inyección de energía a la red.
Asimismo, se dispone que los Usuarios-Generadores, tanto individuales como comunitarios, deberán inscribirse en el Registro de Usuarios-Generadores de Energía Renovable de la Provincia de Buenos Aires (RUGER). A partir de dicha inscripción y del cumplimiento de la documentación exigida, se emitirá el certificado correspondiente que habilitará el acceso a los beneficios impositivos y fiscales.
El RUGER deberá comunicar mensualmente a la Agencia de Recaudación de la Provincia de Buenos Aires (ARBA) la emisión de los certificados, así como las modificaciones o bajas que se produzcan, a fin de que se registren las exenciones impositivas otorgadas.
El mercado de autos eléctricos en Argentina cerró 2025 con un crecimiento récord, impulsado por la llegada de nuevas marcas, una mayor variedad de modelos y una oferta más alineada al uso urbano. Aunque el volumen total sigue siendo bajo frente al mercado general, el salto interanual confirma que la movilidad eléctrica dejó de ser un fenómeno marginal.
Según replicó la agencia Noticias Argentinas, en base al Informe de Mercado de ACARA – diciembre 2025, durante el año se patentaron 1.279 vehículos 100% eléctricos, más del doble que en 2024 (557 unidades), lo que representa un crecimiento del 129,6% interanual. En ese contexto, el ranking de modelos muestra con claridad cuáles son los eléctricos que realmente lograron ventas sostenidas.
El liderazgo del segmento quedó en manos de marcas chinas y productos urbanos, con BYD como gran protagonista. Al mismo tiempo, modelos ya conocidos como el Chevrolet Spark y propuestas premium como el Volvo EX30 lograron mantenerse entre los más elegidos.
Los 10 autos eléctricos más vendidos en Argentina en 2025:
Chevrolet Spark EV – 206 unidades
BYD Dolphin Mini – 175
BYD Yuan Pro – 169
Volvo EX30 – 140
Renault Megane E-Tech – 104
Renault Kangoo E-Tech – 40
BAIC EU5 – 40
Great Wall ORA 03 – 36
Coradir Chiki – 28
BMW iX2 – 23
El ranking confirma que los autos eléctricos más vendidos en Argentina son compactos, pensados para ciudad y con precios relativamente más accesibles, muy lejos todavía de una electrificación masiva del segmento SUV o de pickups.
Un mercado chico, pero con un cambio de tendencia claro
Si bien los eléctricos representaron menos del 0,3% del total del mercado automotor, su crecimiento fue muy superior al promedio general. En 2025, Argentina patentó 612.178 vehículos 0 km, con una suba del 47,8% interanual, pero ningún otro segmento mostró una aceleración comparable a la de los eléctricos.
La consolidación de BYD, el avance de marcas chinas y la diversificación de la oferta explican por qué 2025 marcó un punto de inflexión. Con más modelos en camino y una infraestructura que avanza lentamente, el desafío para 2026 será transformar este crecimiento porcentual en volumen real.
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, recorrió el sábado por la tarde los avances de la obra del proyecto Vaca Muerta Oil Sur en Punta Colorada, donde se construyen 6 tanques de almacenamiento que formarán parte de la terminal de exportación de petróleo. Destacó el nivel de avance de los trabajos y señaló que “a fines de 2026, la Argentina comenzará a exportar petróleo desde Río Negro”.
Durante la visita, el mandatario dialogó con trabajadores, responsables técnicos y autoridades de la empresa, y supervisó en detalle el avance de los tanques y de las obras complementarias de la terminal, en el marco de uno de los proyectos estratégicos más importantes del país.
ESTE AÑO: DESDE RÍO NEGRO, ARGENTINA EMPIEZA A EXPORTAR PETRÓLEO
Somos protagonistas de uno de los proyectos energéticos más importantes del país. Una obra estratégica que marca un antes y un después.
En ese contexto, Weretilneck subrayó la magnitud de la obra y su impacto para Río Negro y la Argentina: “Es una de las obras más grandes, no solo de Río Negro sino del país. Esto es realidad, son hechos concretos. Lo que en su momento fue un objetivo para Neuquén, para Río Negro y para la Argentina, hoy se está cumpliendo”, afirmó.
La terminal de exportación constituye un nodo central del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, que une Allen con Punta Colorada y permitirá ampliar de manera decisiva la capacidad de transporte de petróleo desde Vaca Muerta hacia el Atlántico. En el predio se construyen 6 tanques que tendrán una capacidad total de almacenamiento de 720 millones de litros de petróleo, consolidando a Río Negro como un actor clave en la matriz energética nacional.
El proyecto también tiene un fuerte impacto en el empleo y en la economía regional. En el pico de la construcción, previsto para marzo-abril de 2026, se estima una ocupación de alrededor de 1600 trabajadores.
En ese marco, el Gobierno de Río Negro controla el cumplimiento de la Ley Provincial 80/20, impulsada por decisión del Gobernador, que establece que en todas las obras estratégicas declaradas de interés provincial el 80% de los trabajadores deben ser rionegrinos. A su vez, se mantienen controles permanentes de seguridad e higiene tanto en la traza como en los campamentos.
A comienzos de noviembre se alcanzó un nuevo hito técnico con la última soldadura automática del oleoducto que une Allen con Punta Colorada a lo largo de 437 kilómetros. Actualmente continúan las pruebas hidráulicas, las obras civiles y el montaje de instalaciones, mientras que la terminal de exportación concentra el mayor volumen de tareas, con la ejecución de estructuras principales, impermeabilización, protección catódica, montaje de domos, caminos internos, drenajes y servicios.
Con una inversión estimada en U$S 3.000 millones, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur se consolida como la infraestructura más importante en ejecución para ampliar la capacidad de transporte y exportación del petróleo argentino. El sistema contará con 4 estaciones de bombeo, 28 válvulas de bloqueo y una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, en una primera fase de puesta en marcha en diciembre 2026, escalable a 390.000 barriles diarios en el segundo semestre de 2027, y hasta 550.000 barriles en una tercera fase de ampliación, proyectando a Río Negro como una provincia exportadora, previsible y confiable para el desarrollo energético del país.
Genneia, la empresa líder en generación de energías renovables en Argentina, anunció oficialmente el regreso de Jorge Brito como presidente de su Directorio.
Brito, quien ya ha desempeñado este cargo exitosamente entre diciembre de 2015 y abril de 2022, retoma la conducción de la compañía, continuando con el proceso de crecimiento y fortalecimiento de la posición de Genneia como el actor principal en la generación de energía limpia, tanto eólica como solar.
Junto a sus nuevas responsabilidades en Genneia, Jorge Brito continúa desempeñándose como presidente del Directorio del Banco Macro, cargo que ocupa desde marzo de 2023.
Recientemente, Genneia puso en operación el Parque Solar San Rafael, superando de esta manera los 1.500 MW de potencia instalada renovable y consolidando su liderazgo en el sector. Con sus 8 parques eólicos y 6 solares en funcionamiento, la empresa lleva una inversión acumulada superior a US$ 1.600 millones desde 2016.
Asimismo, la compañía se posiciona hoy también como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de US$1.280 millones emitidos hasta la fecha.
Continuidad y visión estratégica
Genneia actualmente lidera el sector con una capacidad instalada que la posiciona a la vanguardia de la industria, operando los parques eólicos y solares más importantes del territorio nacional.
“Es un orgullo volver a presidir una compañía que es emblema de la energía del futuro en nuestro país. Nuestro foco seguirá puesto en la innovación, la sostenibilidad y en continuar ampliando nuestra matriz renovable para acompañar el crecimiento de la industria argentina”, señaló Jorge Brito.
Con este cambio en la presidencia, Genneia reafirma su objetivo de abastecer a la industria nacional y al sistema con energía limpia, eficiente y competitiva.
En la provincia de Salta, una estación de servicio YPF ubicada en Salvador Mazza comenzó a operar con un sistema de autodespacho de combustibles, que permite a los usuarios cargar nafta y gasoil sin la asistencia directa de un playero.
Este innovador método se gestiona a través de la aplicación oficial de YPF, brindando mayor autonomía y comodidad a los conductores que elijan esta modalidad. Además, quienes lo utilicen podrán aprovechar beneficios económicos significativos durante las horas nocturnas.
El sistema ofrece un descuento total del 9% en el horario comprendido entre las 0 y las 6 de la madrugada. Esta rebaja resulta de la combinación de un 6% de descuento general aplicado por YPF en esa franja horaria, junto con un 3% adicional exclusivo para los usuarios que opten por el autodespacho mediante la APP YPF, siempre que cumplan con los requisitos técnicos y de seguridad establecidos por la Secretaría de Energía de la Nación.
En la estación de Salvador Mazza, solo una de las islas de carga está habilitada para esta modalidad, mientras que las demás continúan operando bajo el sistema tradicional con atención de playeros.
Este sistema fue autorizado a nivel nacional por el decreto 46/2025, y su implementación es voluntaria para cada estación de servicio, que puede decidir adoptarlo parcial o totalmente según sus posibilidades y preferencias.
Los beneficiarios del fallo de US$ 16.100 millones por la nacionalización de YPF presentarán el próximo jueves 15 de enero ante la jueza Loretta Preska un escrito formal solicitando que se declare al Estado argentino en desacato y se le apliquen sanciones económicas.
“Estás presentaciones resultan del supuesto (repito) supuesto incumplimiento del país de una orden que lo obliga a presentar los WhatsApp y servicios de mensajería similares de ciertos funcionarios públicos. Ya lo han hecho la gran mayoría, pero, al 12 de enero, restan 6 que no”, señaló el especialista Sebastián Maril.
🛑El jueves, los beneficiarios del fallo en el juicio YPF presentarán su primer escrito a favor de declarar a la Rep. Argentina en desacato y aplicar sanciones. El país se defenderá el 19 de febrero, presentando su propio escrito.
En un posteo en redes sociales, Maril precisó que Argentina presentará su escrito de defensa el próximo 19 de febrero. En una última comunicación, fuentes de la Procuración del Tesoro afirmaron que “la República Argentina está cumpliendo plenamente con todas las decisiones judiciales vigentes”.
“Se vienen realizando entregas parciales y periódicas de la información relevada, y se está colaborando activamente para obtener el consentimiento de funcionarios y exfuncionarios involucrados”, indicaron, al tiempo que destacaron que “la gran mayoría ha prestado su colaboración de manera voluntaria”, indicaron voceros oficiales.
Río Negro cerró 2025 con 134 Usuarios-Generadores (UGER) conectados a la red y una valorización estimada de $50 millones por energía inyectada. La Secretaría de Energía y Ambiente y el EPRE impulsaron una mesa técnica para ordenar reglas y facilitar nuevos trámites.
La Secretaría de Energía y Ambiente de Río Negro presentó el balance 2025 del sistema de Generación Distribuida, una herramienta que permite a hogares, comercios, pymes e instituciones producir su propia electricidad con fuentes renovables e inyectar excedentes a la red.
Según un informe técnico de la Gerencia de Seguridad Pública y Calidad de Servicio, la Provincia cuenta hoy con 134 UGER, de los cuales 45 son monofásicos y 89 trifásicos. Durante 2025, el excedente inyectado por estos usuarios representó una valorización aproximada de $50 millones.
La evolución del año muestra un crecimiento sostenido ya que en abril de 2025, registros del EPRE indicaban 102 usuarios generadores activos y 8 en proceso de conexión, con mayor concentración en Cipolletti, General Roca y San Carlos de Bariloche.
El Gobierno Provincial conformó una Mesa de Generación Distribuida con participación de las tres distribuidoras provinciales, instaladores y cámaras, la Secretaría de Energía y Ambiente y el EPRE.
“Durante 2025 se conformó una mesa de generación distribuida donde elaboramos un borrador de Requerimientos técnicos para la conexión en las redes de distribución, enviado a la Asociación Electrotécnica Argentina (AEA) y la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) para recibir observaciones de organismos especializados”, detalló la Ing. Mara Santarelli, responsable de la Gerencia de Seguridad Pública y Calidad de Servicio.
Facilitar el acceso: menos trabas para equipos menores a 30 kW
Entre los avances que se proyectan a partir de la consolidación normativa, se apunta a simplificar el acceso para usuarios menores a 30 kW, favoreciendo más conexiones residenciales y comerciales.
Se prevé que, con la sanción y difusión del marco, no sea necesario modificar el pilar domiciliario en casos donde esté en condiciones y cumpla requisitos vigentes, incorporando un “corte visible” como parte de la instalación, lo que reduce tiempos y costos de adecuación.
De cara a 2026, la Provincia anticipó una hoja de ruta en etapas para fortalecer el sistema: “Se prevé para el 2026 terminar con la mencionada reglamentación y avanzar en una segunda etapa del procedimiento administrativo, con plazos, multas por incumplimiento, modelo de contrato de conexión, y una tercera etapa de reglamentación comercial, para definir facturación y cesión de créditos, entre otros puntos”, indicó Santarelli.
El crecimiento de la generación distribuida también se expresa en el sector público. En junio de 2025, Transcomahue fue habilitada como UGER en su sede técnica de Cipolletti, con 60 paneles y 30 kW, cubriendo aproximadamente la mitad del consumo del edificio.
En paralelo, la Provincia avanza en la instalación del primer parque solar comunitario que estará emplazado en el Valle Medio, junto con el desarrollo de las reglamentaciones necesarias para su implementación, como una nueva etapa de democratización del acceso a energía renovable.
Con la mirada puesta en ampliar el acceso a los servicios básicos en toda la provincia, el gobernador Rolando Figueroa confirmó que la planta de Gas Licuado de Petróleo (GLP) de Los Miches será trasladada a Moquehue ya que Hidrocarburos del Neuquén S.A. (HIDENESA) llegó con la red de gas natural a esa localidad del norte neuquino.
El presidente de HIDENESA, Raúl Tojo, brindó precisiones sobre la logística que se desplegará en las próximas semanas: aprovecharán las condiciones climáticas favorables para el movimiento de equipos en la zona cordillerana.
“No se trata solo de mover una estructura; es una medida estratégica que nos permite optimizar los recursos del Estado para llevar el servicio a más familias. El operativo incluye el desarme técnico en Los Miches y el traslado inmediato a Moquehue para iniciar el montaje”, explicó Tojo.
El año pasado el gobernador Figueroa otorgó un aporte de capital de 2.198 millones de pesos a HIDENESA para financiar la ampliación de la red de gas domiciliaria en Moquehue.
El proyecto contempla la instalación de 12.000 metros lineales de cañería de polietileno. Esta extensión de la red permitirá que 500 nuevos usuarios accedan por primera vez al servicio de GLP, mejorando sustancialmente la calidad de vida en la zona cordillerana y fortaleciendo el desarrollo turístico y residencial.
Obras para el equilibrio territorial
Además del traslado a Moquehue, donde ya está definido el predio y comenzaron los trabajos preliminares, el titular de la empresa pública provincial destacó que la agenda de trabajo para los meses estivales es intensa en todo el territorio.
HIDENESA continuará ejecutando tendidos de red y mejoras de servicio para llegar en sucesivas etapas a la Comunidad Antiñir Pilquiñán, Los Carrizos, Las Ovejas, Manzano Amargo y Varvarco.
Con este avance, la provincia busca reducir la brecha de infraestructura en el interior, garantizando que el recurso energético llegue de manera eficiente a las comunidades que más lo necesitan.
La Municipalidad de Plottier, a través de su Subsecretaría de Medio Ambiente, junto con la empresa CAPEX S.A., anunciaron la convocatoria a una Audiencia Pública destinada a debatir el proyecto “Parque Solar”. Esta iniciativa busca impulsar el desarrollo de energías renovables en la región, promoviendo la participación ciudadana.
Los ciudadanos interesados tienen la posibilidad de inscribirse como expositores para expresar sus opiniones o bien realizar consultas directamente en la Subsecretaría de Medio Ambiente. Además, se han puesto a disposición copias del Estudio de Impacto Ambiental, con el objetivo de que vecinos y organizaciones puedan informarse adecuadamente y preparar sus intervenciones.
Este espacio de diálogo se presenta como una oportunidad para que la comunidad conozca en detalle los alcances del proyecto, plantee inquietudes y participe activamente en la toma de decisiones relacionadas con el futuro energético local.
El evento se llevará a cabo el lunes 9 de febrero,a las 10.30 hs. en la Quinta Los Trinos (Olascoaga 375, Plottier).
YPF dio un paso innovador en la Costa Atlántica al inaugurar en Pinamar la primera estación de servicio móvil del país, diseñada para atender la demanda estacional de destinos turísticos con una experiencia 100% tecnológica.
Este nuevo modelo, el primero de cuatro que la petrolera estatal tiene previsto implementar, se caracteriza por su movilidad y capacidad para abastecer hasta dos vehículos simultáneamente con combustibles premium. La estación está equipada con un módulo FULL autónomo y es operada y monitoreada en tiempo real desde el Real Time Intelligence Center (RTIC) de Comercialización de YPF.
La ubicación elegida para esta innovación es Avenida Libertador, entre Selene y Poseidón, en Pinamar, uno de los destinos más concurridos durante la temporada estival. Esta iniciativa se enmarca en la Resolución 504/2025 de la Secretaría de Energía de la Nación, que regula el abastecimiento de combustibles y permite la operación de estaciones móviles bajo un nuevo marco normativo.
En el acto de inauguración participaron autoridades locales como el Intendente Juan Manuel Ibarguren, junto a ejecutivos de YPF, entre ellos Horacio Marín, CEO de la empresa, y Mauricio Martín, vicepresidente Ejecutivo Midstream y Downstream. También estuvieron presentes el secretario de Turismo, Daniel Scioli, y el diputado nacional Cristian Ritondo.
Horacio Marín explicó que “en el verano los destinos turísticos necesitan más y mejor servicio, y esta estación viene a dar respuesta a eso. Queremos que las familias que viajan, los vecinos y quienes visitan la zona encuentren en YPF un lugar confiable, con buena atención y combustibles de calidad”.
Este lanzamiento fortalece la infraestructura de YPF en la Costa Atlántica y se integra a una estrategia que prevé diferentes tipos de estaciones para atender las variadas necesidades del mercado. Marín había anticipado que durante 2026 la empresa abrirá cuatro modelos de estaciones, desde la premium o black, asociada a un acuerdo con McDonald’s, hasta la móvil, ideal para ubicaciones con alta estacionalidad o eventos especiales como Expoagro.
Además, durante la inauguración se reafirmó la alianza estratégica entre YPF y el Automóvil Club Argentino (ACA), vigente desde 1936. César Carman, presidente del ACA, destacó que esta colaboración ha impulsado el desarrollo de una red federal de estaciones que actualmente incluye 190 puntos ACA integrados a la red de YPF, la más extensa del país con aproximadamente 1.650 estaciones.
Carman subrayó que la llegada de las estaciones móviles representa “un momento de modernización y transformación que no se veía hace años” y resaltó la vocación de servicio que comparten ambas instituciones para responder a las necesidades de las nuevas generaciones de viajeros.
Para la temporada de verano 2026, YPF también lanzó beneficios exclusivos para socios ServiClub en distintos paradores turísticos de la Costa Atlántica, Villa Carlos Paz y Bariloche. Los usuarios pueden canjear 500 puntos ServiClub para obtener descuentos de hasta $20.000 en gastronomía, servicios de playa, estacionamiento y actividades recreativas en lugares seleccionados, con activaciones especiales en puntos clave durante la temporada.
El detalle de los paradores y condiciones está disponible en la aplicación oficial de YPF, facilitando a los usuarios acceder a estas promociones durante sus vacaciones.
En un mensaje cargado de hostilidad y con tono de ultimátum, el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, anunció este domingo el cese total de la asistencia petrolera y financiera que Venezuela enviaba a Cuba. A través de su red social Truth Social, el mandatario advirtió que la protección militar norteamericana sobre Caracas anula cualquier influencia de la isla en territorio venezolano.
El giro en la política energética regional ocurre tras la captura de Nicolás Maduro y la intervención militar estadounidense que, según Trump, neutralizó a los agentes cubanos que brindaban servicios de seguridad a la anterior gestión.
Trump fue tajante al describir el fin de la relación que sostuvo económicamente a Cuba durante décadas:
Corte total de suministros: “¡NO HABRÁ MÁS PETRÓLEO NI DINERO PARA CUBA: CERO!”, escribió el presidente en un mensaje que sacudió los mercados energéticos del Caribe.
Fin de los “servicios de seguridad”: el mandatario afirmó que Cuba proporcionó seguridad a los “dos últimos dictadores venezolanos” a cambio de crudo, pero aseguró que esa etapa terminó definitivamente.
Capacidad militar: Trump subrayó que la mayoría de los agentes cubanos en Venezuela fallecieron tras el ataque de la semana pasada y que Caracas ya no necesita “extorsionadores” porque cuenta con la protección del ejército de EE. UU.
Ultimátum diplomático
Más allá del bloqueo energético, el presidente estadounidense lanzó una advertencia directa a la administración cubana para que se siente a la mesa de negociaciones bajo las condiciones de Washington.
Trump instó a La Habana a alcanzar un acuerdo “antes de que sea demasiado tarde”, sugiriendo consecuencias no especificadas en caso de una negativa.
Asimismo, el presidente reafirmó que Estados Unidos protegerá a Venezuela con “el ejército más poderoso del mundo (¡con diferencia!)” para asegurar que sus recursos no vuelvan a ser desviados hacia la isla.
Esta medida representa un golpe de gracia a la ya debilitada economía cubana, que depende críticamente de las importaciones de petróleo venezolano para su generación eléctrica y consumo interno, en un momento en que la Casa Blanca busca reconfigurar el mapa geopolítico de América Latina.
Estados Unidos confiscó el pasado viernes otro buque cisterna Olina, el tercero en una semana, que está vinculado a operaciones petroleras con Venezuela en el Mar Caribe.
El procedimiento lo llevaron a cabo infantes de marina y marineros de la Fuerza de Tarea Conjunta Southern Spear. Además, contó con la coordinación del Departamento de Seguridad Nacional y el despliegue de recursos desde el USS Gerald R. Ford.
This morning, a @USCG tactical team, supported by @USMC and @USNavy , boarded and seized Motor Tanker (M/T) Olina in international waters east of the Caribbean. Interagency coordination, and an unstoppable joint force, were instrumental in executing a safe, carefully orchestrated… pic.twitter.com/PdiF41LQQR
Esta operación corresponde a la Operación Lanza del Sur del Departamento de Guerra estadounidense, que se encargan de combatir la actividad ilícita en la región y a reforzar la seguridad en el hemisferio occidental. El operativo contó con el respaldo de otras plataformas navales, entre ellas el USS Iwo Jima, el USS San Antonio y el USS Fort Lauderdale, que integran el Grupo Anfibio Listo de la Armada de Estados Unidos (US Navy).
“Una vez más, nuestras fuerzas interinstitucionales conjuntas enviaron un mensaje claro esta mañana: ‘no hay refugio seguro para los criminales’”, señalaron responsables de la operación meidante un comunicado publicado en X.
Por su parte, el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, expresó en la red social Truth Social: “Hoy, Estados Unidos, en coordinación con las Autoridades Provisionales de Venezuela, incautó un petrolero que partió de Venezuela sin nuestra aprobación”.
Además, añadió: “Este petrolero está ahora de regreso a Venezuela, y el petróleo se venderá a través del GRAN Acuerdo Energético, que hemos creado para tales ventas. ¡Gracias por su atención a este asunto!”. Según el pronunciamiento, el petróleo no permanecerá bajo control estadounidense, sino que será comercializado bajo un mecanismo previamente establecido por su administración.
Esta situación se desarrolla en el contexto de un acuerdo que había anunciado por el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, quien aseguró que las autoridades provisionales venezolanas, encabezadas ahora por Delcy Rodríguez tras la destitución de Nicolás Maduro, entregarán entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo sancionado a Estados Unidos.
El Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz presenció este miércoles, a través de la Subsecretaría de Control Técnico Operativo de la Cuenca Austral, dependiente de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, el inicio de dos jornadas de medición de emisiones de gas metano que lleva adelante la operadora Ven Oil S.A. en la planta de gas El Cóndor, junto a la empresa contratista MES.
Durante el operativo, se están relevando emisiones de gas metano mediante dos metodologías complementarias, con el objetivo de obtener un control preciso y confiable de las emisiones generadas por la instalación.
Por un lado, se realizan mediciones a nivel de componentes mediante el uso de cámaras ópticas, lo que permite detectar y cuantificar emisiones fugitivas y venteos directamente en los distintos elementos de la planta; y de manera complementaria, se miden las emisiones totales de la planta, mediante un drone equipado con sensores TDLAS, que permite controlar la cantidad de metano que ingresa y egresa del establecimiento.
A través de esta tecnología se generan “paredes” y un “techo” virtual alrededor de la planta, posibilitando una medición aérea integral.
El objetivo central del procedimiento, es verificar que la sumatoria de las emisiones relevadas a nivel terrestre sea de una magnitud similar a la detectada mediante la medición aérea, fortaleciendo así la confiabilidad de los controles.
Se trata de la primera operación de este tipo que se realiza en la provincia de Santa Cruz, y responde a tres objetivos principales: reducir las emisiones al ambiente, lograr una operación más segura, y mejorar la eficiencia de la actividad hidrocarburífera, en línea con los estándares ambientales y operativos que se están promoviendo a nivel mundial.
El sector energético argentino evalúa las posibles consecuencias de un eventual incremento en la producción petrolera de Venezuela, que hoy ronda los 900.000 barriles diarios, una cifra similar a la de Argentina, pero muy inferior a los casi 4 millones de barriles diarios que alcanzó el país caribeño hace dos décadas.
Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy y ex secretario de Planeamiento Energético, explicó en una entrevista que, aunque un repunte venezolano no impactaría de forma inmediata en Vaca Muerta, podría generar efectos indirectos en el mediano plazo, principalmente en el precio internacional del crudo y en la competencia por inversiones extranjeras.
El experto destacó que Venezuela posee las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, pero aclaró que “una cosa es tener recursos y otra muy distinta es poder desarrollarlos”, debido a problemas estructurales como deficiencias en infraestructura, contratos y seguridad jurídica.
Sobre la calidad del petróleo venezolano, Dreizzen señaló que se trata de un crudo pesado y de alta densidad, que requiere ser mezclado con crudos más livianos para su refinación. Curiosamente, este tipo de petróleo puede ser útil en ciertos mercados, ya que la producción global se orienta hacia crudos cada vez más livianos. En comparación, el crudo de Vaca Muerta es muy liviano y también suele necesitar mezclas para su procesamiento.
En cuanto al impacto en los precios internacionales, Dreizzen relativizó la influencia de un aumento en la producción venezolana: “el mundo produce más de 103 millones de barriles diarios, por lo que un incremento de tres o cuatro millones desde Venezuela no modificaría de manera sustancial el precio en el corto plazo”.
Sin embargo, el especialista advirtió que en el mediano plazo podría haber consecuencias significativas. Una mayor oferta mundial podría profundizar la caída del precio del barril, que en el último año bajó de 80 a 60 dólares. Esta reducción implica menores ingresos y una capacidad de inversión más limitada para proyectos no convencionales como los de Vaca Muerta.
Otro punto clave es la competencia por el capital internacional. Dreizzen señaló que si, por motivos políticos o estratégicos, las compañías estadounidenses decidieran enfocar sus inversiones en Venezuela, Argentina podría verse afectada por una reorientación de portafolios, a pesar de las diferencias en proyectos y tipos de crudo.
Finalmente, el especialista enfatizó que, pese al avance de la transición energética, el petróleo seguirá siendo central durante varias décadas. “La electrificación avanza de manera desigual, los costos siguen siendo altos y la infraestructura global continúa dependiendo de los combustibles fósiles. Cambiar el sistema no es simple y alguien tiene que pagarlo”, resumió Dreizzen.
Esta mañana, en la Municipalidad de Cutral Co, se llevó a cabo la firma del Acta de Compromiso en el marco del Proceso Previo de Iniciativa Privada para el desarrollo del Parque Solar Fotovoltaico Cutral Co, un proyecto que prevé una potencia estimada de 30 megavatios (MW).
Del encuentro participaron el intendente Ramón Rioseco, el jefe de Gabinete y Gobierno Walter Mardones, y representantes de la empresa Kaizen Energy S.A.E.C.A., responsable de la iniciativa.
Durante el acto, el jefe comunal explicó que se trata de una propuesta de iniciativa privada presentada por la empresa Kaizen para la ampliación del parque solar, la cual ya cuenta con la autorización de CAMMESA y del Gobierno Nacional. En ese marco, señaló que la firma dispone de un plazo de 60 días para presentar las garantías, la inversión y los recursos necesarios para concretar la obra.
Rioseco remarcó además la importancia estratégica del proyecto para la ciudad y su impacto en el desarrollo local. “Esto dejará renta y eso nos permitirá realizar obras, construir escuelas, generar producción y crear mano de obra. El mundo que viene es el de la energía, por eso planteamos esto como una mirada hacia el futuro”, expresó.
Por su parte, el CEO de Kaizen Energy S.A.E.C.A., Claudio Escobar, destacó la trayectoria del municipio y el trabajo que viene desarrollando en materia energética. “Vimos la trayectoria y el buen trabajo que realiza el Municipio de Cutral Co. Treinta megas no es poco para Argentina ni para el mundo. Va a dar mucho que hablar y será muy beneficioso para los ciudadanos de Cutral Co”, afirmó.
El proyecto del Parque Solar Fotovoltaico se inscribe dentro de las políticas de impulso a las energías renovables y la transición energética, con el objetivo de promover el desarrollo sustentable y la generación de nuevas oportunidades económicas para la comunidad de Cutral Co.
Los buses eléctricos siguen mejorando la conectividad y el transporte limpio en la Ciudad: suman casi 3,5 km más a su recorrido y ya conectan las estaciones de trenes de Retiro y la Terminal de Cruceros con el Centro y Parque Lezama.
Además, la primera línea de e-buses ahora pasa por la calle Esmeralda, en lugar de Bartolomé Mitre, San Martín y Marcelo T. de Alvear, hacia Retiro: con este cambio, en hora pico, el tiempo de viaje se acorta 10 minutos. A partir de esta modificación también se agregaron nuevas paradas.
El Centro de Transbordo de Retiro es uno de los principales de la Ciudad porque permite conexiones con los trenes Mitre, San Martín y Belgrano Norte, con las líneas C y E del subte y con la Terminal de Ómnibus. Esta mejora en el recorrido es clave y suma más alternativas de traslado para los usuarios.
Y en la Terminal de Cruceros Quinquela Martín se agrega otra parada del e-Bus, que amplía en un 20% su cobertura en zonas estratégicas de la Ciudad sin alterar su frecuencia.
“Ampliamos el servicio del e-Bus para conectar más lugares en menos tiempo y vamos a seguir avanzando con la movilidad sustentable. Este año vamos a tener la primera línea de Trambus también ciento por ciento eléctrica, que va a conectar el Aeroparque con Nueva Pompeya”, sostuvo el Jefe de Gobierno, Jorge Macri. Y agregó: “Cuando hablamos de movilidad, queremos estar primeros en estándares de eficiencia, seguridad y modernidad de la región”.
La rectificación del trayecto desde Parque Lezama hacia Retiro anula las paradas sobre la calle San Martín (Bartolomé Mitre, Av. Corrientes, Tucumán, Av. Córdoba y Marcelo T. de Alvear) y las reemplaza por tres nuevas sobre calle Esmeralda, en el cruce con Av. Corrientes, Tucumán y Av. Córdoba.
Desde la puesta en funcionamiento de la primera línea de buses 100% eléctricos, en mayo, ya viajaron más de 300 mil pasajeros y su flota recorrió más de 160 mil kilómetros. Es operado por 30 conductoras como un sistema de transporte moderno, eficiente y con impacto ambiental significativamente menor al de los colectivos tradicionales.
Con los nuevos cambios, el recorrido total alcanza los 14,9 kilómetros. Los ajustes recientes se realizaron también a partir de encuestas con pasajeros: 8 de cada 10 considera positiva la extensión del servicio, principalmente por la mejora en la conectividad con otros medios de transporte. Y destacan avances en la rapidez, comodidad y accesibilidad de los buses eléctricos de la Ciudad.
Misiones tomó la decisión de invertir recursos en la creación de energías limpias, con el objetivo de igualar la producción de la represa Urugua-í, en tres años. El Gobierno provincial apoya fuertemente la implementación de energías renovables. Con el avance de la industria local, se vuelve imprescindible adoptar medidas estratégicas para la preservación de la biodiversidad.
El titular de la Secretaría de Energía Paolo Quintana sostuvo en declaraciones a Canal 12 que “el desarrollo energético no puede estar disociado del cuidado del medio ambiente”. En ese contexto, también afirmó que la medida elegida es la creación de más centrales de generación en un corto o mediano plazo.
En total, existen un total de 5 plantas solares fotovoltaicas, mientras que también funcionan otras tantas generadoras por biomasa. “Cada una está diseñada para trabajar en el punto específico donde se incorporó”, explicó el secretario. Según consignó, el objetivo particular de este año es lograr una generación de 20 megas más, equivalentes al total de 8 parques fotovoltaicos.
“Somos la provincia que hizo la mayor inversión en infraestructura”, enfatizó el ministro sobre el plano nacional. Finalmente, brindó detalles sobre las proyecciones que tienen desde su cartera. “La meta principal es equiparar la potencia (de energías limpias) que tenemos de la represa Urugua-í con centrales solares fotovoltaicas”, sostuvo. Y concluyó: “eso representaría aproximadamente un 30% de lo que es el consumo energético de toda la provincia, hoy en día”.
La empresa Quantum SRL fue adjudicada para ejecutar la obra de modernización de la Estación Transformadora General Roca, con una inversión provincial superior a los $2.200 millones, destinada a readecuar el edificio de control y mejorar la calidad del servicio eléctrico.
La adjudicación corresponde a la readecuación del edificio de control de la Estación Transformadora General Roca, en el marco de la licitación pública realizada para la readecuación del edificio de control, y que se tramita a través de la empresa estatal Transcomahue S.A.
La inversión asciende los $2.200 millones, e incluye la integración, conexionado, montaje, ensayos y puesta en servicio de nuevos tableros de protección, control, comunicaciones y servicios auxiliares en el nuevo edificio de control.
La inversión forma parte del plan de modernización que la Provincia impulsa para fortalecer la infraestructura eléctrica de General Roca y su zona de influencia, incorporando equipamiento actualizado y mejores condiciones operativas para sostener un servicio más confiable.
De acuerdo con las condiciones establecidas, el plazo de entrega previsto es de 10 meses desde el acta de inicio, con un esquema de pago que contempla 20% de anticipo y 80% por certificaciones mensuales.
El gobierno de Rusia condenó la incautación del petrolero de bandera rusa Bella 1 realizada por fuerzas de Estados Unidos en aguas internacionales, y denunció una violación al derecho marítimo internacional.
A través de un comunicado del Ministerio de Transporte, Moscú sostuvo que, según la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar de 1982, ningún Estado puede utilizar la fuerza contra buques debidamente registrados que navegan en alta mar.
El texto, difundido por el ministro Andréi Nikitin, señaló además que tras la intervención del Comando Europeo de Estados Unidos el gobierno ruso perdió contacto con la embarcación, lo que incrementó la preocupación oficial por la seguridad del buque y de su tripulación. En la misma línea, el legislador Andrei Klishas calificó el accionar estadounidense como un “acto de piratería absoluta”, de acuerdo con lo informado por la agencia estatal TASS.
Desde Moscú también se respaldó la posición de la empresa BurevestMarin, vinculada al petrolero, que aseguró que se trataba de un buque civil que navegaba sin carga y que su capitán intentó en reiteradas oportunidades comunicar su identidad y condición antes del abordaje. La compañía denunció que la persecución incluyó vigilancia aérea y se extendió durante varios días.
Para el Kremlin, la incautación del Bella 1 se inscribe en una estrategia más amplia de presión de Estados Unidos sobre Venezuela y sus aliados, y representa un antecedente que, según advirtió, pone en riesgo el principio de libertad de navegación en alta mar y profundiza la tensión entre ambas potencias.
Qué se sabe del Bella 1
El petrolero Bella 1, sancionado por Estados Unidos en 2024 por integrar una “flota fantasma” dedicada al transporte de crudo en violación de sanciones internacionales, había logrado eludir un primer intento de captura el mes pasado, cuando navegaba cerca de Venezuela y cambió de rumbo.
Desde entonces, las autoridades estadounidenses mantuvieron su seguimiento mientras avanzaba hacia el noreste, con apoyo de aviones de patrulla marítima P-8 desplegados desde la base de Mildenhall, en el Reino Unido, que monitorearon sus movimientos durante varios días hasta su interceptación, luego de que el buque pasara frente a la costa británica.
Durante la persecución, la tripulación pintó una bandera rusa en el casco y afirmó operar bajo protección de Moscú. Poco después, la nave apareció registrada oficialmente en Rusia con el nombre Marinera, mientras el gobierno ruso presentó una protesta diplomática para exigir el cese del operativo.
La maniobra abrió un frente legal en torno a la incautación, aunque fuentes del caso señalaron que la administración Trump no reconoce ese estatus y considera al petrolero un buque apátrida, lo que refuerza la posición estadounidense sobre la legalidad de la operación.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, anunció este miércoles que, en el marco de un nuevo entendimiento bilateral, Venezuela destinará los fondos de sus exportaciones de crudo para adquirir únicamente productos fabricados en Estados Unidos.
Según detalló el mandatario a través de su red social Truth, esta medida posiciona a Washington como principal socio comercial de Caracas, una determinación que calificó como “una decisión sabia y algo muy bueno para el pueblo de Venezuela y de los Estados Unidos”.
“Venezuela is going to be purchasing ONLY American Made Products, with the money they receive from our new Oil Deal… A wise choice, and a very good thing for the people of Venezuela, and the United States.” – President Donald J. Trump 🇺🇸 pic.twitter.com/0pvM6QVa0L
El acuerdo contempla la importación de una amplia gama de suministros que incluye productos agrícolas, medicamentos y dispositivos médicos de origen estadounidense. Asimismo, el pacto prevé la compra de equipos especializados para la rehabilitación de la infraestructura eléctrica y las instalaciones energéticas venezolanas, sectores severamente afectados por la crisis interna de ese país.
Este anuncio se produce tras la confirmación de que Venezuela entregará a Estados Unidos entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo que anteriormente se encontraban bajo sanciones. Trump precisó que el crudo “se venderá a su precio de mercado”, lo que marca un cambio significativo en la política de restricciones energéticas que pesaba sobre la nación sudamericana.
El control financiero de la operación quedará bajo la órbita directa del Ejecutivo estadounidense. “Ese dinero será controlado por mí, como presidente de Estados Unidos, para garantizar que se utilice en beneficio de los pueblos de Venezuela y Estados Unidos”, sostuvo el mandatario, subrayando que la Casa Blanca supervisará el flujo de capitales derivado de estas ventas.
Finalmente, el presidente estadounidense reafirmó que este esquema asegura que Venezuela se comprometa a “hacer negocios con los Estados Unidos de América como su socio principal”. El mecanismo busca garantizar el abastecimiento de bienes esenciales para la población venezolana mientras se fortalece la industria manufacturera y exportadora estadounidense bajo el nuevo marco de cooperación petrolera anunciado por Trump.
La empresa petroquímica Sealed Air confirmó el despido de 65 trabajadores, luego de que inicialmente se anunciaran alrededor de 90 desvinculaciones. Con el pretexto de afrontar “un proceso global de optimización de recursos”, la firma comenzó en noviembre las negociaciones para la reducción de personal.
Tras la ruptura de las negociaciones, el personal resolvió un paro por tiempo indeterminado y la fábrica se encuentra actualmente sin actividad. El delegado general de la comisión interna de la empresa, Alfredo Piscopo, señaló que los trabajadores están “en negociación hace dos meses” por estos despidos, incluyendo un “casi acuerdo” que la empresa truncó agregando demandas adicionales.
Durante la conciliación obligatoria, el gremio aceptó el retiro de 45 trabajadores, en su mayoría próximos a jubilarse, como parte de un acuerdo que permitiera reubicar personal y sostener la producción. Sin embargo, la negociación se frustró cuando la empresa exigió mayores niveles de producción con menos personal y sin respetar los tiempos de capacitación necesarios.
“Estamos con la planta parada y esperando que la empresa nos llame para negociar”, reveló Piscopo. La compañía justifica los despidos como un “proceso global de optimización de recursos”, con una reducción del 40% del personal bajo el artículo 245 de la Ley de Contrato de Trabajo.
Petróleos de Venezuela, S. A. (PDVSA) confirmó este miércoles que mantiene conversaciones con el Gobierno deEstados Unidos para la venta de volúmenes de petróleo, en lo que representa un giro sin precedentes en la política energética bilateral.
En un comunicado oficial, la petrolera estatal afirmó que las negociaciones se desarrollan “bajo esquemas similares a los vigentes con empresas internacionales, como Chevron”, y que están basadas en “una transacción estrictamente comercial, con criterios de legalidad, transparencia y beneficio para ambas partes”.
Este anuncio ocurre a días de la operación militar de Estados Unidos en Caracas que culminó con la captura del presidente venezolano Nicolás Maduro, un acontecimiento que marcó un quiebre en las relaciones entre ambas naciones y el replanteo de vínculos comerciales hasta ahora suspendidos por sanciones y bloqueos.
Más temprano, el presidente Donald Trump había anunciado que Venezuela entregará entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo al mercado estadounidense. Trump detalló que el crudo será vendido a precio de mercado y que él mismo supervisará los ingresos de esa venta para “beneficiar al pueblo venezolano y a los Estados Unidos”.
Fuentes oficiales estadounidenses señalaron que este volumen de crudo representa una parte significativa del petróleo almacenado que no ha podido salir de Venezuela debido a restricciones impuestas tras el inicio del conflicto reciente.
El comunicado de PDVSA subraya su objetivo de impulsar el desarrollo nacional y contribuir a la estabilidad energética global, aunque evita entrar en detalles sobre montos, plazos o volúmenes específicos de venta.
La Guardia Costera de Estados Unidos realizó dos operativos, uno en el Atlántico Norte y otro en aguas internacionales cerca del Caribe, que finalizaron con los abordajes e incautaciones del buque cisterna Bella I y el petrolero Sophia, que se encontraban atracados en Venezuela o en ruta hacia ese país.
La secretaria de Seguridad Nacional de ese país, Kristi Noem, publicó un mensaje y un video en el que se observan los abordajes consecutivos, de lo que denominó “flota fantasma”.
In two predawn operations today, the Coast Guard conducted back-to-back meticulously coordinated boarding of two “ghost fleet” tanker ships— one in the North Atlantic Sea and one in international waters near the Caribbean. Both vessels —the Motor Tanker Bella I and the Motor… pic.twitter.com/EZlHEtcufX
“Estos valientes hombres y mujeres merecen el agradecimiento de nuestra nación por su abnegada devoción al deber. Los criminales del mundo están sobre aviso. Pueden huir, pero no pueden esconderse“, escribió.
Y lanzó en modo de advertencia: “Nunca cejaremos en nuestra misión de proteger al pueblo estadounidense e interrumpir la financiación del narcoterrorista dondequiera que la encontremos, punto. Esta es la mayor fuerza de combate de nuestro país en su máximo esplendor. Esto es ‘Estados Unidos primero en el mar’”.
Vaca Muerta recibió un respaldo significativo con la incorporación de TotalEnergies como la primera empresa privada en sumarse formalmente al Instituto Vaca Muerta (IVM). Esta iniciativa, liderada junto a YPF, tiene como objetivo preparar a los trabajadores que demandará la expansión sostenida del shale argentino, con la meta de posicionar a Argentina como un exportador neto de energía.
La adhesión de TotalEnergies se produce en un momento en que Vaca Muerta avanza hacia una etapa de mayor escala productiva, lo que implica una creciente necesidad de mano de obra calificada y el cumplimiento de estándares operativos más exigentes. Fuentes del sector anticipan que en las próximas semanas otras firmas con fuerte presencia en la cuenca neuquina también se sumarán al proyecto.
El acuerdo fue firmado en la Ciudad de Buenos Aires por Sergio Mengoni, director general y country chair de TotalEnergies en Argentina, y Lisandro Deleonardis, presidente del Instituto Vaca Muerta y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF. Esta incorporación fue interpretada como una validación temprana de la importancia y alcance del instituto.
El Instituto Vaca Muerta surge para afrontar un desafío concreto: las proyecciones indican que entre 2026 y 2030 podrían generarse hasta 50.000 nuevos puestos de trabajo vinculados al crecimiento de la actividad en la cuenca. Esto exige formar técnicos y operarios con conocimientos prácticos, énfasis en seguridad y capacidad para adaptarse a procesos cada vez más complejos.
La formación estará enfocada en perfiles críticos de la operación petrolera y gasífera, tales como perforación, fractura hidráulica, producción, mantenimiento y tratamiento de fluidos. Un aspecto destacado será la experiencia práctica en un pozo escuela ubicado en la zona de Río Neuquén, donde los estudiantes podrán entrenarse en maniobras reales dentro de un entorno controlado.
La sede académica funcionará en el Polo Tecnológico de Neuquén, equipada con simuladores, laboratorios y tecnología de última generación. La intención es que los egresados lleguen a los yacimientos con un conocimiento concreto del terreno y los procedimientos habituales en Vaca Muerta.
La creación del Instituto responde a estudios prospectivos que identificaron los perfiles laborales que la industria requerirá en la próxima década. La participación directa de las operadoras busca asegurar que los contenidos estén alineados con las demandas reales del campo.
Actualmente, el país cuenta con 44 perforadores activos, de los cuales 37 están concentrados en la cuenca neuquina, donde YPF mantiene un fuerte liderazgo en el segmento no convencional.
Impulsada por el rápido crecimiento del shale oil de Vaca Muerta, la Argentina alcanzó en 2025 niveles históricos de producción de crudo, posicionándose, como el cuarto mayor productor de petróleo de Sudamérica.Los datos la ubicaron por encima de Colombia y con aspiraciones de subir al podio sudamericano en 2026.
El logro se sostiene sobre las políticas implementadas durante la gestión del gobernador Rolando Figueroa, que facilitaron la inversión, la infraestructura, la institucionalidad y la licencia social, creando un entorno favorable para ser motor del desarrollo energético nacional.
NEUQUÉN, MOTOR DEL DESARROLLO ENERGÉTICO NACIONAL
Con el impulso de Vaca Muerta, la Argentina alcanzó niveles históricos de producción y hoy es el cuarto mayor productor de petróleo de Sudamérica, consolidando a Neuquén como pilar del desarrollo energético nacional.
En este contexto, se destaca la creación de un paquete de herramientas estables y de largo plazo que permitieron sostener el crecimiento de la producción, tanto convencional como no convencional, y generaron las condiciones para aprovechar al máximo el potencial de Vaca Muerta.
Una de las bases del crecimiento energético en Neuquén fue la seguridad jurídica y predictibilidad fiscal que ofreció la provincia. El gobernador Figueroa insistió en distintos foros internacionales que “en Neuquén la energía es una política de Estado” y destacó la importancia de que existan reglas de juego claras y estabilidad normativa para atraer inversiones a largo plazo.
La Offshore Technology Conference en Houston sirvió de marco para reforzar ese mensaje que invitó a las empresas internacionales a invertir en Vaca Muerta y convencer a las operadoras a consolidar y expandir sus proyectos en la cuenca neuquina.
La Provincia sostuvo reglas claras y continuas en materia de permisos, concesiones y contratos, brindando seguridad jurídica para el desarrollo hidrocarburífero convencional y no convencional. A ello se sumó una política impositiva provincial consistente en el tiempo, sin cambios abruptos ni discrecionales, que permitió previsibilidad económica a las inversiones, aun en contextos de alta volatilidad de la política energética nacional.
Protagonista estratégico
La empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP) se consolidó como herramienta estratégica del Estado provincial para articular capital privado, gestionar áreas de producción y promover proyectos de valor agregado.
GyP posee actualmente 100 áreas reservadas para exploración y producción, y participa directamente en asociaciones con operadoras, convirtiéndose en un actor central, que promueve innovaciones que optimicen el uso de energía, materiales y agua, y generan sostenibilidad y valor local.
La empresa provincial fue clave para ordenar la exploración, promover licitaciones competitivas y asociar capital privado, especialmente en el convencional, y luego para acompañar la transición y expansión hacia el desarrollo no convencional.
Infraestructura clave
El gobernador Figueroa rescató en múltiples ocasiones que la infraestructura es clave para hacer competitiva la producción de Vaca Muerta. De allí se dio continuidad a una fuerte inversión para bajar los costos de producción y aumentar la competitividad del petróleo y gas neuquinos, instando a la colaboración de empresas del sector que se transformaron en coprotagonistas de los proyectos de obras estratégicas, como el bypass de Añelo.
Neuquén impulsó inversiones en infraestructura vial, energética, logística y de servicios que hicieron posible sostener la actividad convencional madura y el crecimiento acelerado del no convencional, garantizando condiciones operativas y de seguridad.
El Ministerio de Economía de la Nación fijó para este martes el vencimiento del plazo para que las empresas adjudicatarias de las centrales hidroeléctricas del Comahue depositen US$ 707 millones correspondientes a los cánones de concesión.
El procedimiento financiero se rige por la Resolución 2124/2025, publicada el 30 de diciembre de ese año. El texto establece que la acreditación de los fondos en la cuenta de la Tesorería General de la Nación es el requisito administrativo previo para la toma de posesión de las plantas, programada para este jueves 8 de enero al mediodía.
De acuerdo con el resultado de la licitación, la empresa MSU Green Energy debe transferir hoy US$ 235,7 millones por el complejo El Chocón – Arroyito. Por su parte, Edison Inversiones es la responsable de los pagos correspondientes a las centrales Alicurá y Cerros Colorados, mientras que Central Puerto completa el esquema con la adjudicación de Piedra del Águila.
Desde el Palacio de Hacienda señalaron que estos recursos se aplicarán de forma inmediata al pago de vencimientos de capital e intereses de deuda pública que operan este viernes 9 de enero.
El ingreso de estas divisas resulta estratégico para cumplir con las obligaciones financieras externas sin afectar las reservas líquidas del Banco Central.
El traspaso de las centrales marca el fin de las prórrogas otorgadas a los antiguos concesionarios, cuyos contratos originales caducaron en 2023.
Tras la intervención militar de Estados Unidos y la posterior captura del presidente Nicolás Maduro y su esposa Cilia Flores, funcionarios gubernamentales de Washington y Caracas mantienen discusiones por la exportación de crudo venezolano a refinerías norteamericanas.
Según la agencia internacional Reuters, Venezuela tiene millones de barriles de petróleo cargados en tanqueros y en tanques de almacenamiento que no ha podido enviar debido a un bloqueo a las exportaciones impuesto por el presidente Donald Trump a mediados de diciembre.
El acuerdo podría desviar suministros desde China, que ha sido el principal comprador de Venezuela en la última década, y ayudar a la estatal PDVSA (Petróleos de Venezuela, S.A.) a evitar recortes de producción más profundos.
El suministro aumentaría el volumen de petróleo venezolano exportado a EEUU, un flujo que actualmente está controlado en su totalidad por Chevron, principal socio de empresa conjunta de PDVSA, bajo una autorización estadounidense.
Por lo pronto, al menos once buques fletados por la empresa se dirigen este mes a Venezuela, consolidando a la petrolera estadounidense como el único exportador autorizado del crudo del país sudamericano tras la caída de Nicolás Maduro por parte de fuerzas estadounidenses.
Según datos de Bloomberg, los barcos tienen previsto arribar a los puertos de José y Bajo Grande, ambos en el noroeste del país, incrementando la actividad respecto a diciembre, cuando nueve buques realizaron operaciones similares.
En medio de las negociaciones entre Donald Trump y Delcy Rodríguez durante la transición posterior a la captura de Nicolás Maduro, el presidente de Estados Unidos anunció este martes por la noche que Venezuela entregará entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo a ese país.
Según explicó, el crudo será transportado mediante buques de almacenamiento, en una operación que estará a cargo del secretario de Energía, Chris Wright, y los fondos obtenidos serán “controlados” por el propio mandatario norteamericano para garantizar su uso en beneficio del pueblo venezolano.
“Me complace anunciar que las autoridades provisionales de Venezuela entregarán entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo de alta calidad y autorizado a Estados Unidos. Este petróleo se venderá a precio de mercado y yo, como presidente, controlaré ese dinero para garantizar que se utilice en beneficio del pueblo venezolano y de Estados Unidos”, expresó Trump en su cuenta de la plataforma Truth Social.
Más tarde, el líder republicano precisó que había instruido al secretario de Energía para implementar el plan de manera inmediata. “He solicitado a Chris Wright que ejecute esta iniciativa sin demoras. El petróleo será transportado en buques de almacenamiento directamente hasta los muelles de descarga en Estados Unidos”, señaló.
La iniciativa fue respaldada por el secretario de Estado, Marco Rubio, quien afirmó que Washington utilizará el actual régimen de sanciones —especialmente las vinculadas al sector petrolero venezolano y a las organizaciones criminales— como principal herramienta de presión sobre los eventuales sucesores de Maduro.
En este contexto de incertidumbre política, los precios internacionales del petróleo registraron una caída al cierre de una jornada marcada por la volatilidad. Los operadores evaluaban el impacto de una eventual reapertura de las vastas reservas venezolanas tras la captura del exmandatario. El barril de Brent del mar del Norte para entrega en marzo retrocedió un 1,72%, hasta los 60,70 dólares, mientras que el West Texas Intermediate (WTI), para entrega en febrero, descendió un 2,04%, hasta los 57,13 dólares.
Este martes, la Casa Blanca convocó a ejecutivos de las principales compañías petroleras para analizar la situación en Venezuela. La reunión, prevista para finales de esta semana, es considerada clave para las aspiraciones de Washington de facilitar el regreso de las grandes petroleras estadounidenses al país, luego de que el chavismo asumiera el control de las operaciones hace dos décadas.
Trump ya había adelantado el fin de semana que mantuvo encuentros con estas empresas incluso antes de la captura de Maduro. “Todas nuestras compañías petroleras están preparadas y dispuestas a realizar importantes inversiones en Venezuela para reconstruir su infraestructura petrolera, que fue destruida por el régimen ilegítimo de Maduro”, señaló Taylor Rogers, vocera de la Casa Blanca.
En 2025, Parque Arauco reafirmó su liderazgo como el principal polo de energías renovables del norte argentino, tras concretar importantes ampliaciones, alcanzar niveles históricos de eficiencia y profundizar su impacto social y educativo en La Rioja. El complejo cerró el año con cerca de 250 MW de potencia instalada, un avance decisivo para el sistema eléctrico nacional y la transición energética del país.
El mayor logro fue la finalización del Parque Eólico Arauco III, que incorporó 28 aerogeneradores de última generación, aumentando sustancialmente la capacidad del parque. Esta obra implicó una inversión superior a los US$145 millones y generó más de 400 empleos directos e indirectos, posicionándose como uno de los proyectos eólicos más importantes de Argentina en escala, tecnología y rendimiento.
La habilitación comercial del parque comenzó hacia finales de 2025, con la inyección efectiva de energía al Sistema Argentino de Interconexión. Durante el período de prueba, los indicadores de rendimiento ubicaron al complejo riojano entre los más eficientes del país. Según datos oficiales, Parque Arauco fue reconocido por CAMMESA dentro de los primeros puestos nacionales en eficiencia y se destacó como el parque eólico más eficiente de Argentina durante tres meses consecutivos, evaluándose 67 proyectos en total.
Este desempeño se reflejó en la producción, que creció un 42,6 % interanual, alcanzando un récord histórico de 4.648 MWh en un solo día. Esta marca inédita para el norte argentino representa una contribución significativa al suministro de energía limpia en el país.
Simultáneamente, Parque Arauco avanzó en el desarrollo del Parque Solar Arauco I, que permitirá integrar por primera vez generación solar al complejo y conformar el parque híbrido solar-eólico más grande de Sudamérica. Durante 2025 se realizaron obras clave como nivelación del terreno, apertura de caminos internos, ampliación de la estación transformadora Arauco I y recepción de los primeros componentes del sistema solar.
El parque solar contará con tecnología de Huawei, seleccionada mediante un proceso internacional, y prevé iniciar operaciones entre marzo y abril de 2026. Esta incorporación diversificará la matriz energética, mejorará la estabilidad del suministro y optimizará el uso de la infraestructura eléctrica existente.
Para acompañar esta expansión, la empresa implementó un sistema de monitoreo tecnológico integral único en la región, que combina cámaras autónomas 4K, drones, control remoto de obra y gestión documental bajo estándares BIM. Esta herramienta permitió optimizar recursos, asegurar trazabilidad y documentar cada etapa con altos niveles de precisión y transparencia.
El crecimiento productivo se complementó con un fuerte compromiso social y educativo. A través del Centro Ambiental Interactivo Winti, Parque Arauco amplió su alcance territorial y consolidó su rol educativo en energías renovables. En 2025, el Wintimóvil visitó 94 localidades y 114 escuelas en ocho departamentos de La Rioja, llegando a 1.114 estudiantes con contenidos didácticos sobre energía limpia, cambio climático y desarrollo sostenible.
Además, se presentó el Tomo II de la Wintipedia, dedicado a la energía eólica, que comenzó a utilizarse como material pedagógico en el sistema educativo provincial. Esta iniciativa busca facilitar el acceso a contenidos técnicos y fortalecer la formación de las nuevas generaciones en temas de transición energética.
En el marco productivo del complejo, la empresa Kallpa profundizó su modelo de minería sostenible en el Valle del Bermejo, reforzando la vinculación con las comunidades locales mediante programas de educación técnica, participación ciudadana y fortalecimiento institucional bajo principios de transparencia e innovación.
El balance de 2025 evidencia el papel estratégico de Parque Arauco en el mapa energético nacional. Con récords de generación, obras de gran escala, alianzas tecnológicas internacionales y un enfoque integral que combina producción, innovación y compromiso social, el complejo se consolidó como un referente en energías renovables en Argentina.
Este desarrollo refuerza también la posición de La Rioja como un territorio clave en la transición energética, capaz de atraer inversiones, desarrollar tecnología, generar empleo y aportar energía limpia al sistema eléctrico. De cara a los próximos años, la puesta en marcha del parque solar híbrido y la continuidad de los programas educativos anticipan una etapa de crecimiento sostenido para el principal polo renovable del norte argentino.
Las principales compañías petroleras de Estados Unidos y China reaccionan en contraste a la captura de Nicolás Maduro en Venezuela por parte de la administración de Donald Trump.
En el comienzo de las operaciones durante la primera semana de enero, las firmas estadounidenses del sector petrolero cotizan en alza en Wall Street respondiendo con optimismo al nuevo escenario que enfrenta la industria petrolera global.
De esta manera, las subas son encabezadas por Chevron (+7,6%) o ConocoPhillips (+7,2%), ExxonMobil (+4,10%), y por empresas de servicios petroleros como Schlumberger (+9,3%) o Halliburton (+8,9%), además de empresas de refinerías y transporte como Valero Energy (+5,8%) y Marathon Petroleum (+5,3%)
La contracara es representada por las acciones petroleras chinas, que sufrieron caídas este lunes a partir del temor de inversores por posibles limitaciones al acceso del gigante asiático al petróleo venezolano tras la destitución del presidente Nicolás Maduro.
Los papeles de las principales firmas petroleras chinas disminuyeron considerablemente en la bolsa de valores de Hong Kong. PetroChina descendió cerca de un 5% mientras que Cnooc cayó en torno a un 4%.
El crudo venezolano representa entre el 5% y el 8% del total de importaciones de petróleo de China, que es valorado por sus refinerías, ya que están especialmente diseñadas para procesar el crudo más pesado y espeso que produce Venezuela.
El cambio político en Venezuela y la injerencia de Estados Unidos amenazan con interrumpir esta relación de suministro, afectando directamente a los fabricantes de combustible chinos al desvalorizarse las instalaciones capaces de manejar este tipo específico de petróleo crudo.
El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, supervisó recientemente las distintas obras que lleva adelante la Provincia, en el marco de un acuerdo mediante el cual la Cooperativa Eléctrica de Rawson compensa una deuda que mantiene con la Provincia por un total superior a los 2.700 millones de pesos, a través de la ejecución de obras y la provisión de equipamiento estratégico para los servicios de agua, cloacas y energía eléctrica en todo el territorio chubutense.
En tal sentido, el mandatario estuvo presente durante la descarga de 64 transformadores eléctricos, que forman parte del plan de obras y equipamiento y que representan una inversión aproximada de 650 millones de pesos, destinada al fortalecimiento del sistema energético en la Comarca Andina y el interior chubutense, con el objetivo de mejorar la prestación del servicio eléctrico y reforzar redes existentes. Los mismos serán instalados en los próximos días, con la supervisión en terreno del propio Gobernador, quien destacó la importancia de dar respuesta así a un “reclamo de larga data por parte de los vecinos” de la región cordillerana.
La instalación de los transformadores se suma a dos obras estratégicas de energía que la gestión ya viene llevando adelante: la construcción de una línea aérea de media tensión de 13,2 kV en la localidad de Los Altares, cuya finalización está prevista también para el mes de enero; y la puesta en funcionamiento de la línea de media tensión de la Estación Transformadora Coihue: una respuesta certera ante el histórico padecimiento de vecinos de ambas regiones, quienes en adelante contarán con un sistema eléctrico estable y eficiente, acompañando el desarrollo productivo y social de la región.
Fortalecimiento energético
Al respecto, Torres remarcó que “desde 2018 que la Provincia no incorporaba una cantidad de transformadores de esta magnitud” y destacó que “se trata de equipamiento esencial para el mantenimiento del sistema eléctrico y la mejora de la calidad del servicio, lo cual va a permitir reducir fallas, cortes de suministro y fortalecer la capacidad de respuesta ante los picos de consumo”.
La iniciativa “es parte de una serie de obras fundamentales que iniciamos en Rawson, como la nueva subestación transformadora para el Hospital ‘Santa Teresita’, el recambio de luminarias por tecnología LED en la Doble Trocha Rawson–Playa Unión y la incorporación de equipamiento clave para los sistemas de agua y saneamiento”, y destacó también la “reciente inauguración de la obra de ampliación de la Estación Transformadora Cohiue”, que ahora será completada con la puesta en funcionamiento de la Línea de Media Tensión Coihue – Epuyén.
Además, con la descarga y posterior instalación de los transformadores, “vamos a seguir consolidando una política de inversión en infraestructura energética, fortaleciendo los servicios públicos y acompañando el desarrollo de todas las comunidades del interior”, concluyó Torres.
La Dirección General de Servicios Públicos será la encargada de programar y ejecutar las obras de instalación de los transformadores, las cuales comenzarán a partir de la primera semana de enero, de acuerdo a un cronograma que priorizará las zonas con mayores necesidades operativas y de servicio.
REPARACIÓN HISTÓRICA PARA LA CORDILLERA: OBRAS ELÉCTRICAS QUE EMPIEZAN A SALDAR UNA DEUDA DE AÑOS
Después de más de siete años sin incorporar equipamiento energético de esta magnitud, avanzamos con una inversión histórica para fortalecer el sistema eléctrico de la Cordillera. La… pic.twitter.com/K39wEhT6IL
Energía para el desarrollo productivo en Los Altares
En paralelo, el Gobierno de la Provincia del Chubut, a través de la Secretaría de Infraestructura, Energía y Planificación, avanza en una obra estratégica de infraestructura eléctrica en la localidad de Los Altares, que permitirá consolidar el crecimiento económico y productivo de la zona. Se trata de la construcción de una línea aérea de media tensión de 13,2 kV, cuya finalización está prevista también para el mes de enero.
La obra comprende aproximadamente cuatro kilómetros de tendido eléctrico, ejecutados íntegramente con recursos humanos y técnicos propios del Estado provincial, lo que representa una optimización de los recursos públicos y una clara decisión política de fortalecer la infraestructura básica como motor del desarrollo territorial.
Esta nueva línea permitirá abastecer de energía eléctrica a emprendimientos productivos rurales, en particular viñedos que hasta el momento no contaban con suministro eléctrico, generando un impacto directo en la mejora de la productividad, la incorporación de tecnología, el riego, la mecanización y el agregado de valor a la producción local.
Con estas acciones, el Gobierno Provincial reafirma una política de inversión sostenida en infraestructura energética, orientada a fortalecer los servicios públicos, acompañar el desarrollo productivo y mejorar la calidad de vida de las comunidades de la Comarca y del interior provincial.
Línea Compacta de Media Tensión
Respecto de la nueva línea de media tensión en 33 kV, que vincula la Estación Transformadora El Coihue con las cercanías de Epuyén, desde la Secretaría de Energía, Planificación e Infraestructura, que conduce Hernán Tórtola, descartaron que la misma corresponde a la segunda etapa de una obra integral cuya primera etapa ya fue inaugurada y se encuentra actualmente en funcionamiento, fortaleciendo de manera progresiva el sistema eléctrico de la región.
Esta segunda etapa presenta un avance del 98%, restando únicamente tareas menores de terminación para su culminación y posterior puesta en servicio.
La obra se desarrolla a lo largo de 15 kilómetros, trazados íntegramente sobre las márgenes de la Ruta Provincial N.º 70 y, en su tramo final, a la vera de la Ruta Nacional N.º 40. Esta localización estratégica constituye un logro significativo, ya que permite optimizar al 100% las tareas de mantenimiento, facilitando el acceso y mejorando sustancialmente la capacidad de prevención de fallas.
A su vez, la línea fue ejecutada con conductores protegidos y una disposición compacta, lo que permite reducir en más de un 50% las horas de mantenimiento asociadas a tareas de poda, incrementando la eficiencia operativa y disminuyendo los tiempos de intervención.
Estas características se traducen en una mayor confiabilidad y estabilidad del servicio eléctrico, aspectos clave para la calidad del suministro en la zona.
La nueva infraestructura reemplaza una línea convencional existente, que atraviesa áreas con densos bosques de coníferas y terrenos no fiscales sin accesos adecuados, lo que históricamente ha dificultado y ralentizado de manera significativa las tareas de mantenimiento. A ello se suma que dicha línea fue construida hace más de 25 años, por lo que gran parte de sus componentes han alcanzado el final de su vida útil.
En términos de capacidad, la nueva línea permitirá incrementar en un 50% la capacidad de transporte de energía, habilitando mejores condiciones para el crecimiento y desarrollo de la región que abastece.
Se prevé que la entrada en servicio de esta segunda etapa se concrete durante el mes de enero de 2026, completando una obra estratégica para el fortalecimiento del sistema eléctrico cordillerano.
Río Negro avanza en un rol estratégico para el desarrollo energético del país, con proyectos concretos que la convierten en un actor central para que Argentina se posicione entre los 10 países exportadores de GNL del mundo. Un esquema que combina energía, agricultura y ganadería como motores de crecimiento y empleo. “No son promesas, sino realidades, es un gran orgullo para nosotros”, afirmó el gobernador Alberto Weretilneck.
En diálogo con la prensa, el gobernador remarcó que Río Negro es parte central de un proceso histórico para el país, al concentrar proyectos que permiten dar el salto exportador. “Hoy la Argentina tiene la posibilidad de estar entre los 10 países exportadores de GNL del mundo, y que eso se haga en Río Negro no es un dato menor”, señaló.
En ese sentido, subrayó que el aporte de la Provincia va más allá del desarrollo energético puntual. “Esto no es solo energía. Es una estrategia integral de desarrollo, con un rumbo claro y con impacto real en la economía y el empleo”, afirmó.
Weretilneck explicó que ese crecimiento energético se articula con la expansión del sector productivo tradicional. “Si a la energía le sumamos la industrialización de la agricultura y de la ganadería como creadoras de empleo, de riqueza y de actividad económica, el modelo se fortalece”, sostuvo.
En ese marco, destacó los números que reflejan ese proceso: 87.000 hectáreas dedicadas a la agricultura y horticultura bajo riego alcanzando las 24.000 hectáreas de maíz y 27.000 de alfalfa y 7.000 de cebolla como base de un esquema productivo diversificado y con valor agregado. “El camino que estamos recorriendo tiene que ver con sumar más hectáreas bajo riego, producir más, industrializar más y generar más trabajo”, concluyó.
Durante 2025, el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) profundizó su rol social y territorial, llevando energía a diferentes puntos de la provincia de difícil acceso y desarrollando políticas públicas que mejoran de manera concreta la calidad de vida de miles de neuquinas y neuquinos.
Uno de los principales hitos del año fue el avance sostenido del Plan Provincial de Alumbrado Público Eficiente, una de las políticas de eficiencia energética más importantes del EPEN. Actualmente, el organismo lleva 22.652 luminarias LED instaladas, lo que permitió una reducción anual de 8.300 MWh de energía y la disminución de 3.700 toneladas de dióxido de carbono (COâ‚‚). Este impacto ambiental equivale a la absorción de carbono de más de 164.000 árboles maduros durante un año y, en términos concretos, a retirar de circulación 3.700 automóviles durante un año completo.
El recambio a tecnología LED mejoró notablemente la calidad del alumbrado público, con una luz blanca más eficiente, mayor seguridad vial y peatonal, y una reducción significativa del consumo energético y de los costos para los municipios, que en algunos casos alcanza ahorros hasta el 30%. Además, todos los proyectos nuevos ya incorporan tecnología LED desde su diseño.
Este trabajo posicionó al EPEN como referente regional en eficiencia energética, reconocimiento que se consolidó en 2025 con la Certificación de Eficiencia Energética otorgada por la Comisión de Integración Energética Regional (CIER), un organismo internacional que nuclea a empresas y entidades del sector energético de América Latina y el Caribe. La distinción pone en valor la modernización del alumbrado público neuquino, la incorporación de tecnologías eficientes y la reducción sostenida del consumo energético, destacando al EPEN como ejemplo de gestión pública sostenible.
En zonas rurales y alejadas, el EPEN sostuvo y amplió el acceso a la energía mediante sistemas solares fotovoltaicos, acompañando a más de 2.100 familias e instituciones que no cuentan con conexión a la red eléctrica. Estas acciones garantizan electricidad para escuelas, puestos sanitarios, viviendas rurales y actividades productivas, fortaleciendo la presencia del Estado en el territorio.
Estas políticas se complementaron con obras de electrificación rural, ampliaciones del sistema eléctrico urbano y mejoras en infraestructura, reafirmando una línea de trabajo clara: garantizar el derecho a la energía, promover la eficiencia energética y avanzar hacia una transición energética con impacto real, social y territorial en toda la provincia del Neuquén.
Donald Trump dejó en claro su intención de aprovechar las vastas reservas petroleras de Venezuela tras la operación militar que terminó con la detención del presidente Nicolás Maduro. El exmandatario afirmó que Estados Unidos “administrará” el país hasta que se concrete una transición “segura”.
El plan de Trump incluye atraer inversiones millonarias de empresas petroleras estadounidenses para revitalizar la industria petrolera de Venezuela, que posee las mayores reservas probadas de crudo en el mundo, con aproximadamente 303.000 millones de barriles. Sin embargo, la producción actual es mínima en comparación con este potencial.
Trump aseguró que las compañías estadounidenses repararán la “muy dañada” infraestructura petrolera venezolana y comenzarán a generar ingresos para el país. No obstante, especialistas señalan que los costos serán altísimos y que podrían pasar hasta diez años antes de que la producción aumente de manera significativa.
La producción de petróleo en Venezuela cayó drásticamente desde principios de los 2000, cuando el gobierno de Hugo Chávez y luego el de Maduro intensificaron su control sobre la empresa estatal PDVSA, lo que generó la salida masiva de personal calificado. Actualmente, la producción ronda los 860.000 barriles diarios, menos de un tercio de lo que era hace una década y menos del 1% del consumo mundial.
El petróleo venezolano es principalmente “pesado, agrio”, lo que dificulta su refinación, aunque es útil para la fabricación de diésel y asfalto. En contraste, Estados Unidos produce mayormente petróleo “ligero, dulce”, ideal para gasolina.
Antes de la captura de Maduro, EE.UU. incautó dos buques petroleros frente a las costas venezolanas y estableció un bloqueo a la entrada y salida de buques cisterna sancionados. Las sanciones, vigentes desde 2015, han limitado las inversiones y el acceso a repuestos esenciales para la industria.
Homayoun Falakshahi, analista de materias primas, considera que los principales obstáculos para explotar las reservas venezolanas son legales y políticos. En diálogo con BBC, señaló que “quienes esperan perforar en Venezuela tendrán que llegar a un acuerdo con el gobierno, lo que no será posible hasta que haya un sucesor de Maduro en funciones”. Además, advirtió que las inversiones dependerán de la estabilidad que ofrezca el futuro gobierno.
Las compañías petroleras deberán firmar contratos con la nueva administración antes de iniciar la inversión en infraestructura. Los expertos estiman que se necesitarán decenas de miles de millones de dólares y posiblemente una década para recuperar los niveles anteriores de producción.
Neil Shearing, analista de Capital Economics, opinó que el plan de Trump tendrá un impacto limitado en el mercado global y en el precio del crudo, ya que “hay una enorme cantidad de obstáculos que librar y el plazo de tiempo de lo que va a suceder es muy largo”. Agregó que “los proyectos no tendrían rendimiento por muchos, muchos años” y que la producción venezolana, incluso en su mejor momento, seguiría por debajo de los principales productores mundiales.
Shearing también destacó la alta producción de los países de la OPEP+, señalando que “el mundo actualmente no está sufriendo de una escasez de petróleo”.
John Browne, exdirector ejecutivo de BP, calificó la recuperación petrolera venezolana como un “proyecto a muy largo plazo”. Subrayó que “la gente subestima el tiempo que se demora hacer las cosas. Alinear todos los recursos, particularmente el material y el personal, toma muchísimo tiempo”. Incluso advirtió que podría haber una reducción temporal en la producción durante la reorganización.
Chevron es la única petrolera estadounidense activa en Venezuela, con una licencia otorgada en 2022 bajo la administración Biden. Actualmente, representa alrededor del 20% de la extracción petrolera en el país y asegura cumplir “con todas las leyes y regulaciones relevantes” mientras prioriza la seguridad de sus empleados.
Otras grandes compañías han guardado silencio público sobre sus planes, aunque Falakshahi cree que los directivos debatirán internamente la posibilidad de aprovechar la oportunidad. Para él, “el apetito de ir a alguna parte está vinculado a dos factores principales, la situación política y los recursos sobre el terreno”.
A pesar de la inestabilidad política, el analista concluyó que “la ganancia potencial podría considerarse demasiado grande de eludir”. Browne agregó que las empresas querrán involucrarse porque “tener opciones de negocio en diferentes partes del mundo es algo bueno” y que “como oportunidad de negocio, si estás dirigiendo una compañía… vas a querer involucrarte muy rápidamente”.
El Gobierno de la Provincia del Neuquén aprobó la Adenda II al Contrato de Unión Transitoria (UT) del área Los Toldos II Oeste, ubicada en la Cuenca Neuquina. Fue suscripta entre Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. y Continental Resources Argentina S.A.U.
Con esta esta modificación contractual, Continental Resources Argentina S.A.U. asumirá la totalidad de los derechos y obligaciones correspondientes al porcentaje de participación cedido por Pluspetrol Cuenca Neuquina SRL, pasando a integrar la UT con una participación del 90%, mientras que GyP conservará el 10% restante. Asimismo, Continental fue designada como empresa operadora del área.
La empresa Continental Resources Argentina S.A.U. es controlada por la estadounidense Continental Resources, lnc, que cuenta con vasta experiencia en el desarrollo de reservorios no convencionales en áreas ubicadas principalmente en cuatro cuencas líderes de Estados Unidos.
El decreto Nº 1761/2025 firmado por el gobernador Rolando Figueroa y los ministros de Energía, Gustavo Medele, y de Economía, Producción e Industria, Guillermo Koenig establece que Pluspetrol Cuenca Neuquina deberá realizar un pago a favor de la Provincia por un monto total de 9 millones de dólares, conforme al cronograma previsto en la Adenda II. Dichos fondos podrán destinarse a inversiones, obras o desembolsos que defina el Estado provincial, incluyendo áreas como infraestructura, salud, educación o seguridad.
Además, la norma fija como plazo el 27 de febrero de 2026 para la presentación ante la Autoridad de Aplicación de la actualización del Plan de Desarrollo del área, de acuerdo con los lineamientos establecidos por la normativa vigente.
Neuquén continúa dando pasos firmes hacia una transición energética ordenada y con fuerte anclaje territorial en 2025, con el Ente Provincial de Energía de Neuquén (EPEN) como actor estratégico. El Gobierno provincial realizó la implementación de políticas públicas que combinan eficiencia, desarrollo productivo y sostenibilidad.
Estas tareas ayudan a Neuquén a prepararse para el futuro, cuidar los recursos y garantizar energía segura y accesible en todo el territorio. La transición energética es el proceso mediante el cual una sociedad avanza hacia un sistema energético más eficiente, diversificado y sostenible. Implica producir y usar la energía de manera más inteligente, incorporar energías renovables, promover el ahorro y la eficiencia, modernizar las redes eléctricas y reducir el impacto ambiental, sin afectar el desarrollo productivo ni la calidad de vida de las personas.
Uno de los hitos del año fue la realización del primer Congreso Neuquino de Transición Energética, desarrollado junto con la Legislatura (sede del encuentro) y la Cooperativa CALF. En ese contexto, se firmó el Acta Compromiso hacia 2030, una hoja de ruta compartida para diversificar la matriz energética, modernizar infraestructuras, promover la eficiencia energética y fortalecer la articulación institucional.
En materia de generación distribuida, el EPEN dio un paso histórico al habilitar al primer usuario-generador de la provincia, con la instalación del primer medidor bidireccional. Este avance marca el inicio de un modelo energético más descentralizado, donde los usuarios pueden generar energía renovable para autoconsumo e inyectar excedentes a la red. La generación distribuida es clave porque permite reducir pérdidas, aliviar la demanda del sistema eléctrico, promover inversiones privadas en energías limpias y democratizar el acceso a la producción de energía.
Otro eje central fue la puesta en marcha del Programa Provincial de Incentivo al Uso Racional y Eficiente de la Energía, que introduce el concepto de subsidios conscientes: una política orientada a acompañar a los sectores productivos y agroindustriales más expuestos al costo energético, promoviendo al mismo tiempo en eficiencia energética, evitando consumos innecesarios y fortaleciendo la sostenibilidad del sistema eléctrico.
Con estos avances, el EPEN cierra 2025 consolidando una gestión estratégica y proyecta para 2026 profundizar este rumbo, con más eficiencia energética, más generación distribuida y políticas públicas que acompañen el desarrollo de Neuquén con una mirada de largo plazo.
La Policía Ambiental Minera (PAM) ordenó la clausura de una mina de tercera categoría ubicada en El Carrizal, en el departamento de Luján de Cuyo, como resultado de un procedimiento de fiscalización que determinó incumplimientos de la normativa.
Durante la inspección, se constató que el emprendimiento no cumplía con los estándares de seguridad exigidos por la legislación, enmarcada en el Código de Procedimiento Minero. Asimismo, se verificó que el responsable de la explotación no había dado cumplimiento a las órdenes previamente impartidas por la Autoridad Minera, situación que agravó el nivel de riesgo detectado en el lugar.
“Estas irregularidades motivaron la adopción de la medida de clausura preventiva, con el objetivo de evitar potenciales daños a las personas que pudieran acceder al área y prevenir impactos negativos sobre el ambiente”, señaló el jefe de la PAM, Guillermo Bickham.
Estas inspecciones, que se han realizado de forma diaria durante todo el año, tienen como objetivo garantizar el seguimiento y control de la actividad minera, el ordenamiento del sector, el respeto por la normativa ambiental y la seguridad de las personas como condiciones indispensables para el desarrollo de una minería responsable en la provincia.
Se recuerda que los inspectores de la Policía Ambiental Minera, debidamente identificados con uniforme y acreditación, tienen libre acceso a todas las instalaciones mineras para supervisar el cumplimiento de las normativas ambientales, de seguridad e higiene.
Las sanciones aplicables incluyen apercibimientos, multas, suspensiones, inhabilitaciones o clausuras, con lo que se busca generar un efecto disuasivo ante incumplimientos.
Con estos controles, Mendoza reafirma su compromiso con una minería sostenible, transparente y alineada con los estándares nacionales e internacionales de calidad y protección ambiental.
El Gobierno estableció a partir de este viernes un nuevo esquema de subsidios para el cobro de las facturas de los servicios de electricidad y gas, tanto para los usuarios residenciales, como así también para los consumidores de garrafas. La mayor novedad es que ya no habrá segmentación por niveles de ingreso.
Según las estimaciones de la consultora Economía y Energía (EyE), los más perjudicados por el cambio de esquema de subsidios serán aquellos usuarios de menores ingresos porque padecerán la mayor parte del aumento tarifario. Se estima que tendrá un incremento de un 20% para la factura de luz y un 23% para el gas. Esta suba en los precios de los servicios variará en función de la época del año, ya que las bonificaciones serán diferentes por los períodos de mayor consumo.
En 2025, la Secretaría de Energía continuó avanzando en un gestión orientada en ordenar los subsidios a la energía, quitar trabas burocráticas a los diferentes sectores y potenciar la producción de hidrocarburos, con Vaca Muerta como motor de desarrollo. pic.twitter.com/mPH3dP67ME
La mayor novedad del nuevo esquema de subsidios para los servicios de luz y gas será que se elimina la segmentación de ingresos bajos, medios y altos. Ahora, el nuevo umbral para acceder al beneficio es contar con ingresos mensuales iguales o menores a tres canastas básicas totales (CBT), lo que significan $3.77 millones. Además, las autoridades nacionales cruzarán datos patrimoniales y de consumos para determinar si un hogar recibe o no el subsidio.
Según la Secretaría de Energía, con el nuevo esquema, en los meses de mayor demanda eléctrica, el 35% de los usuarios pagará una factura promedio menor a $22.000; el 66%, menos de $44.000, y el 81%, por debajo de $67.000. En el caso del gas, durante el invierno, el 56% pagará menos de $14.000; el 75%, menos de $56.000, y el 83%, menos de $73.000.
En cuanto a los consumidores de garrafas, al nuevo régimen se incorporarán unos 3,36 millones de usuarios al Programa Hogar y recibirán una bonificación mensual equivalente al valor total de una garrafa de diez kilos, que vale $21 mil, en invierno y al 50% de su precio por mes durante el resto del año. Desde enero deberán inscribirse en el sitio oficial de la Secretaría de Energía.
Cómo serán los subsidios a la electricidad
A partir del nuevo esquema impuesto por el Gobierno, los hogares que logren calificar para recibir el subsidio tendrán un 50% de descuento sobre un consumo base de 300 kWh por mes tanto en verano, como en invierno, y de 150 kwH para las temporadas de otoño y primavera. En caso que el consumo sea mayor, se tendrá que pagar el excedente sin el beneficio.
Además, durante este 2026 habrá una bonificación adicional del 25% en enero que disminuirá paulatinamente cada mes unos dos puntos porcentuales hasta llegar a cero durante el mes de diciembre de este año. De esta manera, la luz tendrá un subsidio total del 75% en la primera factura, 73% en febrero, 71% en marzo y así sucesivamente durante todo el año.
Cómo serán los subsidios al gas
En cuanto al gas, el subsidio del 50% sobre un bloque de consumo determinado que varía dependiendo de la zona geográfica del país, tan solo se aplicará entre abril y septiembre. Esto significa una modificación importante porque previamente se aplicaba durante todo el año.
De la misma manera que en la electricidad, habrá una bonificación adicional del 25% en enero que también se reducirá dos puntos por cada mes, hasta desaparecer en diciembre de 2026.
El jefe de la Casa Blanca, Donald Trump, confirmó el sábado que planea tomar el control de las enormes reservas de petróleo de Venezuela, su principal riqueza natural, y consideró que el negocio petrolero en el país Sudamericano ha sido un “fracaso total” durante mucho tiempo, con énfasis en los bajos niveles de extracción.
“Vamos a hacer que nuestras grandes compañías petroleras estadounidenses, las más grandes del mundo, entren, inviertan miles de millones de dólares, reparen la infraestructura petrolera”, afirmó el mandatario Donald Trump en la conferencia sobre la captura del presidente de Venezuela, Nicolás Maduro.
“Vamos a EMBARGAR EL PETRÓLEO VENEZOLANO. Y que el resto entienda, LO QUE LE PASO A VENEZUELA LE PUEDE PASAR A ELLOS.”
Después de declararse gobernante de Venezuela. Trump admite que se va a quedar con el petróleo venezolano y AMENAZA AL RESTO DE LATAM con hacerle lo mismo. pic.twitter.com/i9BQe1BQEv
En tanto, ante los periodistas a bordo del Air Force One, Trump declaró: “Lo que necesitamos (de Delcy Rodríguez) es acceso total. Acceso total al petróleo y a otras cosas en el país que nos permitan reconstruirlo”.
Por su parte, el secretario de Estado de EE.UU., Marco Rubio, había dicho más temprano a la cadena ABC: “Hay sentencias judiciales que nos permiten quedarnos con los buques petroleros de Venezuela, en unas semanas van a tener que bombear más petróleo, tenemos sentencias para quedarnos con cada uno de los petroleros hasta que quien tiene el poder haga los cambios para que beneficie a EE.UU.”.
La producción de petróleo en Venezuela
La falta de inversiones en Venezuela afecta la explotación, en una recurrente maldición latinoamericana que se maximiza en este país. El nivel de infraestructura, en algunas partes sin mantenimiento y en otras directamente inexistente, está lejos de aprovechar el potencial de sus yacimientos y minas.
La inversión privada retrocedió a partir de la nacionalización de empresas durante la presidencia de Hugo Chávez, y cayó a mínimos desde que Trump implementó algunas sanciones en 2017 y las reforzó con medidas sectoriales en 2019, con la excepción de algunas licencias. Ante este escenario, un plan como el sugerido por Trump marcaría un giro radical para la economía del país.
Venezuela lidera a todos los países con 303.000 millones de barriles de reservas probadas de petróleo crudo, superando a Arabia Saudita y representando casi el 20 % de las reservas globales en 2023.
El país superó en septiembre el millón de barriles por día, el nivel más alto en más de cinco años, según reportó Reuters con base en documentos de la estatal PDVSA. Sin embargo, continúa lejos de la producción de 2,5 millones que rondó desde inicios de siglo hasta 2014.
La mayor parte de las exportaciones de crudo de Venezuela se dirige a China, pero Estados Unidos sigue siendo el segundo mayor comprador del país.
Nicolás Maduro se encuentra detenido en el Centro de Detención Metropolitano de Brooklyn, una prisión federal de alta seguridad, y comparecerá este lunes ante un tribunal federal de Nueva York en la que será su primera audiencia en Estados Unidos.
El precio del petróleo opera estable luego de la incursión de Estados Unidos en Venezuela para detener a Nicolás Maduro, la cual, tal como adelantó Donald Trump, tiene como objetivo recuperar el manejo de las empresas petroleras americanas.
El crudo Brent sube 0,57% y cotiza a US$61,32 el barril, revirtiendo una baja inicial. Por su parte, el WTI avanza 0,58% a US$57.90, según distintos reportes internacionales.
Los analistas especulaban con fuertes oscilaciones en el mercado este lunes ante la incertidumbre sobre cómo será el abastecimiento de crudo en las próximas semanas. Una mayor inyección en el mercado podría generar una baja de precios.
Esta situación es seguida de cerca las empresas que operan en Vaca Muerta porque una baja en el precio puede afectar la rentabilidad de las compañías y en especial de YPF.
El Departamento del Tesoro de Estados Unidos aumentó aún más la presión sobre el sector petrolero de Venezuela al sancionar a cuatro compañías petroleras más y designar cuatro petroleros como “propiedad bloqueada”.
En un comunicado, el secretario del Tesoro, Scott Bessent, prometió “continuar implementando la campaña de presión del presidente Trump sobre el régimen de Maduro”.
El portavoz adjunto del Departamento de Estado, Tommy Piggott, dijo que “las sanciones continúan la campaña de presión del presidente Trump sobre Maduro y sus compinches”.
Las empresas sancionadas son Aries Global Investment Ltd, Corniola Limited, Krape Myrtle Co Ltd y Winky International Limited, registradas en China, Hong Kong y las Islas Marshall, según el comunicado del Tesoro.
Los buques identificados como propiedad bloqueada por el Gobierno de Estados Unidos son los petroleros Della y Valiant (vinculados a Aries Global Investment), Nord Star (vinculado a Corniola y Krape Myrtle) y Rosalind, también conocido como Lunar Tide (vinculado a Winky International).
Con estas medidas, el Tesoro incorporó a estas cuatro empresas y cuatro buques petroleros a la lista de Nacionales Especialmente Designados (SDN) de la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC).
Estos barcos forman parte de la llamada “flota en la sombra” que, según la OFAC, facilita operaciones sancionables y genera ingresos para “operaciones desestabilizadoras” del régimen venezolano.
La medida, que se suma a la campaña de presión de Washington sobre Caracas, implica el bloqueo de todos los bienes de los sancionados en EE.UU. y prohíbe a ciudadanos y entidades estadounidenses realizar cualquier transacción con ellos.
Las tensiones entre Caracas y Washington se intensificaron este mes tras el anuncio por parte del presidente Trump de un “bloqueo total” de buques petroleros sancionados que se trasladen desde y hacia la costa de Venezuela, y la confiscación de dos buques que transportaban crudo venezolano en las últimas semanas.
El Gobierno de Santa Cruz recibió esta semana 50 camionetas provenientes de YPF, como parte de los compromisos incluidos en el Memorándum de Entendimiento firmado entre la provincia y la operadora. Esta entrega constituye uno de los aportes materiales derivados del acuerdo hidrocarburífero de la Cuenca del Golfo San Jorge.
La transferencia de estas unidades forma parte del paquete de bienes, infraestructura y recursos cedidos por YPF, con el objetivo de fortalecer la capacidad operativa del Estado provincial en esta nueva etapa.
Las camionetas serán destinadas a tareas de fiscalización, inspecciones, supervisión de yacimientos, control ambiental y labores logísticas vinculadas al proceso de transición energética y petrolera, como así también para distintos organismos provinciales.
Cabe destacar que, el Memorándum suscripto entre el gobernador Claudio Vidal e YPF, estableció un marco de cooperación inédito, que incluyó un bono resarcitorio y aportes de responsabilidad social empresaria destinados a infraestructura estratégica; la obligación de YPF de relevar y remediar los pasivos ambientales generados tras 80 años de producción convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge, además de la cesión de áreas maduras – ya adjudicadas por la estatal FOMICRUZ- y de bienes asociados, consolidando así un nuevo esquema de administración.
El Gobierno Provincial destacó que este aporte de YPF materializa los primeros resultados del acuerdo, que no sólo redefine la relación entre la provincia y la operadora estatal, sino que también impulsa un modelo productivo más responsable, transparente y con participación directa de Santa Cruz en la gestión de sus recursos.
El Gobierno de Santa Cruz recibió esta semana 50 camionetas provenientes de YPF, como parte de los compromisos incluidos en el Memorándum de Entendimiento firmado entre la provincia y la operadora. Esta entrega constituye uno de los aportes materiales derivados del acuerdo hidrocarburífero de la Cuenca del Golfo San Jorge.
La transferencia de estas unidades forma parte del paquete de bienes, infraestructura y recursos cedidos por YPF, con el objetivo de fortalecer la capacidad operativa del Estado provincial en esta nueva etapa.
Las camionetas serán destinadas a tareas de fiscalización, inspecciones, supervisión de yacimientos, control ambiental y labores logísticas vinculadas al proceso de transición energética y petrolera, como así también para distintos organismos provinciales.
Cabe destacar que, el Memorándum suscripto entre el gobernador Claudio Vidal e YPF, estableció un marco de cooperación inédito, que incluyó un bono resarcitorio y aportes de responsabilidad social empresaria destinados a infraestructura estratégica; la obligación de YPF de relevar y remediar los pasivos ambientales generados tras 80 años de producción convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge, además de la cesión de áreas maduras – ya adjudicadas por la estatal FOMICRUZ- y de bienes asociados, consolidando así un nuevo esquema de administración.
El Gobierno Provincial destacó que este aporte de YPF materializa los primeros resultados del acuerdo, que no sólo redefine la relación entre la provincia y la operadora estatal, sino que también impulsa un modelo productivo más responsable, transparente y con participación directa de Santa Cruz en la gestión de sus recursos.
La Secretaría de Energía estableció los valores mínimos de adquisición del bioetanol y el biodiesel destinados a la mezcla obligatoria con combustibles fósiles que rigen a partir de enero de 2026.
De acuerdo con la Resolución 611/2025 publicada este viernes en el Boletín Oficial, el precio mínimo del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar es de $ 976,457 por litro. En el caso del bioetanol la base de maíz el valor se fijó en $ 894,949 por litro.
Estos montos rigen para las operaciones del mes de enero y se mantendrán hasta la publicación de nuevos valores. El plazo de pago para estos productos no podrá exceder los 30 días corridos desde la facturación.
La normativa permite realizar ajustes excepcionales en estos precios cuando se detecten desfasajes entre los costos de elaboración y los valores resultantes, o si se producen distorsiones en los precios de los combustibles fósiles para el consumidor.
Por otro lado, la Resolución 612/2025 determinó que el precio del biodiesel destinado a la mezcla con gasoil es de $ 1.797.881 por tonelada para enero.
Para este combustible, el plazo de pago es de un máximo de 7 días corridos a partir de la fecha de la factura. La misma resolución restableció el porcentaje obligatorio de mezcla de biodiesel en gasoil en un 7,5% en volumen.
Previamente, este corte se había reducido al 7% para mitigar el impacto del precio del aceite de soja en el costo del combustible en surtidor. Al normalizarse el efecto sobre los insumos, la autoridad de aplicación decidió retomar el porcentaje anterior.
La Secretaría de Energía estableció los valores mínimos de adquisición del bioetanol y el biodiesel destinados a la mezcla obligatoria con combustibles fósiles que rigen a partir de enero de 2026.
De acuerdo con la Resolución 611/2025 publicada este viernes en el Boletín Oficial, el precio mínimo del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar es de $ 976,457 por litro. En el caso del bioetanol la base de maíz el valor se fijó en $ 894,949 por litro.
Estos montos rigen para las operaciones del mes de enero y se mantendrán hasta la publicación de nuevos valores. El plazo de pago para estos productos no podrá exceder los 30 días corridos desde la facturación.
La normativa permite realizar ajustes excepcionales en estos precios cuando se detecten desfasajes entre los costos de elaboración y los valores resultantes, o si se producen distorsiones en los precios de los combustibles fósiles para el consumidor.
Por otro lado, la Resolución 612/2025 determinó que el precio del biodiesel destinado a la mezcla con gasoil es de $ 1.797.881 por tonelada para enero.
Para este combustible, el plazo de pago es de un máximo de 7 días corridos a partir de la fecha de la factura. La misma resolución restableció el porcentaje obligatorio de mezcla de biodiesel en gasoil en un 7,5% en volumen.
Previamente, este corte se había reducido al 7% para mitigar el impacto del precio del aceite de soja en el costo del combustible en surtidor. Al normalizarse el efecto sobre los insumos, la autoridad de aplicación decidió retomar el porcentaje anterior.
El Gobierno nacional anunció este viernes la creación del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), esquema que unifica las subvenciones de jurisdicción nacional y elimina el criterio de segmentación de los usuarios residenciales, dando por concluido el período de transición hacia esta modalidad iniciado en junio de 2024.
La medida oficializada a través del Decreto 943/2025 publicado en el Boletín Oficial de este año, eliminó el esquema anterior de segmentación de subsidios en tres niveles de ingresos (N1, N2, N3) y unificó todos los beneficiarios en una sola categoría de usuarios residenciales que requieren asistencia. Los criterios de inclusión y exclusión para acceder al beneficio quedaron detallados en los Anexos que acompañan la medida, así como también los porcentajes de bonificaciones a otorgar.
En concreto, abarca “al conjunto de los hogares beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, al gas natural, al gas propano indiluido por redes y al gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de 10 kilos”. Y el objetivo, según argumentó el Ejecutivo, es “asegurar a los usuarios residenciales vulnerables el acceso al consumo energético indispensable”.
El Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF) reemplazará al actual Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE), creado en junio de 2022. Pero los usuarios ya inscriptos en anterior registro no deberán reinscribirse, dado que sus datos migrarán al nuevo sistema, y podrán actualizarlos a través de la plataforma Mi Argentina y acceder a revisiones mediante Trámites a Distancia.
Calificarán como beneficiarios del SEF “aquellos hogares con ingresos netos declarados y/o registrados por el grupo familiar en su conjunto inferiores o iguales a un valor equivalente a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un ‘HOGAR 2’, según el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).
Ese criterio, según el Gobierno, no solo permitirá mantener la ayuda a todos los hogares que ya se encontraban en el nivel inferior de ingresos (el llamado ‘Nivel 2’), sino también asistir a la mayoría más vulnerable de los hogares que hasta el presente se encontraban en el denominado ‘Nivel 3’.
Los cambios en los subsidios para el gas
El decreto fijó también bloques de consumo base para la electricidad: 300 kWh en enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre; y 150 kWh en marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre, con posibilidad de valores diferenciales para provincias con mayor temperatura.
Para gas natural, en tanto, mantuvo los volúmenes ya vigentes y los extendió al gas propano por redes. El Gobierno mencionó, sobre este último punto, a unos 50 mil hogares que no tenían acceso al RASE.
Las bonificaciones generales del Anexo II establecen 50% de descuento sobre el consumo base de electricidad y un esquema estacional para gas y propano. En 2026, se aplicará además una bonificación extraordinaria de hasta 25%, decreciente mensualmente desde enero (25%) hasta diciembre (0%), para acompañar la transición.
Para usuarios de garrafas y gas propano, el subsidio se transferirá directamente a través de billeteras virtuales, como Mercado Pago, y comprenderá el equivalente a media garrafa por mes durante todo el año, con una adicional en invierno.
El Gobierno nacional anunció este viernes la creación del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), esquema que unifica las subvenciones de jurisdicción nacional y elimina el criterio de segmentación de los usuarios residenciales, dando por concluido el período de transición hacia esta modalidad iniciado en junio de 2024.
La medida oficializada a través del Decreto 943/2025 publicado en el Boletín Oficial de este año, eliminó el esquema anterior de segmentación de subsidios en tres niveles de ingresos (N1, N2, N3) y unificó todos los beneficiarios en una sola categoría de usuarios residenciales que requieren asistencia. Los criterios de inclusión y exclusión para acceder al beneficio quedaron detallados en los Anexos que acompañan la medida, así como también los porcentajes de bonificaciones a otorgar.
En concreto, abarca “al conjunto de los hogares beneficiarios de subsidios a la energía eléctrica, al gas natural, al gas propano indiluido por redes y al gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de 10 kilos”. Y el objetivo, según argumentó el Ejecutivo, es “asegurar a los usuarios residenciales vulnerables el acceso al consumo energético indispensable”.
El Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF) reemplazará al actual Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE), creado en junio de 2022. Pero los usuarios ya inscriptos en anterior registro no deberán reinscribirse, dado que sus datos migrarán al nuevo sistema, y podrán actualizarlos a través de la plataforma Mi Argentina y acceder a revisiones mediante Trámites a Distancia.
Calificarán como beneficiarios del SEF “aquellos hogares con ingresos netos declarados y/o registrados por el grupo familiar en su conjunto inferiores o iguales a un valor equivalente a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un ‘HOGAR 2’, según el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).
Ese criterio, según el Gobierno, no solo permitirá mantener la ayuda a todos los hogares que ya se encontraban en el nivel inferior de ingresos (el llamado ‘Nivel 2’), sino también asistir a la mayoría más vulnerable de los hogares que hasta el presente se encontraban en el denominado ‘Nivel 3’.
Los cambios en los subsidios para el gas
El decreto fijó también bloques de consumo base para la electricidad: 300 kWh en enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre; y 150 kWh en marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre, con posibilidad de valores diferenciales para provincias con mayor temperatura.
Para gas natural, en tanto, mantuvo los volúmenes ya vigentes y los extendió al gas propano por redes. El Gobierno mencionó, sobre este último punto, a unos 50 mil hogares que no tenían acceso al RASE.
Las bonificaciones generales del Anexo II establecen 50% de descuento sobre el consumo base de electricidad y un esquema estacional para gas y propano. En 2026, se aplicará además una bonificación extraordinaria de hasta 25%, decreciente mensualmente desde enero (25%) hasta diciembre (0%), para acompañar la transición.
Para usuarios de garrafas y gas propano, el subsidio se transferirá directamente a través de billeteras virtuales, como Mercado Pago, y comprenderá el equivalente a media garrafa por mes durante todo el año, con una adicional en invierno.
Como parte de su estrategia de expansión y fortalecimiento de la infraestructura energética en el interior provincial, Hidrocarburos del Neuquén S.A. (HIDENESA) avanza en Varvarco–Invernada Vieja con la cesión de terrenos destinados a la futura construcción de una estación de servicios, un proyecto clave para mejorar el abastecimiento de combustible y acompañar el desarrollo regional del Alto Neuquén.
La iniciativa forma parte de una nueva unidad de negocios impulsada por HIDENESA, orientada a ampliar su presencia territorial y a garantizar servicios energéticos en localidades donde la inversión privada resulta limitada. La estación proyectada contará con bandera YPF y permitirá reducir de manera significativa las distancias de aprovisionamiento para las comunidades de la región.
Desde la empresa se informó que se viene trabajando en el desarrollo del proyecto ejecutivo, que prevé una construcción de carácter híbrido —con tanques soterrados y una estructura modular en superficie—, en línea con criterios de eficiencia operativa y seguridad, como paso previo a las instancias administrativas y constructivas correspondientes.
El proyecto comenzó a delinearse tras el aniversario de la localidad, celebrado en noviembre pasado, y se integra a un esquema más amplio de obras de infraestructura que se desarrollan en el norte neuquino, junto a iniciativas vinculadas a vivienda, rutas y servicios esenciales, consolidando un corredor de servicios energéticos que acompaña el crecimiento productivo, turístico y social de la región.
Al respecto, el presidente de HIDENESA, Raúl Tojo, destacó que “este proyecto refleja el rol que cumple HIDENESA como herramienta del Estado provincial para garantizar servicios energéticos donde el mercado no llega por sí solo. Avanzamos con una mirada estratégica, que pone en el centro a las comunidades del interior y acompaña su desarrollo productivo, turístico y social”.
Con este tipo de iniciativas, HIDENESA consolida su rol como empresa energética del Estado neuquino, fortaleciendo su presencia en zonas estratégicas y acompañando el desarrollo equilibrado del territorio provincial.
Como parte de su estrategia de expansión y fortalecimiento de la infraestructura energética en el interior provincial, Hidrocarburos del Neuquén S.A. (HIDENESA) avanza en Varvarco–Invernada Vieja con la cesión de terrenos destinados a la futura construcción de una estación de servicios, un proyecto clave para mejorar el abastecimiento de combustible y acompañar el desarrollo regional del Alto Neuquén.
La iniciativa forma parte de una nueva unidad de negocios impulsada por HIDENESA, orientada a ampliar su presencia territorial y a garantizar servicios energéticos en localidades donde la inversión privada resulta limitada. La estación proyectada contará con bandera YPF y permitirá reducir de manera significativa las distancias de aprovisionamiento para las comunidades de la región.
Desde la empresa se informó que se viene trabajando en el desarrollo del proyecto ejecutivo, que prevé una construcción de carácter híbrido —con tanques soterrados y una estructura modular en superficie—, en línea con criterios de eficiencia operativa y seguridad, como paso previo a las instancias administrativas y constructivas correspondientes.
El proyecto comenzó a delinearse tras el aniversario de la localidad, celebrado en noviembre pasado, y se integra a un esquema más amplio de obras de infraestructura que se desarrollan en el norte neuquino, junto a iniciativas vinculadas a vivienda, rutas y servicios esenciales, consolidando un corredor de servicios energéticos que acompaña el crecimiento productivo, turístico y social de la región.
Al respecto, el presidente de HIDENESA, Raúl Tojo, destacó que “este proyecto refleja el rol que cumple HIDENESA como herramienta del Estado provincial para garantizar servicios energéticos donde el mercado no llega por sí solo. Avanzamos con una mirada estratégica, que pone en el centro a las comunidades del interior y acompaña su desarrollo productivo, turístico y social”.
Con este tipo de iniciativas, HIDENESA consolida su rol como empresa energética del Estado neuquino, fortaleciendo su presencia en zonas estratégicas y acompañando el desarrollo equilibrado del territorio provincial.
Enersa firmó convenios con establecimientos hoteleros y complejos termales de Entre Ríos, en articulación con la Secretaría de Turismo de la Provincia, para la instalación de cargadores eléctricos destinados a vehículos. La iniciativa apunta a acompañar el crecimiento de la movilidad sustentable y a fortalecer la infraestructura turística entrerriana en puntos estratégicos del territorio.
El presidente de Enersa, Uriel Brupbacher, señaló que el desarrollo del mercado de los autos eléctricos en el país fue uno de los principales factores que impulsó el programa. “El crecimiento de los vehículos eléctricos es una realidad y nos pareció importante promover esta iniciativa a través de lugares donde se recibe gente que viene por turismo o está de paso por la Provincia”, expresó.
La selección de los establecimientos se realizó a partir de una convocatoria impulsada por la Secretaría de Turismo. En esta primera etapa, se eligieron nueve hoteles y complejos termales, con la intención de continuar ampliando el alcance del programa. “Estos son los primeros puntos, pero la idea es seguir intensificándolo y desarrollándolo”, indicó Brupbacher.
La red de carga se incorporó inicialmente en el Hotel Sol de Victoria, el Hotel Hathor de Concordia, el Hotel Howard Johnson de Paraná, las Termas de Concepción del Uruguay y las Termas de Gualeguaychú, todos ubicados en localidades clave del corredor turístico provincial. Además, se prevé sumar nuevos espacios, como el hotel Arena Resort de Federación, entre otros.
En ese marco, Brupbacher destacó que el crecimiento del parque automotor eléctrico en la región, especialmente en países vecinos como Uruguay, también fue tenido en cuenta. “Hay una importante afluencia de autos eléctricos, y eso nos permite hacer más atractiva nuestra Provincia a la hora de captar turistas extranjeros”, señaló.
La iniciativa se inscribe, además, en el proceso de incorporación de energías limpias que la Empresa viene desarrollando en Entre Ríos. “Fuimos estabilizando nuestras líneas con los parques solares en Sauce Pinto y en el autódromo de Paraná, y vamos a sumar nuevos proyectos en Aldea Brasilera y en Arroyo Barú”, explicó el presidente de Enersa.
En relación con el impacto en el sector turístico, destacó que la instalación de cargadores eléctricos representa una ventaja competitiva para hoteles y complejos termales. “Que una persona pueda cargar su vehículo mientras desayuna, almuerza, cena o pasa la noche en un hotel genera una diferencia respecto de otras zonas”, afirmó.
Las primeras localidades alcanzadas por el plan fueron Paraná, Concepción del Uruguay, Gualeguaychú y Colón, aunque el objetivo es ampliar la cobertura. “Queremos llegar a la mayor cantidad de localidades y hoteles posibles”, aseguró.
El programa continuará expandiéndose con nuevas instalaciones previstas durante el transcurso de 2026, reafirmando el compromiso de Enersa con el desarrollo energético sustentable y el crecimiento turístico de Entre Ríos.
Después de una jornada de calor intenso, un corte masivo dejó sin servicio a miles de usuarios de Edesur en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La interrupción se registró pasadas las 22 del martes, cuando la demanda energética alcanzó niveles críticos y la temperatura seguía por encima de los 30°C.
Varias horas después, Edesur emitió un comunicado para explicar el origen del apagón. “Una falla en la Subestación Bosques generó una afectación que alcanza a diferentes subestaciones de Capital Federal y el Conurbano”, informaron.
INFORMACIÓN IMPORTANTE‼️
Una falla en la Subestación Bosques generó una afectación que alcanza a diferentes subestaciones de Capital Federal y el Conurbano.
Nuestros equipos técnicos ya se encuentran trabajando en la zona.
A través de su cuenta oficial en X (antes Twitter), la empresa aseguró que los equipos técnicos ya estaban trabajando en la zona y, aunque no precisaron un horario para la normalización total, señalaron que “el suministro será restablecido en etapas”.
A las 4 de la mañana, el servicio recién volvía para el 50% de la población afectada. Mientras que cerca de las 4:30, la distribuidora informó que “más del 96% de los clientes afectados” había recuperado el servicio, aunque todavía continuaban los trabajos para restablecer la totalidad del suministro. “Edesur agradece al personal que trabajó toda la madrugada para restituir el suministro en tiempo récord y pide disculpas a los clientes por las molestias ocasionadas”, finalizó el comunicado a través de X.
EVENTO SUBESTACIÓN BOSQUES ‼️
Edesur informa que a las 4.26 am el 96% de los clientes afectados cuenta con suministro. pic.twitter.com/vTA8lOvfby
En las horas siguientes, las cifras comenzaron a reordenarse. Mientras el reporte oficial todavía mostraba 952.036 usuarios afectados, dato que incluía distintos niveles de interrupciones y tiempos de actualización, el registro se fue corrigiendo con el correr de la madrugada. Hacia las 5 de la mañana, el total de hogares sin suministro quedó finalmente en 35.784, y la empresa anticipó que en la mayoría de las zonas el servicio terminaría de normalizarse antes de las 10.
Actualmente, según el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), hay 19.563 usuarios sin suministro eléctrico, por lo que la gran mayoría ya recuperó total o parcialmente el servicio.
El corte alcanzó con fuerza a zonas porteñas como Recoleta, Monserrat, Villa del Parque y Villa Crespo, uno de los barrios más golpeados por la interrupción del suministro, además de distritos del sur del Gran Buenos Aires, en una noche sofocante y sin alivio térmico.
El Gobierno nacional aumentó el impuesto a los combustibles líquidos y dióxido de carbono para enero, lo que impactará en los valores de la nafta y el gasoil. La medida fue oficializada este miércoles el Boletín Oficial, a través del Decreto 929/2025.
A partir del primer día del próximo año, las empresas productoras, importadoras y comercializadoras de combustibles deberán aplicar los nuevos montos para la liquidación de los impuestos.
De esta manera, el Ejecutivo estableció que para las naftas se aplicará una suba de $17,291 en el impuesto sobre los combustibles líquidos y de $1,059 por litro en el impuesto al dióxido de carbono.
En el caso del gasoil, el aumento será de $14,390 por litro para el gravamen general, $7,792 para la alícuota diferencial que rige en regiones como la Patagonia y zonas específicas del interior del país, y $1,640 por litro por el gravamen al CO.
Desde el Gobierno justificaron en el documento que la suba resulta necesaria para “continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible”. El aumento se da en el marco de una serie de actualizaciones mensuales que se realizan desde 2024.
Desde 2018, el impuesto sobre los combustibles líquidos y el impuesto al dióxido de carbono se actualizan cada tres meses siguiendo la evolución de la inflación, pero distintas administraciones resolvieron posponer su aplicación para contener el impacto en los precios de venta al público.
El impuesto al dióxido de carbono grava específicamente la emisión de gases contaminantes generados por el uso de combustibles fósiles y se cobra como un monto fijo por litro, sumándose al impuesto principal de los combustibles líquidos. Aunque representa un porcentaje menor de la carga impositiva, se actualiza de forma automática junto con el resto de los tributos para mantener su valor real en términos fiscales y ambientales.
A finales de noviembre, el Gobierno prorrogó un nuevo aumento de impuestos a los combustibles y ordenó que la suba de los tributos que quedó pendiente de 2024, sumada a las actualizaciones que correspondían a los primeros tres trimestres de 2025, recién se aplicará a partir del 1° de enero de 2026 para la nafta súper, virgen y el gasoil.
Por los incrementos de precios, la venta de combustibles al público nuevamente mostró en noviembre de 2025 una caída interanual, del 6,5%.
La baja fue muy pronunciada en el caso del gasoil, que se preciító 18,6%, según datos de Surtidores.com. Se trata del combustible que utiliza para operarel mundo productivo.
En promedio, se comercializaron 1.376.311 m³, frente a 1.472.085,27 m³ del mismo mes de 2024, lo que representa un 6,51 por ciento menos. En relación a octubre de 2025, la demanda bajó 1,67 por ciento, teniendo en cuenta que octubre tuvo 31 días y noviembre 30.
Los combustibles Premium se mantuvieron estables: la nafta Premium aumentó 1,08 por ciento interanual y el gasoil Grado 3, 0,5 por ciento. La nafta súper cayó 3,42 por ciento, mientras que el diésel Grado 2 lo hizo en un 18,63 por ciento, reflejando una menor demanda del sector productivo.
De las 24 provincias relevadas, solo Formosa vio crecer la demanda en el último año un 1,1 por ciento. Entre las que más retrocedieron se destacan Jujuy (-11,31%); Santa Cruz (-12,22%) y Córdoba (-13,72%). Con excepción de Gulf (+14,61%) todas las compañías vieron una caída en sus ventas respecto a noviembre del 2024.
El Gobierno nacional confirmó los cuadros tarifarios de luz que empezarán a regir en enero, con un aumento del 2,31% para Edenor y 2,24% para Edesur, en pleno apagón del servicio en gran parte del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
El incremento en el Costo Propio de Distribución (CPD) que las empresas trasladarán a los usuarios en el primer mes del 2026 se formalizó mediante las Resoluciones 841 y 842/2025, publicadas este miércoles en el Boletín Oficial.
En las normativas, se explicó que el ajuste surgió de la aplicación mensual de la fórmula de indexación prevista en el artículo 17 de la Resolución ENRE 304/2025, en base a la premisa de garantizar que la remuneración de la distribuidora conserve su valor real en cinco años.
Al respecto, se detalló que “el objetivo del mecanismo de actualización establecido es que el valor de la remuneración que percibe la distribuidora se mantenga durante todo el período tarifario de cinco años en términos reales”.
Para calcular la actualización, se toman las variaciones del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC), publicados por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), que en noviembre fueron del 1,59% y 2,47%, respectivamente.
La fórmula de ajuste pondera en un 67 % el IPIM y en un 33 % el IPC, resultando así un aumento del 1,88 % en el CPD de la distribuidora antes de la actualización completa. Al incorporar el costo total, en enero el CPD de Edenor sube 2,31% respecto a diciembre y el de Edesur trepa 2,24% en relación al valor del mes previo.
Los textos oficiales destacaron que “que para el consumo base (y, en su caso, para el consumo excedente) de los usuarios Residenciales Nivel 2 y Nivel 3 se aplicarán las bonificaciones establecidas al valor del precio mayorista de la Energía correspondiente a los usuarios Residenciales Nivel 1, o las que se establezcan en el futuro, por la Secretaría de Energía”.
Con el comienzo del 2026, se pondrán en marcha el nuevo esquema de subsidios denominado Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que establece un tope de ingresos equivalente a 3 canastas básicas totales. Aquellos hogares en los que la suma de los ingresos de todos sus integrantes supere el monto del tope, dejarán de recibir subsidios, si aún contaban con el beneficio.
La suba de las facturas de electricidad se suman a las actualizaciones del gas y el agua, que también fueron comunicadas formalmente en esta última semana del año.
El Parque Solar San Rafael comenzó a operar de manera anticipada con la entrada en servicio de 140 MW, sobre un total de 180 MW de capacidad instalada, consolidándose como uno de los desarrollos solares más relevantes de la provincia.
El proyecto, construido por Genneia, representa una inversión de 180 millones de dólares y refuerza el rol estratégico de Mendoza en el desarrollo de infraestructura energética eficiente y sostenible.
Ubicado en el departamento de San Rafael, el parque cuenta con aproximadamente 400.000 paneles solares y se integra al sistema a través del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER), abasteciendo a clientes privados con energía limpia y competitiva.
Su generación equivale al consumo eléctrico de alrededor de 135.000 hogares y contribuye de manera significativa a la diversificación de la matriz energética provincial.
“Este proyecto expresa con claridad el rumbo que viene consolidando Mendoza en materia energética: inversiones concretas, infraestructura moderna y desarrollo sostenible. La puesta en operación anticipada del Parque Solar San Rafael confirma que la provincia ofrece previsibilidad y condiciones técnicas para el crecimiento de las energías renovables”, dijo la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.
Por su parte, Bernardo Andrews, director ejecutivo de Genneia, destacó que “la puesta en marcha del Parque Solar San Rafael representa un paso fundamental en nuestra estrategia de crecimiento. Este proyecto demuestra que es posible desarrollar infraestructura energética de gran escala, con impacto positivo en el ambiente y en las economías regionales, acompañando la demanda creciente de energía competitiva de la industria argentina”.
El Parque Solar San Rafael es el tercer desarrollo solar de Genneia en Mendoza y se emplaza en un predio de aproximadamente 500 hectáreas. Durante su etapa de construcción, la obra generó empleo para más de 300 trabajadores, con impacto directo en la economía local y en la cadena de proveedores regionales.
Expansión solar en Mendoza
Con estos avances, Mendoza se consolida como la provincia con mayor número de proyectos solares privados del país, como resultado de una planificación estatal sostenida, un diseño técnico coordinado desde Emesa y un clima de negocios estable que permitió atraer inversiones de gran escala.
Entre los principales desarrollos se destaca el Parque Solar Anchoris, también de Genneia, con 180 MW de potencia instalada, una inversión de USD 160 millones, más de 360.000 paneles bifaciales, capacidad para abastecer a 125.000 hogares, una reducción estimada de 220.000 toneladas de CO₂ anuales y más de 350 trabajadores involucrados durante su construcción. A ello se suma el Parque Solar Aconcagua, ubicado en Luján de Cuyo y desarrollado por Tango Energy en conjunto con Emesa, con 90 MW totales, que inició su operación inyectando 25 MW a la red eléctrica.
En el Sur provincial, el Parque Solar Malargüe, con capacidad instalada de 90 mw. En paralelo, el proyecto El Quemado, impulsado por YPF Luz junto a EMESA, prevé una capacidad de 305 MW, posicionándose como uno de los desarrollos fotovoltaicos más grandes del país.
En el esquema de generación distribuida y cooperativa, se incorporó Coperote I, proyecto de la Federación de Cooperativas Eléctricas del Nuevo Cuyo, equipado con 5.832 paneles fotovoltaicos de última tecnología, que aporta capacidad adicional al sistema y refuerza el proceso de transición energética provincial.
En conjunto, estos desarrollos permiten proyectar que Mendoza alcanzará hacia 2026 unos 700 MW solares instalados, con más de 1.000 MW adicionales en cartera, consolidando a la provincia como referente nacional en transición energética.
Desde el próximo 5 de enero, las familias de Villa La Angostura podrán comenzar a conectarse a la red de gas natural. Así lo confirmó el gobernador Rolando Figueroa durante una visita a la localidad cordillerana donde realizó anuncios de obras.
Se trata de una gestión política sostenida del gobierno neuquino ante los organismos nacionales que logró avanzar sobre una deuda estructural, que condice con el atraso que recibió en todo el territorio. Asimismo, el mandatario adelantó el círculo virtuoso que significará a largo plazo, traer el gas de Vaca Muerta a la cordillera.
Durante su visita, el gobernador puso en contexto el alcance de la medida y la vinculó a una estrategia más amplia de ordenamiento del Estado y corrección de desigualdades territoriales. “Arrancamos con un pueblo sin gas, porque no se podían conseguir habilitaciones, sin cloacas en todos los lugares, sin electricidad, sin estar interconectados a la red”, señaló.
“Por eso, a través del BPN, financiamos a CAMUZZI para que puedan activar el gasoducto cordillerano y el 5 de enero ya se comienzan a generar las habilitaciones para conectarse al gas”, detalló. “Hace por lo menos cinco años que no se conseguía una habilitación en la red. Ya es un cambio”, celebró.
Tras repasar el logro de reducir la deuda pública durante sus dos primeros años de gobierno, el gobernador recordó que decidió avanzar sobre las asimetrías históricas que dejaban fuera del reparto a varias regiones. “La presencia del Estado es importante y nosotros diseñamos una forma de vida y esa forma de vida tiene que llegar a todos los lugares”, remarcó.
“Todo lo que se producía en Vaca Muerta no lo veíamos presente en ningún punto de la provincia”, recordó y justificó la decisión de priorizar obras como rutas, escuelas y el acceso a los servicios básicos.
El mandatario defendió los Pactos de Gobernanza impulsados con los municipios, que permitieron además, sostener la obra pública, frente al abandono del financiamiento nacional.
Finalmente, Figueroa se refirió al proyecto del Gasoducto que permitirá conectar el sur de la provincia con el gas de Vaca Muerta. La obra, prevista para iniciar en 2028, permitirá indirectamente, fortalecer las regalías provinciales y consolidar un esquema de desarrollo que impacte en los neuquinos.
“Las empresas facturan el gas, nosotros cobramos más regalías, podemos hacer más obra, etcétera. Si el gas lo cobran otras provincias, no es un círculo virtuoso con nosotros, por eso es importante también conectarnos con Vaca Muerta”, completó.
Venezuela comenzó a cerrar pozos en una región que alberga las mayores reservas de petróleo del mundo, frente a un bloqueo de la administración de Estados Unidos destinado a asfixiar financieramente al país.
Petróleos de Venezuela SA empezó a cerrar pozos en la Faja del Orinoco el 28 de diciembre, después de que la estatal se quedara sin espacio de almacenamiento y los inventarios se dispararan, según dos personas familiarizadas con el tema que pidieron no ser identificadas por tratarse de asuntos internos.
Según replicó la agencia Bloomberg, PDVSA apunta a reducir la producción de la Faja del Orinoco en al menos 25%, hasta 500.000 barriles diarios, dijeron las fuentes. La disminución representa un recorte de 15% sobre la producción total de Venezuela, que ronda los 1,1 millones de barriles por día.
La decisión supone un golpe de realidad para el presidente venezolano Nicolás Maduro, quien a lo largo del bloqueo intentó mantener las exportaciones que son el núcleo de la economía del país sudamericano. El cierre de pozos es considerado un último recurso debido a los desafíos operativos y a los altos costos que implica volver a ponerlos en marcha, según una de las personas.
Mediante una política pública impulsada y coordinada por la Secretaría de Energía y Ambiente, la provincia de Río Negro concretó la emisión del primer lote de Etiquetas de Eficiencia Energética para Viviendas que completaron el proceso de auditoría correspondiente.
Las etiquetas fueron entregadas a la Agencia de Recaudación Tributaria (ART), organismo que continuará con las gestiones administrativas necesarias para la aplicación de la bonificación, según la letra asignada a cada vivienda.
En esta primera emisión fueron etiquetadas 8 viviendas ubicadas en: General Roca, Fernández Oro, San Carlos de Bariloche, Dina Huapi y Viedma.
Las calificaciones obtenidas se distribuyen en las letras B, C, D, E y F, con predominio de la letra C (3 de las 8 viviendas).
Una prueba piloto con auditoría externa
Desde el equipo técnico provincial indicaron que este avance se enmarca en una prueba piloto financiada por la Secretaría de Energía y Ambiente, orientada a impulsar la eficiencia energética y el uso responsable de la energía en el sector residencial.
Además, se informó que este primer lote forma parte de un grupo de 30 viviendas cuyas etiquetas están siendo analizadas por un auditor externo, tal como establece la normativa nacional.
La etiqueta de eficiencia energética permite conocer el desempeño energético de una vivienda, identificar oportunidades de mejora y acompañar decisiones que impactan en el confort del hogar y el consumo, con beneficios asociados a la política de bonificación según la categoría obtenida.
La producción sostenida de Vaca Muerta volvió a posicionar a Neuquén como uno de los actores claves del comercio exterior argentino, con fuerte impacto en el superávit comercial y una creciente proyección internacional. En este contexto, la estrategia de potenciar el desarrollo y la apertura de nuevos mercados es clave.
De acuerdo con datos recientes, la formación no convencional fue determinante para que la Argentina alcance exportaciones energéticas récord, con un aporte estimado en más de 7.000 millones de dólares al superávit comercial.
Los indicadores de noviembre de 2025 confirman la solidez de la producción neuquina que en petróleo alcanzó los 590.339 barriles diarios, con una suba del 0,54 % respecto de octubre y un crecimiento interanual del 28,64 %.
En el acumulado de enero a noviembre, el incremento fue del 24,29 % en comparación con el mismo período de 2024. El petróleo no convencional explicó el 96,97 % del total, con 572.423 barriles diarios, lo que confirma el peso estructural de este segmento dentro de la matriz hidrocarburífera neuquina.
Se sostuvo gracias al aporte de áreas estratégicas como Loma Campana, La Angostura Sur II, Bajo del Choique–La Invernada, Bajada del Palo Este y Bandurria Sur, que mantuvieron niveles estables de producción y garantizaron la previsibilidad operativa.
En cuanto al gas natural, durante noviembre se produjeron 81,22 millones de metros cúbicos diarios. Si bien se registró una leve baja mensual del 1,73 %, el acumulado anual muestra una variación positiva del 1,05 % interanual. El gas no convencional representó el 90,04 % del total, con predominio del shale gas, que aportó 63,97 millones de metros cúbicos diarios.
Nuevos mercados
En este escenario, el gobernador Rolando Figueroa viene desarrollando una agenda activa de gestión y vinculación internacional orientada a posicionar el producto Vaca Muerta en nuevos mercados, fortalecer la competitividad de la industria y ampliar el horizonte exportador de Neuquén.
Figueroa participó meses atrás de la firma de un proyecto clave de exportación de GNL junto a YPF y la empresa ENI, para avanzar sobre una primera etapa de 30 millones de toneladas de gas que a futuro -según reconoció el propio CEO de YPF, Horacio Marí- podrá significar para la Argentina 300 mil millones de dólares de exportaciones, aproximadamente la mitad de lo que exportó el campo en los últimos 20 años y permitirá generar 50 mil puestos de trabajo directos e indirectos hasta 2030.
Las gestiones para colocar los productos no son nuevas, se fueron replicando en Estados Unidos, Chile, Paraguay, Uruguay con principal eco en Brasil. En octubre pasado el gobernador viajó a la Offshore Technology Conference (OTC), para avanzar en un acuerdo energético con el consorcio GASBRA SA, con la idea de impulsar la exportación de gas al sector industrial.
El rol de Figueroa fue clave para avanzar en la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream no convencional del petróleo y gas natural al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que buscan promover mayor producción, empleo, y crecimiento. La medida contribuirá significativamente al superávit de la balanza energética, garantizará mayor recaudación fiscal nacional y provincial y fortalecerá la integración energética regional.
La estabilidad productiva, sumada a la planificación y la articulación con el sector privado y el Estado nacional, permiten a la producción neuquina proyectar un cierre de año con previsibilidad y un 2026 con mayores oportunidades.
El Gobierno definió los nuevos cuadros tarifarios con incrementos para el servicio de gas natural de Metrogas y de las distintas empresas proveedoras de todo el país, que comenzará a regir a partir del 1° de enero de 2026.
La medida se implementó a través de la Resolución 1009/2025 del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), publicada este martes en el Boletín Oficial con la firma de su interventor, Carlos Casares.
En el caso de Metrogas S.A., la Resolución 1009/2025 habilitó los incrementos detallados en el anexo que acompaña la norma, donde se especifican los cargos por categoría y zona. Para la categoría R1 (usuarios residenciales de menor consumo) el valor aprobado fue de $3.514,29 para la Ciudad de Buenos Aires, mientras que en territorio bonaerense la tarifa quedó fijada en $4.058,43.
En el otro extremo del cuadro residencial, la categoría R4 (correspondiente a los usuarios de mayor consumo) pasó a tener un cargo de $83.960,03 en la Capital Federal y de $45.627,20 en la provincia de Buenos Aires, según dispuso el organismo.
De manera similar, la Resolución 1012/2025 estableció los nuevos ajustes tarifarios para Naturgy BAN S.A., incluidos en el anexo de la normativa, junto con una versión actualizada de las condiciones tarifarias. De acuerdo con lo aprobado, la categoría R1 en la zona norte del Gran Buenos Aires quedó en $2.876,99, mientras que la R4 ascendió a $30.807,68.
Aumentos de gas: qué pasa con las tarifas de usuarios R2 y R3
Los cuadros también contemplan a los usuarios R2, de consumo intermedio, organizados en subcategorías según rangos de uso, y a los R3, que agrupan a los residenciales de mayor demanda, igualmente divididos en segmentos.
En ambos casos, las resoluciones aclaran que las tarifas incluyen el precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) y que se mantienen las bonificaciones para los usuarios de los niveles 2 y 3, de acuerdo con el esquema de segmentación de subsidios.
“Las bonificaciones se aplicarán sobre el precio mayorista de la energía, según lo establecido por la Secretaría de Energía”, subrayan los textos oficiales. Además, se señala que corresponde emitir nuevos cuadros tarifarios que contemplen los precios actualizados del gas en PIST, el siguiente escalón de la RQT y la actualización prevista en las reglas básicas de la licencia.
El Gobierno nacional publicó este lunes una serie de resoluciones que resultan el primer paso para la determinación de los aumentos de tarifas energéticas para enero de 2026 que, como mínimo, seguirán el sendero de la inflación y responde al nuevo criterio de asignación de subsidios.
La Secretaría de Energía emitió nueve resoluciones donde fijó las pautas para los precios desde el 1º de enero. Los diferentes cuadros tarifarios serán publicados en las próximas horas por los entes reguladores.
Entre las resoluciones se destaca la 605/2025 que determinó un aumento del Precio de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) del gas natural que provocará un incremento en las facturas de 0,53% para el mes próximo. Luego resta sumar los aumentos para los sistemas de transporte y distribución.
“El ministerio de Economía instruyó a esta Secretaría a continuar para el mes de enero de 2026 con el sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, en un contexto de notoria desaceleración inflacionaria verificada a la fecha, y con el objetivo de mantener dichos precios y tarifas en valores reales lo más constantes posibles”, se señala en los considerandos de la norma.
Por otro lado, la Resolución 606/2025 definió adecuaciones al Plas Gas A. En ese sentido, los productores que adhieran recibirán compensaciones del Estado por los volúmenes entregados.
Asimismo, la Resolución 602/2025 definió que a partir del 1° de diciembre de 2025, se establece un nuevo precio spot de $14.381/MWh en el Mercado Eléctrico Mayorista, que impacta en las tarifas eléctricas.
Por otro lado, la Resolución 604/2025 establece nuevos precios de referencia para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para el período 1º de enero – 1º de abril de 2026.
La norma establece que se aplicarán bonificaciones para usuarios residenciales de niveles 2 y 3, alineadas con las tarifas de los usuarios de nivel 1.
Transener, la principal transportista de energía eléctrica en alta tensión de la Argentina, será privatizada por el Gobierno de Javier Milei, lo cual fue rechazado de plano por ex trabajadores de la empresa, al considerar que constituye un “activo estratégico” para la Argentina.
Según trascendió, se estima que la empresa vale unos US$200 millones que permitirían engrosar las arcas del Tesoro.
Transener fue creada con los activos de las estatales SEGBA (Servicios eléctricos del Gran Buenos Aires), Agua y Energía Eléctrica (AyEE) e Hidronor, empresas estratégicas del Estado que, según los ex operarios, “fueron desguazadas y privatizadas durante la década de 1990 mediante las leyes de privatización del menemismo 23.696 y 24.065”, de acuerdo con un comunicado que dieron a conocer en las últimas horas.
Este proceso, entregó el control de sectores estratégicos a intereses privados, “generando un daño económico y social profundo que persiste hasta hoy”, según advirtieron Jorge Galati y Fernando Cardozo, ex empleados de SEGBA.
Además,alertaron que el Estado argentino “mantiene una deuda histórica con los trabajadores de estas empresas privatizadas por el incumplimiento del Programa de Propiedad Participada (PPP), que debía garantizar una participación accionaria en favor de los empleados”.
“En lugar de avanzar en la reparación de esta deuda, el actual gobierno pretende desprenderse de los últimos activos estratégicos que pertenecen al patrimonio nacional”, señalaron.
En tanto, dijeron que Transener es “una empresa altamente rentable, generadora de ingresos para el FGS y para el Estado Nacional. La resolución para la venta de sus acciones, anunciada por el gobierno nacional en vísperas de Navidad, no se justifica desde el punto de vista financiero ni patrimonial”.
Luego, explicaron que “desprenderse de estas acciones significa renunciar al control sobre una infraestructura crítica para el desarrollo del país y por consiguiente la pérdida de soberanía nacional sobre decisiones estratégicas”.
“Protejamos el Patrimonio Nacional; no repitamos la estafa de los ’90”, señaló en un comunicado el Colectivo de ex trabajadores y trabajadoras de SEGBA.
Durante el año 2025, los precios de los combustibles en Argentina acumularon un incremento superior al 40%, un porcentaje que superó ampliamente la inflación anual estimada en torno al 30%. Esta suba obedeció a una combinación de factores tanto locales como internacionales, entre ellos la evolución del tipo de cambio, el aumento de impuestos y el alza en los costos de los biocombustibles.
Un informe de Montamat & Asociados detalla que “en los surtidores los precios acumularon un incremento mayor al 40% durante el año 2025, superando la inflación acumulada, aunque también esto estuvo influenciado por la volatilidad del mercado”.
La política de ajuste de precios según la demanda, la ubicación geográfica y el horario se mantuvo vigente, especialmente en la red de estaciones de servicio de YPF, lo que generó variaciones semanales e incluso diarias en los valores al público. En diciembre, el ajuste mensual a nivel nacional superó el 4%.
El mismo reporte señala que los aumentos buscaban compensar distintas subas de costos: tipo de cambio (+41%), biodiesel (+67%), bioetanol (+37%) e impuestos a los combustibles (+52%), resultando en incrementos por encima de la inflación oficial del 31%.
Tras estas subas, los precios de los combustibles quedaron levemente por encima de sus paridades de importación. En diciembre, la nafta grado 2, correspondiente a productos premium, se ubicó en promedio un 9% por encima de su paridad nacional, mientras que el gasoil se mantuvo casi en paridad, con un precio apenas superior en menos del 1%.
Este contexto llevó a YPF a anunciar una reducción del 2% en los precios de combustibles. Horacio Marín, presidente y CEO de la petrolera, explicó que la estrategia consiste en aplicar ajustes graduales: “Todos los días un poquito, no en todos los lados iguales”. La empresa aclaró que las modificaciones no responden solo a la cotización internacional del petróleo, sino también a la evolución del tipo de cambio, los impuestos y los precios regulados de los biocombustibles.
Al analizar la suba de diciembre, Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy, señaló que los precios de los combustibles habían quedado rezagados frente a la devaluación acumulada desde julio y que probablemente las empresas postergaron los aumentos hasta luego del proceso electoral.
Por su parte, Juan José Carbajales, titular de la consultora Paspartú, destacó que el precio de los combustibles depende de cuatro factores principales: la baja del petróleo que actuó como ancla (el Brent cayó cerca de 10 dólares por barril), la mayor devaluación tras el cambio al esquema de bandas cambiarias, la liberación de impuestos congelados y el aumento en el costo de los biocombustibles. El resultado fue un alza por encima de la inflación y precios más altos medidos en dólares.
De cara a 2026, Montamat & Asociados advirtió que la caída del precio internacional del crudo por debajo de los 64 dólares por barril en el último trimestre de 2025 tiene dos efectos para Argentina: por un lado, reduce presiones sobre los precios locales y favorece la convergencia con referencias internacionales; pero por otro, una expectativa de precios por debajo de 55 dólares en 2026 podría afectar la viabilidad de proyectos con mayores costos, como los yacimientos marginales.
Para mantener el perfil exportador y el desarrollo intensivo, la consultora destacó la necesidad de reducir costos, innovar y aumentar la productividad para sostener la competitividad. En este marco, los analistas coinciden en que el orden macroeconómico es clave: una inflación en descenso y estabilidad sostenida favorecerán la reducción del riesgo país, facilitarán el acceso al financiamiento y abaratarán su costo.
Además, las reformas estructurales que se debatan en el Congreso en materia laboral, impositiva y previsional serán decisivas para la competitividad del desarrollo de Vaca Muerta y del sector energético en general.
En medio del calor extremo y de los cortes de luz en varios hogares del país por el alto consumo de energía, el Gobierno dio un paso para avanzar con el Plan Nacional de Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, al habilitar la ejecución de obras prioritarias mediante el régimen de concesión de obra, con participación de inversión privada.
Así lo estableció este lunes en el Decreto 921/2025, que tiene como objetivo mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver cuellos de botella estructurales que limitan el transporte de energía desde los centros de generación hacia los centros de consumo.
La decisión había sido comunicada a fines de mayo por el vocero presidencial, Manuel Adorni, quien dijo que la inversión de US$6600 millones sería para financiar 17 obras “prioritarias”, las cuales serán concesionadas a empresas privadas. El plan incluye la incorporación de 5610 nuevos kilómetros de líneas de transporte eléctrico.
El decreto establece que las obras de ampliación del transporte eléctrico definidas como prioritarias se llevarán adelante mediante licitaciones públicas nacionales e internacionales, bajo el marco de la Ley de Concesión de Obra. Este esquema permite que el sector privado construya, opere y mantenga la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales directos, garantizando previsibilidad jurídica y sostenibilidad económica.
Asimismo, la norma delega en la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación la ejecución del proceso licitatorio, incluyendo la aprobación de pliegos, la convocatoria, la evaluación de ofertas y la adjudicación de los contratos, mientras que el Ministerio de Economía actuará como autoridad de aplicación y control.
Con esta medida, el Gobierno dijo que avanzará en la normalización del sector eléctrico, creando las condiciones para destrabar inversiones largamente postergadas y fortaleciendo un sistema de transporte que es clave para la seguridad energética, el desarrollo productivo y la reducción de restricciones que afectan a usuarios, industrias y regiones del país.
Muchos de esos trabajos, se informó en su momento, impactarán en la provincia de Buenos Aires. Tal es el caso del proyecto AMBA I + STATCOM Ezeiza, el AMBA II + STATCOM Rodríguez, la línea 500 kV Vivoratá – Plomer, la línea 500 kV Plomer – O´Higgins y la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca.
El gobierno de Israel, a través de su canciller Gideon Sa’ar, se pronunció para despegarse de las operaciones de la empresa israelí Navitas Petroleum en el yacimiento marítimo de las Islas Malvinas, que había generado rechazo por parte de Argentina. Sa’ar subrayó que se trata de una “empresa privada” y enfatizó que la soberanía sobre la zona está en disputa entre Argentina y el Reino Unido.
En contraste con posturas previas, el ejecutivo de Benjamín Netanyahu reconoció el conflicto territorial y mantuvo una posición diferenciada respecto a la iniciativa. Sa’ar destacó además que Israel mantiene relaciones especiales con Argentina, bajo la administración del presidente Javier Milei, y manifestó su pesar por la complicada situación que esto ha generado en el país sudamericano.
El gobierno israelí expresó su esperanza de que la controversia entre Argentina y Reino Unido se resuelva mediante el diálogo y por medios pacíficos.
Por su parte, la Cancillería argentina rechazó la autorización otorgada por el gobierno isleño a una empresa británica para explotar petróleo en el yacimiento Sea Lion, calificando el proyecto y a las compañías involucradas como ilegítimos e ilegales. Además, advirtió que tomará medidas administrativas, legales y judiciales conforme al derecho internacional contra quienes participen o faciliten dichas actividades.
El proyecto está a cargo de Rockhopper Exploration Plc, del Reino Unido, y Navitas Petroleum Development and Production Limited, de Israel. La primera fase del Programa de Desarrollo del Área Norte del yacimiento implica una inversión de US$2100 millones. Este plan nació tras el anuncio del descubrimiento de un “yacimiento de clase mundial” hace casi diez años, y prevé iniciar la extracción a partir de 2028.
El yacimiento se ubica en la Cuenca Malvinas Norte, frente a las costas de las islas. Desde la cartera argentina dirigida por Pablo Quirno indicaron que las empresas no cuentan con los permisos otorgados por la autoridad competente del país para desarrollar estas operaciones. También advirtieron sobre la gravedad del proyecto, que permitiría explotar recursos no renovables con “efectos futuros potencialmente irreversibles”.
Argentina recordó que cualquier exploración y explotación unilateral de recursos naturales renovables y no renovables en áreas en disputa de soberanía contraviene la Resolución 2065 (XX) y otras normas de la Asamblea General de Naciones Unidas y del Comité Especial de Descolonización, que reconocen la disputa territorial entre Reino Unido y Argentina.
La referencia a normativas isleñas apunta a la Ordenanza de Minerales Offshore de 1994, que faculta al gobernador designado por Reino Unido a otorgar licencias para producción en aguas bajo control de las islas.
Rockhopper informó que su directorio aprobó la inversión para la Fase 1, decisión tomada por Navitas Petroleum, su socia y operadora, y que cuenta con todas las autorizaciones necesarias. El gobierno isleño, a su vez, autorizó el programa de desarrollo para las fases 1 y 2, y las licencias avanzaron a la etapa de explotación, con una duración prevista de 35 años o más.
Desde el gobierno argentino calificaron estas acciones como “unilaterales e ilegítimas” y contrarias a la Resolución 31/49 de la Asamblea General, que pide abstenerse de modificar la situación mientras las Islas se encuentran bajo proceso de negociación según las resoluciones de Naciones Unidas. También señalaron que estas medidas violan el ordenamiento jurídico nacional.
El Ministerio argentino recordó que tanto Rockhopper como Navitas han sido sancionadas previamente: Rockhopper fue declarada clandestina y sus actividades ilegales en 2012, y un año después fue inhabilitada para operar en Argentina por 20 años. Navitas recibió sanciones similares en 2022 por operar sin autorización en territorio argentino.
Finalmente, el gobierno argentino reafirmó que no reconoce “competencia ni jurisdicción a ninguna autoridad distinta de la propia para establecer las condiciones que habiliten actividades vinculadas a hidrocarburos en las áreas mencionadas”.
El Gobierno autorizó el llamado a concurso público nacional e internacional para la venta de las acciones que la estatal Enarsa posee en la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica (Citelec), controlante de Transener, la principal compañía de transporte eléctrico del país.
La medida se oficializó días atrás con la resolución 2090, publicada en el Boletín Oficial. El Ejecutivo podría recaudar unos US$200 millones por la venta de acciones dado el valor de mercado de la transportadora.
El Gobierno Nacional puso en marcha la licitación para vender las acciones de ENARSA en la empresa Citelec, controlante de Transener.
Con la privatización de la mayor transportadora eléctrica, estamos avanzando para que el privado vuelva a ser protagonista de la economía. pic.twitter.com/zknmjSI3ow
Los operadores interesados en adquirir las acciones de Transener tendrán tiempo hasta el 23 de marzo de 2026 para presentar sus ofertas, mediante la plataforma CONTRAT.AR. En tanto, las consultas por el pliego estarán habilitadas hasta el 13 de marzo.
Citelec posee el 52,65% del capital accionario de Transener, lo que incluye la totalidad de las acciones clase A (51%) y un 1,65% de las acciones clase B.
La firma Transener tiene a su cargo la operación y el mantenimiento de 15.000 kilómetros del sistema de extra alta tensión de 500 kV. Además, opera el 85% de la red y supervisa el 15% restante.
Enarsa fue creada por la Ley 25.943 con el objetivo de realizar la exploración y explotación de los yacimientos de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos junto al transporte, el almacenaje, la distribución, la comercialización e industrialización de estos productos y sus derivados.
YPF Luz puso en marcha los primeros 100MW del Parque Solar El Quemado en Mendoza, el proyecto fotovoltaico más grande del país y el séptimo desarrollo renovable de la compañía. Con esta habilitación, YPF Luz duplica su capacidad instalada de energía solar, que ahora alcanza los 200 MW, consolidando un avance decisivo en la expansión de la generación renovable en Argentina, y alcanza una capacidad instalada total de 3,5MW.
El martes pasado, el Parque Solar El Quemado recibió la habilitación comercial de CAMMESA para operar los primeros 100 MW. Esto indica que el parque ya está operativo e inyectará la energía generada al SADI (Sistema Argentino de Interconexión).
El parque alcanzará una capacidad instalada total de 305 MW, que se incorporarán de manera escalonada hasta completar su puesta en marcha en el primer semestre de 2026. Con una inversión aproximada de USD 210 millones, el proyecto ya supera el 80% de avance en su construcción.
Este hito en la construcción llega después de superar con éxito todas las pruebas correspondientes, previas a la habilitación comercial. A principios de diciembre, se realizó la energización del parque, es decir, la conexión de la nueva estación transformadora El Quemado al SADI. Esta vinculación a la red inició la fase de comisionado, en conjunto a una serie de pruebas funcionales que fueron la antesala a la puesta en servicio y generación de energía.
“La puesta en marcha de esta primera etapa del Parque Solar El Quemado refleja nuestro compromiso con el desarrollo de la matriz energética del país. Cerramos el año cumpliendo con este gran hito, que abastecerá de energía renovable a las diferentes industrias argentinas. Este paso nos motiva a ir por más y a seguir desafiándonos en 2026 para acompañar el desarrollo de la industria argentina”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.
Características Técnicas de El Quemado
Ubicación: departamento de Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza.
Factor de capacidad estimado: 31,4%.
Potencia instalada: 305 MW.
Inversión: USD 210 millones aprox.
511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales.
Plazo total de construcción: 18 meses. La obra inició en enero de 2025.
Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en el pico de obra.
87% empleos locales en etapa de obra.
Superficie: más de 600 hectáreas.
Interconexión: se conecta al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través de una nueva estación transformadora de 220/33kV.
Beneficio energético: generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares argentinos, es decir, suficiente para cubrir la demanda de todos los hogares de la Ciudad de Mendoza, y de los departamentos de Las Heras y Levalle.
Desde la semana pasada se encuentra en operación el nuevo transformador de la Estación Transformadora (ET) Río Colorado, mejorando la capacidad de abastecimiento local. El equipo anterior quedó en reserva para reforzar la respuesta ante contingencias.
Con esta incorporación, la Provincia de Río Negro consolida una mejora concreta en el sistema de transporte y transformación de energía para acompañar el crecimiento de la demanda en la localidad y su zona de influencia.
En paralelo, el transformador que abastecía previamente a Río Colorado quedó en condición de reserva/guardia, sumando respaldo operativo para responder con mayor rapidez ante eventuales incidencias del sistema y aportar continuidad del servicio.
La puesta en funcionamiento del nuevo equipamiento impacta de manera directa en la vida cotidiana de las y los usuarios residenciales, comercios, pymes y actividades productivas que dependen de un suministro eléctrico estable, especialmente en períodos de mayor consumo. El objetivo es sostener un servicio más confiable ante picos de demanda y reducir riesgos de sobrecarga.
Si bien el transformador ya está operativo, restan intervenciones complementarias en el sistema eléctrico local orientadas a mejorar la calidad del servicio. Estas tareas se encuentran en ejecución y estarán finalizadas en las próximas semanas, con foco en optimizar el desempeño de la red y fortalecer la atención en el área de influencia de Río Colorado.
Estas acciones forman parte del plan de fortalecimiento del sistema eléctrico provincial, con obras que se traducen en mejoras medibles para la comunidad. En esa línea, el Gobierno de Río Negro sostiene una agenda de inversión y trabajo técnico para dar respuesta a necesidades reales: más capacidad, más respaldo y mejores condiciones de servicio para las familias rionegrinas.
El volumen del comercio de electricidad ecológica en China mostró un crecimiento sostenido durante los primeros once meses de 2025, con un aumento interanual del 41,3 por ciento, informó la Administración Nacional de Energía (ANE).
De acuerdo con los datos oficiales, entre enero y noviembre el intercambio de electricidad generada a partir de fuentes renovables alcanzó los 296.700 millones de kilovatios-hora (kWh).
Solo en noviembre, el volumen comercializado fue de 33.600 millones de kWh, lo que representó un incremento interanual del 42,8 por ciento.
En el mismo período, el volumen total del comercio de electricidad en China superó los 6 billones de kWh.
Chile obtendrá ingresos adicionales cercanos a los 6.000 millones de dólares por año como resultado del aumento del precio internacional del cobre y de la implementación de la estrategia nacional del litio, impulsada por el Gobierno del presidente Gabriel Boric.
La estrategia, lanzada en 2023, apunta a consolidar al país andino como uno de los principales proveedores globales de litio, con una participación activa del Estado en todo el ciclo productivo del mineral. En ese marco, Boric encabezó una reunión con ministros y autoridades del sector minero para evaluar los avances del plan, luego del acuerdo alcanzado entre la estatal Corporación Nacional del Cobre (Codelco) y la empresa privada Sociedad Química y Minera (SQM), que posee los permisos de explotación en el Salar de Atacama.
Durante el encuentro, el mandatario destacó que el acuerdo permitirá al Estado chileno ingresar de manera directa a la explotación del litio y garantizar la continuidad operacional en el único salar del país donde actualmente existen faenas productivas. “Esto es una buena noticia para Chile”, subrayó Boric.
Por su parte, el ministro de Economía, Fomento y Turismo y Energía, Álvaro García, calificó la iniciativa como “probablemente el principal negocio que ha hecho Chile en su historia”, al combinar el liderazgo de Codelco como primer productor mundial de cobre con una participación estratégica en el mercado del litio de salmuera.
“El país va a estar recibiendo alrededor de 6.000 millones de dólares adicionales al año, si sumamos el incremento en el precio del cobre y los ingresos derivados del litio”, explicó el funcionario.
En tanto, la ministra de Minería, Aurora Williams, señaló que la creciente demanda global de infraestructura eléctrica impulsa la necesidad de cobre y litio, y remarcó los avances institucionales del plan, como la creación del Instituto Nacional de Litio y Salares, con financiamiento proyectado a diez años, y la puesta en marcha de una Red de Salares Protegidos, que resguardará cerca del 30% de estos ecosistemas en el altiplano chileno.
Las mayores reservas de litio de Chile se concentran en el Salar de Atacama, donde el Gobierno busca desarrollar una industria sostenida y ambientalmente responsable, mediante alianzas público-privadas y con participación mayoritaria del Estado en los yacimientos considerados estratégicos.
El Gobierno actualizó las sanciones económicas aplicables a los incumplimientos en el sector del gas, estableciendo los nuevos montos que regirán para las infracciones cometidas a partir del 1° de enero de 2026.
La medida alcanza tanto a las empresas licenciatarias de transporte y distribución como a los terceros no prestadores, basándose en las variaciones económicas registradas en la industria.
Para los terceros no prestadores, el ajuste se determinó por la evolución del Índice de Precios Internos Mayorista (IPIM), con un incremento del 15,88% que sitúa la multa mínima en $126.013 y la máxima en $126.013.000.
En el caso de las empresas licenciatarias y subdistribuidoras, la actualización fue del 21,60%, fijando un rango sancionatorio que va desde los $154.861 hasta los $154.861.000.
La medida fue comunicada a través de la Resolución 973/2025 del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), publicada el pasado martes en el Boletín Oficial.
La normativa dispone que, en supuestos de persistencia en el incumplimiento tras una intimación o ante infracciones de grave repercusión social, el monto de la multa para las prestatarias podrá elevarse hasta los $774.605.000.
El cálculo para las licenciatarias contempló el incremento mensual promedio de las tarifas de los usuarios residenciales y de servicio general, en el marco del proceso de revisión tarifaria vigente.
Esta actualización semestral se realiza conforme a las facultades del ente regulador para adecuar las escalas según las variables económicas de la actividad regulada.
El Gobierno nacional formalizó el cierre de la consulta pública destinada a modificar el esquema de asistencia en los servicios públicos y quedó allanado el camino para la puesta en práctica el nuevo esquema Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
El procedimiento de participación ciudadana concluyó a las 0:00 horas del 20 de diciembre de 2025, según lo establecido en la Resolución 592/2025, publicada el pasado martes en el Boletín Oficia. Durante el plazo de quince días hábiles, la autoridad de aplicación recibió presentaciones de usuarios, empresas distribuidoras, entes reguladores y asociaciones de consumidores.
El proyecto contempla la readecuación de los precios de referencia del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), del gas propano y del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST). Los lineamientos técnicos incluyen:
· Bonificación transición: Se aplicará un descuento extraordinario durante el año 2026.
· Canasta Básica Energética (CBE): El subsidio se determinará en función de un bloque de consumo básico necesario según la zona bioclimática de residencia.
· Criterio de ingresos: El Estado cubrirá el excedente cuando el costo de la CBE supere un porcentaje específico del ingreso total del grupo familiar.
· Patrimonio: Se utilizarán cruces de datos sobre titularidad de inmuebles, vehículos de menos de 10 años de antigüedad, medicina prepaga y consumos en moneda extranjera para determinar la elegibilidad.
Las presentaciones realizadas durante la consulta pública se centraron en los topes de consumo subsidiados por zonas geográficas. Asimismo, las asociaciones de consumidores solicitaron mecanismos de atención presencial para el registro, con el fin de evitar la exclusión de hogares sin acceso a medios digitales.
La autoridad de aplicación ratificó que el sistema busca establecer valores consistentes con los costos económicos de abastecimiento. Tras el cierre de esta etapa, el Poder Ejecutivo Nacional recibió los antecedentes y evaluaciones técnicas para avanzar con la reestructuración definitiva de los subsidios, lo que representa la culminación del período de transición vigente.
El Criterio de Ingresos responderá a los siguientes parámetros específicos
1. Umbral de ingresos
Límite máximo: El acceso al subsidio se restringe a hogares cuyos ingresos totales mensuales sean inferiores a 3 Canastas Básicas Totales (CBT), según la medición del INDEC.
Referencia económica: A valores de diciembre de 2025, este umbral se sitúa aproximadamente en los $3.640.000.
Reducción del tope: El sistema previo permitía ingresos de hasta 3,5 CBT; la nueva normativa reduce este margen, lo que implica la salida del beneficio para un sector de la población anteriormente categorizado como ingresos medios (Nivel 3).
2. Capacidad de pago y el concepto de la CBE
Relación ingreso-gasto: El criterio no solo considera el monto total, sino la proporción que el gasto energético representa sobre los ingresos familiares.
Cálculo: El Estado interviene cuando el costo de la Canasta Básica Energética (CBE) —definida como el bloque de consumo mínimo necesario según la zona bioclimática— supera un porcentaje determinado de los ingresos del hogar (establecido entre el 10% y el 15%). El subsidio cubre únicamente esa diferencia.
3. Cruce de datos y patrimonio
El criterio de ingresos se complementa con exclusiones automáticas basadas en el patrimonio. Un hogar queda excluido del subsidio, independientemente de sus ingresos declarados, si algún integrante cumple con estas condiciones:
Vehículos: Poseer un automotor con menos de 10 años de antigüedad (exceptuando personas con discapacidad).
Inmuebles: Ser titular de dos o más inmuebles.
Bienes de lujo: Poseer embarcaciones, aeronaves o bienes suntuarios.
Consumos: Mantener servicios de medicina prepaga no vinculada al empleo en relación de dependencia o registrar consumos elevados en moneda extranjera.
4. Categorización simplificada
Eliminación de niveles: Desaparecen las categorías N1, N2 y N3. El sistema se divide binariamente en “hogares con subsidio” y “hogares sin subsidio”.
Migración de datos: Los usuarios ya registrados en el antiguo RASE son migrados automáticamente al nuevo RESEF (Registro de Subsidios Energéticos Focalizados), aunque la autoridad de aplicación realizará auditorías periódicas para verificar que persista el cumplimiento del criterio de ingresos.
La Secretaría de Energía modificó el régimen de las regalías hidroeléctricas que perciben las provincias, elevando el límite de la energía facturada que podrán descontar a los agentes distribuidores.
La medida implementada este martes mediante la Resolución 588/2025, publicada en el Boletín Oficial, incrementa el tope de descuento del 30% al 50% de la energía facturada al Agente Distribuidor provincial, que podrá ser utilizado para saldar deudas en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Esta medida busca reforzar la solvencia económica de las distribuidoras de energía en las provincias generadoras, sin generar distorsiones significativas en el costo del sistema a nivel nacional.
Al respecto, en el documento oficial se explicó que la decisión apunta a “fortalecer la capacidad de cancelación de las obligaciones de los distribuidores provinciales mediante la aplicación de la energía percibida en concepto de regalías hidroeléctricas”.
Al mismo tiempo, se agregó que también busca “preservar un volumen suficiente de transacciones al precio pleno del MEM que asegure la correcta formación de señales económicas y la sostenibilidad del régimen tarifario general, manteniendo un adecuado equilibrio entre los intereses fiscales de las provincias, la solvencia del sector de distribución y la protección de los usuarios finales”.
De esta manera, se destaca que la medida contribuye a mejorar la situación económico-financiera de los distribuidores provinciales, asegurando que un mayor volumen de energía pueda ser utilizado para saldar deudas en el MEM, aliviando la presión financiera sobre las provincias con alta participación de generación hidroeléctrica.
Según el nuevo marco normativo, que se inscribe en las recientes adecuaciones del régimen eléctrico, la energía percibida en concepto de regalía podrá ser descontada hasta el 50% de la factura mensual del Agente Distribuidor que presta el servicio dentro de la jurisdicción.
El aumento del límite al 50% fue respaldado por una evaluación técnico-económica que concluyó que el incremento no altera de manera significativa el costo medio de abastecimiento ni los niveles tarifarios finales para los usuarios.
En este sentido, el texto oficial puntualizó que “las variaciones resultantes se mantienen dentro de los márgenes cuantitativos considerados compatibles con la política de gradualidad y previsibilidad tarifaria vigente”.
La modificación, que deja sin efecto límites anteriores, regirá a partir de la transacción económica del mes de enero de 2026.
Energía precisó que el mecanismo de aplicación se instrumentará a través del Agente Distribuidor designado por la provincia titular del derecho de cobro, siempre y cuando la energía recibida se destine efectivamente a satisfacer la demanda dentro de su jurisdicción.
En el año en que está cumpliendo su centenario, YPF inauguró la sala Real Time Operations Room (RTOR) en el Complejo IndustrialLa Plata, “un espacio que integra todas las operaciones del Complejo en tiempo real para lograr mayor eficiencia, productividad y seguridad”, según informó la compañía en un comunicado.
La RTOR, se destacó, “se convierte en el centro neurálgico, donde ingenieros y operadores trabajan de manera coordinada para reducir los tiempos entre la detección de un desvío y la corrección del proceso”.
YPF señaló que “anteriormente este monitoreo se realizaba de manera independiente en las distintas unidades del Complejo, por lo que esta integración permitirá optimizar rendimientos, mejorar la respuesta y volver más rápido al punto óptimo de operación”.
Hacia el futuro
“Con la RTOR damos un paso estratégico hacia el futuro. No se trata solo de tecnología, sino de cómo cuidamos a nuestra gente y hacemos más eficiente cada proceso. Queremos que YPF sea reconocida por su excelencia operativa y por liderar la transformación energética en la región”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
Con esta infraestructura, “la compañía mejora su capacidad para identificar condiciones de riesgo de manera más rápida y conectada, siempre priorizando la seguridad y la confiabilidad de las instalaciones”.
En la presentación también estuvieron Daniel Flores, gerente de Ingeniería y Mantenimiento; Daniel Agrelo, director del Complejo Industrial La Plata; y Manuel Alardi, gerente de Producción.
Más que una obra, “la nueva sala es un cambio de paradigma”, se destacó: “Incorpora tecnología de última generación, conectividad avanzada y sistemas que facilitan la toma de decisiones basadas en datos”.
“Su interacción directa con el Real Time Intelligence Center (RTIC) potencia el monitoreo continuo y la capacidad de anticipar escenarios, consolidando a YPF en la vanguardia operativa de la región”, afirmó la empresa estatal de hidrocarburos.
En números
El nuevo Real Time Operations Room de YPF cuenta con:
180 km de fibra óptica
16 km de canalizaciones
4 km de bandejas
20 toneladas de soportes.
30 tableros de control, áreas de ingeniería, salas de reuniones, espacios para comunicaciones y servicios, todo diseñado para garantizar continuidad operativa y confort para los equipos.
En una provincia considerada como una de las principales generadoras de energía del país existe una localidad que no tiene acceso a la electricidad las 24 horas del día. Se trata de Los Chihuidos, un poblado ubicado en la región Vaca Muerta, en el epicentro de la producción hidrocarburífera no convencional neuquina. El gobierno provincial tomó nota de esta situación y gestionó una solución que está en vías de materializarse: La empresa PAE, una operadora que trabaja en la zona, comenzó la construcción de un parque solar que garantice la energía eléctrica para esa comunidad.
El gobernador Rolando Figueroa destacó el inicio de las tareas en el predio asignado a tal fin, lo calificó como “un acto de estricta justicia”, equiparable a garantizar el acceso al gas natural a los habitantes de Añelo y de varias localidades del norte neuquino. “De esto hablamos cuando hablamos de equidad territorial”, indicó en referencia a que no haya regiones relegadas en comparación con el resto del territorio provincial.
El mandatario neuquino ponderó el diálogo que ha primado con el sector privado que participa de las mesas de Vaca Muerta -PAE incluida- y que ha permitido trabajar de manera articulada para realizar diversas obras -como la repavimentación de la ruta provincial 5, la pavimentación de la ruta provincial 7 en Cortaderas y, ahora, este parque solar-, incrementar el número de beneficiarios de las becas Gregorio Álvarez e impulsar capacitaciones para que más neuquinos accedan a un empleo formal.
Explicó que hasta ahora los habitantes de Los Chihuidos tienen luz 13 horas al día y se mostró esperanzado en que el próximo año puedan contar con el servicio sin interrupciones. “Esto le va a cambiar la vida a toda la gente, principalmente a los chicos que pretenden estudiar. Es un gran paso. Será un antes y un después”, opinó Figueroa.
Hasta ahora la electricidad disponible en Los Chihuidos es provista por un grupo electrógeno diésel, lo cual implica altos costos operativos, dependencia del transporte de combustible y frecuentes interrupciones del suministro, especialmente durante el invierno.
El parque solar en construcción demandará una inversión de un millón de dólares por parte de PAE que será destinada a la instalación de 288 paneles solares con una capacidad de 200 kW, un banco de baterías de ion-litio de 545 kWh que otorgará hasta dos días de autonomía.
A esto se le suma una obra ya finalizada por el Ente Provincial de Energía del Neuquén, que demandó una inversión de 361.017.536 pesos, financiada a través de un fondo de la secretaría de Ambiente de la provincia con aportes de esta misma empresa, para reestructurar la línea de media y baja tensión y el alumbrado público.
