Con temperaturas mayores a los niveles históricos del mes, diciembre último registró un ascenso en la demanda de energía eléctrica del 13,6 % i.a., al alcanzar los 13.075,4 GWh a nivel nacional, con subas en los consumos residencial, comercial e industrial a nivel nacional.

El acumulado de 2025 significó un ascenso en la demanda de electricidad de apenas 0,7 por ciento contra 2024, indicó la Fundación Fundelec, entidad que comunicó el cese de estos informes en todo el 2026. Tales informes tomaban en cuenta datos oficiales publicados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista de Electricidad, CAMMESA.

Las distribuidoras de electricidad en Capital y el GBA tuvieron una suba i.a. del 25 % en la demanda en el último mes del año.

LOS DATOS DE DICIEMBRE 2025

En diciembre de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 13.075,4 GWh; mientras que el año anterior había sido de 11.505,4 GWh. La comparación interanual evidencia entonces el ascenso de 13,6 por ciento ya referido. La Potencia instalada es de 44.177 MW.

El consumo nominal de este mes ocupa el sexto lugar a nivel histórico, registro liderado por los meses de marzo de 2023 (13.996,3 GWh), y enero de 2024 (13.606,2 GWh).

En diciembre, se dió un crecimiento intermensual del 22,1 %, respecto de noviembre de 2025, cuando alcanzó los 10.712,3 GWh, uno de los cuatro meses con menor consumo en el año pasado.

Además, se registró una potencia máxima de 27.891 MW, el 30 diciembre de 2025 a las 15:32, lejos del récord histórico de 30.257 MW, registrado en febrero de 2025.

En cuanto a la demanda residencial de diciembre, alcanzó el 50 % del total país con una suba de 7 % respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial ascendió apenas 0,8 %, siendo un 26 % del consumo total. Y la demanda industrial fue el 24 %, con una suba en el mes del orden del 5 %, aproximadamente.

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES

La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido diciembre de 2025): 7 meses de baja (marzo de 2025, -2,5 %; abril, -1,8 %; mayo, -10,4 %; julio, -2,5 %; agosto, -3,7 %; octubre, -0,9 %; y noviembre de 2025, -3,2 %), y 5 meses de suba (enero de 2025, 4 %; febrero, 0,5 %; junio, 13 %; septiembre, 3,9 %; y diciembre de 2025, 13,6 %). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 0,7 por ciento.

Los registros muestran que el consumo de enero de 2025 llegó a los 13.606,2 GWh; febrero, 12.911,7 GWh; marzo, 11.652,2 GWh; abril, 9.823,1 GWh; mayo, 10.945,4 GWh; junio, 12.685,3 GWh; julio, 12.902,1 GWh; agosto, 11.719,3 GWh; septiembre, 10.633,5 GWh; octubre, 10.585,1 GWh; noviembre, 10.712,3 GWh; y, por último, diciembre de 2024 alcanzó los 13.075,4 GWh.

DATOS DE TODO EL 2025

En base a datos aun provisorios, durante 2025, la demanda neta total del MEM fue de 141,2 TWh; mientras que, en el 2024, había sido de 140,2 TWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 0,7 por ciento.

En cuanto a la desagregación por tipo de usuario, el consumo residencial representó 46,9 % y creció 1,5 % en comparación con el año anterior, mientras que el consumo comercial alcanzó 27,3 % y subió 0,1 %. Por último, el consumo industrial llegó al 25,8 % y ascendió 0,6 por ciento.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL

En cuanto al consumo por provincia, en diciembre fueron 24 las provincias y/o empresas que marcaron ascensos: EDELAP (22 %), Entre Ríos (17 %), La Pampa , EDEN y Santa Fe (17 %), EDES (14 %), Córdoba (13 %), Formosa y EDEA (12 %), Chaco y Santa Cruz (10 %), Neuquén (9 %), Corrientes (8 %), Río Negro, Salta y Santiago del Estero (7 %), Jujuy y San Juan (4 %), Tucumán (3 %), Catamarca y Chubut (2 %), San Luis (1 %).

Por su parte, 2 provincias y/o empresas presentaron descensos en el consumo: La Rioja (-6 %) y Misiones (-1 %). En tanto, Mendoza mantuvo un consumo similar al de diciembre del año anterior.

En el detalle por regiones y siempre en una comparación interanual, las variaciones en diciembre fueron las siguientes:

 CUYO -San Juan y Mendoza- ascendió el consumo 1,1 %.
 PATAGONIA –Chubut y Santa Cruz- el consumo creció 3 %.
 NOA –Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca y Santiago del Estero- subió la demanda 3,2 %.
 NEA –Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones- presentó un ascenso de 7,4 %.
 LITORAL -Entre Ríos y Santa Fe– aumentó el consumo 9,2 %.
 COMAHUE –La Pampa, Río Negro y Neuquén- tuvo un crecimiento de 10 % respecto a diciembre de 2024.
 CENTRO -Córdoba y San Luis- el alza i.a. en la demanda de diciembre fue de 11,9 %.
 BAS –todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal y GBA)- marcó un 16 %.
 METROPOLITANA -Ciudad de Buenos Aires y GBA – tuvo una suba i.a. en el consumo de 25 %.

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que cubrieron el 33 % de la demanda total país registraron un ascenso conjunto de 25 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 24,6 %, mientras que en el área de EDESUR la demanda ascendió 25,5 por ciento.

TEMPERATURAS

Observando las temperaturas, el mes de diciembre de 2025 fue más caluroso en comparación con diciembre de 2024. La temperatura media fue de 25.9 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 22.6 °C, y la histórica es de 23.1 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el aumento del aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica).

En diciembre, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 2.562 GWh, lo que representó una variación del -21 % respecto a 2024.

Por su parte, la potencia instalada es de 44.177 MW, donde el 57 % corresponde a fuente de origen térmico y el 39 % es de origen renovable (alternativa e hidráulica). Con un despacho térmico mayor en diciembre 2025 (29,2 % más con relación al mismo mes del año anterior), el consumo medio de combustibles para generar terminó siendo mayor también (26 % más en conjunto si se compara con diciembre 2024) siendo más del 99 % gas natural de origen nacional.

En el año 2025 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 52,21 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron para cubrir el 18,86 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 7,47 %, y las generadoras de fuentes alternativas un 18,49 % del total. Por otra parte, la importación de electricidad representó el 2,97 % de cobertura de la demanda total, describió Fundelec.

El Gobierno nacional avanzó con una modificación clave en el esquema de subsidios al gas natural al redefinir el mecanismo de traslado del precio del gas a los usuarios, en el marco de la implementación del nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). La medida fue dispuesta mediante el Decreto 26/2026, publicado este jueves en el Boletín Oficial, y modifica un aspecto central del Plan Gas.Ar vigente.

El decreto introduce cambios en la forma en que el Estado absorbe parte del costo del gas natural con el objetivo declarado de evitar que el incremento estacional del consumo durante el invierno se vea agravado por la variación estacional de los precios. En concreto, se redefine el llamado “precio de traslado a la demanda”, habilitando al Estado a cubrir una porción del Precio Anual Uniforme del gas, incluso cuando ese valor resulte superior al precio de mercado surgido de las subastas.

Hasta ahora, el esquema del Plan Gas.Ar reconocía precios ajustados por factores estacionales, lo que implicaba mayores costos en los meses de invierno, cuando la demanda prioritaria —hogares y pequeños comercios— registra picos de consumo. Con la creación del SEF, el Gobierno optó por anualizar el costo del gas para el usuario final, de modo que el impacto del invierno se distribuya a lo largo de todo el año.

La modificación introducida por el decreto establece que la diferencia entre el Precio Anual Uniforme definido por la Secretaría de Energía y el precio de mercado ajustado por estacionalidad, sea positiva o negativa, quedará a cargo del Estado nacional. Esto implica que, en determinados meses, el Estado podrá compensar a los productores por encima del precio de mercado, mientras que en otros podrá deducir montos cuando el precio anualizado resulte inferior.

Desde el Ejecutivo sostienen que la medida no altera los derechos de los productores que participan del Plan Gas.Ar ni modifica el precio ofertado comprometido en las subastas, sino que ajusta el mecanismo de compensaciones para garantizar la continuidad de la cadena de pagos del sector y proteger a los usuarios de variaciones bruscas en las tarifas.

El decreto también instruye a la Secretaría de Energía a adecuar el régimen de cálculo de compensaciones previsto en el Plan Gas.Ar, reconociendo que el nuevo esquema puede generar saldos mensuales positivos o negativos para los productores a lo largo del año calendario.

La norma fue dictada como decreto de necesidad y urgencia y será remitida a la Comisión Bicameral Permanente del Congreso para su tratamiento, conforme lo establece la Ley 26.122. El Gobierno justificó su urgencia en la necesidad de implementar de manera inmediata el régimen de subsidios focalizados, que reemplaza al sistema anterior de subsidios generalizados.

La decisión se inscribe en el proceso de reordenamiento del sistema energético impulsado por la administración de Javier Milei, que combina la reducción de subsidios indiscriminados con mecanismos de contención tarifaria para los sectores considerados prioritarios, en un contexto de fuerte ajuste fiscal y redefinición del rol del Estado en la política energética.

Fuentes vinculadas a la empresa Techint indicaron que se evalúa presentar una denuncia por dumping en el caso de la licitación ganada por la firma Welspun (India) para proveer la tubería del gasoducto diseñado en el proyecto FLNG de Southern Energy, de producción de Gas Natural Licuado en plantas flotantes para su exportación desde Río Negro. La oferta calificada en el primer lugar fue de 203 millones de dólares.

La presentación ante las autoridades competentes por parte de Tenaris, empresa del Grupo Techint, haría hincapié en que se trató de una oferta realizada a precios de dumping, con tubos indios fabricados con chapa china, y que debería procurarse “evitar el daño a la producción local y el empleo asociado”.

Tenaris es el principal fabricante de tubos de acero con y sin costura del mundo, tiene plantas productivas en 17 países y más de 26.000 empleados a nivel global.

“En condiciones de competencia leal, la oferta de Tenaris para el proyecto FLNG de Southern Energy es competitiva con el precio internacional. La diferencia que circuló del 40 % entre la oferta que resultó ganadora y la de Tenaris es falsa”, argumentó la fuente consultada.

La secuencia de lo acontecido en este proceso licitatorio, señalaron las fuentes, es que contra una oferta realizada a precios de dumping , Tenaris ofreció, en una carta enviada al directorio del SESA, “igualar las condiciones comerciales de la oferta alternativa” con el objetivo de “preservar la operación industrial a largo plazo, aunque no resulte rentable para este negocio en particular, el cual representa más del 60 % del mercado argentino de tubería…”

Y se refiere que el régimen de incentivos RIGI en sus considerandos establece entre sus objetivos principales “fomentar el desarrollo de las cadenas de producción locales asociadas a los proyectos de inversión”. Sin embargo, con este proyecto va a ocurrir todo lo contrario. Con ingresos fiscales que cede el Estado nacional (y todos los argentinos), se financia el trabajo en la India y China”.

“Por el contrario, las empresas argentinas aún trabajan en un entorno poco competitivo con impuestos distorsivos como el impuesto al cheque (nacional), ingresos brutos (provinciales) y tasas municipales (locales) que penalizan la agregación de valor”, se puntualizó.

Hoy Tenaris-Siat emplea a 420 personas y, por cada empleado de la compañía, se estima que hay otros 4 empleos asociados en su cadena de valor.

“El debate de fondo es si queremos ser Noruega o Nigeria. Vaca Muerta y la minería pueden contribuir con el desarrollo de valor agregado nacional. O podemos seguir el otro camino, el de la primarización de la economía”, remarcaron las fuentes empresarias.

El martes 27 el presidente de la Nación, Javier Milei, calificó al empresario Paolo Rocca de “Don Chatarrín de los Tubitos Caros”, en una escalada de la controversia con el presidente del principal grupo industrial del país, que el lunes 26 también tuvo como protagonista al Federico Sturzenegger, ministro de Desregulación. Este funcionario sostuvo que “Caños más caros implican menor rentabilidad del proyecto, menores inversiones, menos empleo, menos exportaciones”.

“No proveerse de insumos más baratos sería un mal negocio para las empresas y para el país. Si queremos ser competitivos no podemos imponer ineficiencias laborales, ni sobrecostos en los insumos”, agregó Sturzenegger. No se explayó acerca de las supuestas ineficiencias laborales.

El Proyecto Argentina FLNG (Southern Energy SESA) fue encarado por el Consorcio liderado por Pan American Energy (PAE), YPF, y Pampa Energía.

Ubicado en la zona del Golfo San Matías (Río Negro), utilizará buques FLNG, como el “Hilli Episeyo” de Golar LNG, que operará por 20 años.

La Infraestructura incluye gasoductos para transportar el gas desde la Cuenca Neuquina hasta la costa. La producción de GNL procurada estará entre 12 y 18 millones de toneladas anuales (MTA).

El Gobierno Nacional prorrogó la declaración de Emergencia Energética hasta el 31 de diciembre de 2027, y a la vez puso en marcha un nuevo esquema para el abastecimiento durante los meses de mayor demanda, por el cual la importación y la comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) pasarán a ser realizadas por el sector privado mediante competencia, quitando ésa función a Enarsa.

Desde el ministerio de Economía se indicó que la medida, dispuesta a través del decreto de necesidad y urgencia (DNU) 49/2026, responde a que no existe actualmente capacidad suficiente de transporte para que todo el gas disponible en cuenca llegue en volumen necesario a los principales centros de consumo, especialmente en el AMBA y el Litoral. Por eso, en invierno es necesario complementar con GNL.

Este cambio se inscribe en la decisión de avanzar con la privatización de activos y actividades de ENARSA y de retirar al Estado del rol de empresario e intermediario en el mercado energético, para concentrarse en su función propia: establecer reglas, garantizar transparencia y asegurar el abastecimiento. En línea con ese objetivo, ENARSA deja de importar y comercializar GNL y el proceso pasa a estar a cargo de operadores privados, bajo un mecanismo competitivo.

Economía argumentó que “hasta ahora, el Estado compraba GNL a valores internacionales —del orden de 15 a 17 U$S por MMBTU— y luego lo vendía a valores equivalentes al precio del Plan Gas, alrededor de 2,7 U$S por MMBTU, cubriendo esa diferencia con subsidios pagados con recursos de todos los argentinos”. En rigor el precio de los cargamentos variaba de acuerdo con la cotización internacional, y muchas veces la importación fue por debajo del precio señalado por Economía.

El nuevo esquema elimina esa intermediación estatal y traslada la responsabilidad comercial y operativa al sector privado.

A partir de esta medida, se asignará por licitación el acceso a la capacidad de regasificación disponible en la terminal de Escobar y quien resulte adjudicado se hará cargo de traer el GNL, regasificarlo e inyectarlo al sistema para abastecer a distribuidoras y generadores eléctricos.

La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación definirá las condiciones del proceso y los criterios operativos para asegurar previsibilidad. Si el procedimiento no lograra un resultado, ENARSA podrá intervenir de forma transitoria para evitar cualquier riesgo de faltantes.

Para evitar distorsiones en un contexto donde la terminal operativa es única y se vuelve un punto crítico del abastecimiento, el esquema incorpora un precio máximo para el gas regasificado durante el próximo invierno.

Ese tope se fijará en función de un marcador internacional y un adicional que cubrirá los costos logísticos y operativos —flete, regasificación, almacenaje, comercialización y traslado por gasoducto hasta el punto de entrega en Cardales. Además, ese adicional se determinará mediante un procedimiento competitivo entre empresas, de modo de reflejar eficiencia y asegurar la mejor oferta disponible.

El objetivo, se explicó, es garantizar el suministro cuando más se necesita, ordenar la formación de precios a través de competencia y avanzar en un mercado más transparente, donde el Estado deje de actuar como operador y se enfoque en asegurar reglas y control para el funcionamiento del sistema.

Frente a un nuevo aumento de las temperaturas en gran parte del país, la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) recuerda la importancia de hacer un uso eficiente de la energía eléctrica en los hogares.

Adoptar hábitos responsables no sólo permite cuidar el consumo y el bolsillo, sino también contribuye al buen funcionamiento del sistema eléctrico durante los momentos de mayor demanda.

Entre las principales recomendaciones se destacan:

Ajustar el aire acondicionado entre 24°C y 26°C: cada grado por debajo incrementa el consumo en aproximadamente un 8%. Apagar los equipos en ambientes desocupados y complementarlos con ventiladores mejora la eficiencia. Además, asegurar puertas y ventanas antes de encenderlos ayuda a evitar pérdidas de frío y optimiza su rendimiento.

Evitar la simultaneidad de equipos de alto consumo: el uso al mismo tiempo de varios artefactos eléctricos incrementa la demanda sobre la red. Separar los horarios de funcionamiento, como en el caso del aire acondicionado y el lavarropas, significa un uso más eficiente de la energía.

Planchar y lavar en horarios de menor demanda: realizar estas actividades temprano por la mañana o al anochecer no reduce la energía total consumida, pero sí ayuda a disminuir los picos de demanda del sistema.

Optimizar la iluminación: aprovechar la luz natural durante el día y reemplazar lámparas incandescentes o de bajo consumo por tecnología LED, que permite ahorrar hasta un 80% de energía.

Desconectar electrodomésticos en stand-by: aunque no estén en uso, continúan consumiendo energía. Este consumo innecesario puede representar entre un 5% y un 10% del total de la factura eléctrica.

En promedio, un hogar residencial utiliza entre 250 y 350 kWh por mes en condiciones normales. Durante el verano, ese consumo puede incrementarse entre un 30% y un 60%, principalmente por el uso de equipos de refrigeración.

En ese sentido, conocer cuáles son los electrodomésticos de mayor consumo resulta clave para promover un uso responsable de la energía y generar un ahorro en la boleta. Entre ellos se destacan (valores aproximados, según uso y modelo):

● Aire acondicionado: entre 1.000 y 2.500 W

● Horno eléctrico: entre 1.500 y 2.000 W

● Pava eléctrica: entre 1.500 y 2.000 W

● Lavarropas: entre 500 y 2.000 W por ciclo, según temperatura del agua

● Heladera: entre 100 y 300 W (consumo continuo)

● Televisores y dispositivos electrónicos: entre 40 y 200 W

El uso eficiente de la energía se basa en pequeños gestos cotidianos que están al alcance de todos. Estas acciones colaboran con el cuidado del ambiente y la estabilidad del sistema eléctrico, que cuenta con infraestructura avanzada y con el trabajo permanente de más de 60 mil colaboradores de las empresas distribuidoras, comprometidos con garantizar el suministro de energía a millones de argentinos durante todo el año.

Por Santiago Magrone

El gobierno nacional modifica el esquema de precios estacionalizados que pagan los usuarios de gas natural en lo referido al componente PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte), y establece un precio del gas anualizado (PIST flat), eliminando la estacionalidad del precio que impacta en la factura.

El objetivo de esta decisión, comunicó el Poder Ejecutivo, es “dar previsibilidad y estabilidad al costo del gas que pagan los hogares, evitando picos estacionales —en especial durante el invierno— y alineando el esquema con los Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)”.

Se refiere a Decreto 943/25, que incluye al conjunto de los 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 DIEZ (10) kilos.

Se trata de la aplicación de un criterio de subsidios al consumo de estos servicios que vino a reemplazar al esquema de Usuarios N1, N2 y N3 (según nivel de ingresos y situación patrimonial) por otro simplificado a dos categorías (Con o Sin subsidios). Considera los mismos factores pero modifica los niveles de ingresos y de patrimonio para acceder, y también los bloques de consumo con subsidio. El objetivo es continuar reduciendo la cobertura.

Desde la Secretaría de Energía se argumenta que la medida beneficia al usuario en el sentido de que éste recibirá “una factura más pareja durante todo el año, tendrá menos sobresaltos en los meses de mayor consumo, y también una mayor previsibilidad para planificar gastos del hogar”.

A través del Decreto de Necesidad y Urgencia 26/2026, y a los efectos de viabilizar la aplicación del SEF, se considera que “en tanto el nuevo esquema de subsidios importaría anualizar para el usuario final el costo de adquisición del gas natural del Plan Gas.Ar para suavizar el impacto derivado de los precios estacionales sobre los mayores consumos de invierno, el cálculo de las compensaciones a cobrar por parte de los productores a lo largo de un año calendario puede resultar en algunos meses con signo negativo y en otros, con signo positivo”.

“Consecuentemente, resulta pertinente que la S.E.realice las adecuaciones necesarias al régimen de Cálculo de las compensaciones a los productores”.

“Las adecuaciones que se propician resultan impostergables y necesarias para la inmediata implementación del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), conforme lo dispuesto en el Decreto 943/25”, se argumentó en el DNU 26/26.

“La eliminación del diferencial estacional respecto del usuario, en función del Precio Anual Uniforme según el Decreto 943/25, en modo alguno importa una modificación sustantiva del Plan Gas.Ar ni del derecho a recibir el Precio Ofertado ajustado por el factor del Período Estacional por parte del Productor”, se destaca en los considerandos del Decreto referido.

Desde Energía se puntualizó al respecto que con el nuevo esquema de precio anual uniforme de componente gas a facturar “No se modifican los contratos ni el Plan Gas.Ar.; se preserva la cadena de pagos del sector, y se mantiene la señal de precio del gas”.

Entonces, el DNU 26/26 sustituye texto original del Punto 13 del Plan Ga.Ar (Decreto 892/2020) por otro que señala: “13. Precio de traslado a la demanda: el Estado Nacional podrá tomar a su cargo el pago mensual de una porción del Precio Anual Uniforme que defina la Autoridad de Aplicación en el marco del Plan Gas Ar, a efectos de reducir el costo del gas a pagar por el usuario, conforme al Punto 9.4.2. de las Reglas Básicas de las Licencias de Distribución de gas por redes”.

“La Autoridad de Aplicación determinará, con la asistencia del Ente Nacional Regulador del Gas, en caso de que dicha asistencia le fuere requerida, el monto que podrá ser igual, inferior o superior al Precio de Mercado que surja de las adjudicaciones de la Subasta, ajustado por el factor del Período Estacional”. “El diferencial que surja entre el Precio Anual Uniforme y el Precio de Mercado resultante de la Subasta, ajustado por el factor del Período Estacional, positivo o negativo, estará a cargo del Estado Nacional, o se deducirá del monto a su cargo, según corresponda”.

La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, oficializó, a través de la Resolución 18/2026, la designación de Marcelo Nachón como interventor en el Ente Nacional Regulador del Gas, ENARGAS, a partir del 26 de enero.

En la misma resolución se aceptó la renuncia presentada por Carlos Alberto Casares a partir del 22 de enero último.

El ENARGAS es un organismo descentralizado actuante en el ámbito de la S.E. del Ministerio de Economía.

Un comunicado de Energía describió que “la designación de Nachón responde a que reúne las condiciones técnicas y profesionales necesarias para el cargo. Fue propuesto por el Gobierno Nacional para integrar el Directorio del futuro Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, instancia en la que fue evaluado y avalado por el comité de selección correspondiente, habiendo superado los procesos de evaluación previstos. Su nombramiento garantiza la continuidad institucional y el adecuado funcionamiento del ENARGAS durante la etapa de transición”.

“Nachón cuenta con una amplia trayectoria en regulación energética y en la industria del gas y los hidrocarburos. Entre julio de 2024 y enero de 2026 se desempeñó en el ENARGAS como integrante del Consejo Asesor, participando en la elaboración de normativa vinculada a la Ley del Gas, la Ley de Hidrocarburos y la Ley de Bases, así como en procesos estratégicos del sistema gasífero, entre ellos la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, la revisión tarifaria quinquenal, la reconfiguración del sistema de transporte y el abastecimiento del Gasoducto Norte”.

Y se añadió que “previamente desarrolló una extensa carrera en Wintershall Dea Argentina, donde durante más de 16 años ocupó funciones de alta responsabilidad en proyectos especiales, asesorando a la conducción de la compañía en temas regulatorios, contractuales y de políticas energéticas, y representando a la empresa en negociaciones complejas con autoridades nacionales y provinciales, transportistas y socios, tanto en la Argentina como en el ámbito regional”.

Asimismo, se indicó que “entre 2004 y 2007 fue Director Nacional de Economía de los Hidrocarburos en la Secretaría de Energía, cargo para el que fue designado por decreto del Poder Ejecutivo Nacional, con responsabilidades en el análisis económico del sector, el seguimiento de tarifas reguladas y la supervisión de concesiones, exportaciones y regímenes especiales de precios”.

YPF y el Gobierno de la provincia de Río Negro firmaron un acta acuerdo que establece el marco regulatorio y de cooperación institucional destinado a impulsar el desarrollo del proyecto Argentina LNG. La firma estuvo encabezada por el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín y el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck.

El acuerdo otorga estabilidad fiscal y regulatoria a nivel provincial por 30 años, complementaria al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) que Nación ya ha asignado al proyecto, brindando previsibilidad para los inversores que participarán en la cadena de valor del proyecto de GNL. Asimismo, fija condiciones claras para aspectos no tributarios relevantes para la ejecución del proyecto en la Provincia.

Durante la firma, Marín destacó que “este acuerdo marco representa un paso clave para avanzar en un proyecto estratégico que posicionará a la Argentina como un proveedor confiable de energía para el mundo, generará empleo de calidad y promoverá inversiones de largo plazo”.

Luego de la firma, el Gobernador Weretilneck sostuvo que “Río Negro es protagonista del cambio energético de la Argentina, pero también proyectos como éste son la base de un cambio profundo en la matriz productiva rionegrina. Río Negro sigue cambiando con la mirada puesta en el desarrollo y la creación de empleo genuino”.

Además del marco fiscal, el acta incorpora un Programa de Formación Técnico-Profesional destinado a fortalecer las capacidades locales y promover el empleo en la zona de influencia del proyecto.

El programa será impulsado conjuntamente por las empresas vinculadas al proyecto, la Fundación YPF e instituciones educativas designadas por la Provincia. Su objetivo es promover la formación técnico-profesional de los recursos humanos necesarios para el desarrollo de la cadena de valor de la industria del GNL en Río Negro, consolidando oportunidades de capacitación para jóvenes y trabajadores locales.

Acerca de Argentina LNG:

Argentina LNG es un proyecto de gas a gran escala, que integra upstream y midstream, diseñado para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer gas natural licuado a los mercados internacionales.

Se estima que alcance exportaciones, por hasta 12 millones de toneladas anuales de GNL para 2030, con la posibilidad de escalar hasta los 18 MTP.

Ante la atónita mirada de la oposición venezolana, la Asamblea Nacional de Venezuela aprobó este jueves en primera discusión una reforma parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, en lo que constituye el cambio regulatorio más significativo del sector petrolero venezolano en casi dos décadas. Luego del secuestro pactado del presidente  Nicolás Maduro por parte de los EE.UU. y las presiones de Donald Trump, el Ejecutivo venezolano envió el proyecto a la Asamblea Nacional a efectos de crear un marco jurídico más flexible que permita recuperar producción, atraer capital y reducir la dependencia operativa de la estatal PDVSA.

La reforma, debatida dentro de la Comisión Permanente de Energía y Petróleo, apunta a desmontar varios de los pilares del modelo estatista vigente desde 2006, sin alterar formalmente la propiedad estatal de los recursos del subsuelo.

Principales ejes de la reforma

El nuevo texto introduce modificaciones estructurales en cinco áreas centrales del negocio petrolero:

1. Participación privada en la operación
   Se habilita a empresas privadas nacionales e internacionales a operar campos petroleros bajo esquemas contractuales en los que PDVSA ya no está obligada a mantener participación mayoritaria. Esto supone un giro respecto del modelo de empresas mixtas impuesto desde 2007, donde la estatal debía conservar al menos el 51 % del capital.
2. Nuevos modelos contractuales
   Se incorporan figuras contractuales derivadas de la Ley Antibloqueo de 2020, en particular los llamados Contratos de Participación Productiva, que permiten a operadores asumir riesgo técnico, financiero y operativo a cambio de una porción de la producción o de ingresos.
3. Comercialización directa
   Las empresas podrán comercializar directamente su crudo y derivados, incluyendo exportaciones, y administrar los flujos de caja, reduciendo el monopolio comercial de PDVSA que caracterizó al esquema anterior.
4. Arbitraje internacional
   Se admite explícitamente la resolución de controversias mediante arbitraje internacional, una señal relevante para el mercado de capitales y los inversores institucionales, en un país con largo historial de litigios por expropiaciones.
5. Flexibilización fiscal
   Aunque el texto definitivo aún no fue publicado, la reforma contempla esquemas variables de regalías e impuestos, especialmente para proyectos de alto costo o campos maduros, alejándose del esquema uniforme de regalías superiores al 30 %.

Antecedentes regulatorios

La legislación petrolera venezolana se estructuró históricamente sobre un principio de control estatal fuerte. Tras la nacionalización de 1976, PDVSA se consolidó como operador dominante. La Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2001, reformada en 2006, reforzó ese esquema al exigir mayoría estatal en todos los proyectos y al centralizar la comercialización.

Entre 2007 y 2012 se produjo una ola de estatizaciones y renegociaciones contractuales con empresas como ExxonMobil, ConocoPhillips, Total, Chevron y ENI, muchas de las cuales derivaron en arbitrajes internacionales.

Por su parte, los EE.UU. confiscaron los activos estratégicos venezolanos en el exterior, cuyo caso paradigmático es el de CITGO Petroleum Corporation, la filial de PDVSA en Estados Unidos, que tenía más de 11.000 estaciones de servicio. 

A partir de los laudos arbitrales derivados de expropiaciones no indemnizadas, tribunales federales estadounidenses habilitaron a distintos acreedores a ejecutar judicialmente las acciones de CITGO, abriendo el camino a su eventual subasta para satisfacer sentencias impagas. 

En los hechos, Venezuela fue perdiendo el control efectivo sobre una de sus principales plataformas energéticas externas, con un impacto directo sobre su capacidad de inserción comercial en el mayor mercado de combustibles del mundo.

CITGO concentraba activos de altísimo valor estratégico: tres refinerías de gran escala —Lake Charles (Luisiana), Corpus Christi (Texas) y Lemont (Illinois)— con una capacidad conjunta cercana a los 750.000 barriles diarios, además de una vasta red de oleoductos, terminales de almacenamiento y miles de estaciones de servicio. 

La ejecución judicial de esos activos no solo significó la pérdida de infraestructura crítica para el sistema petrolero venezolano, sino que convirtió una disputa jurídica por compensaciones en una transferencia estructural de riqueza energética estatal hacia acreedores privados internacionales, alterando de manera permanente la posición de Venezuela en la cadena global de valor del petróleo.

A partir de 2019, la combinación de sanciones financieras, deterioro operativo y falta de inversión redujo la producción venezolana a mínimos históricos. En ese contexto se aprobó en 2020 la Ley Antibloqueo, que introdujo mecanismos excepcionales y opacos para atraer capital, pero sin modificar formalmente la ley sectorial.

La reforma actual busca precisamente “normalizar” esos mecanismos, incorporándolos al régimen jurídico ordinario y dándoles mayor previsibilidad legal.

Implicancias para el mercado

Desde el punto de vista energético, la reforma representa un intento de reconstruir capacidad productiva sin recursos fiscales propios, un reconocimiento implícito de la inviabilidad del modelo PDVSA-centrista y una señal de pragmatismo regulatorio frente a la caída estructural de reservas efectivamente explotables.

Para las empresas internacionales, el atractivo real dependerá de factores adicionales: régimen cambiario, estabilidad contractual, levantamiento de sanciones, seguridad jurídica efectiva y capacidad de repatriar utilidades.

Qué sigue

El proyecto deberá atravesar una segunda discusión artículo por artículo y luego ser sancionado como ley. De confirmarse el texto en los términos actuales, Venezuela pasará a tener uno de los marcos legales más abiertos de su historia reciente, en un intento por reposicionarse como actor relevante en el mercado energético regional tras más de una década de declinación productiva.

Con foco en el desarrollo del proyecto “Argentina LNG”, YPF firmó un acuerdo con Pluspetrol para el intercambio de activos en Vaca Muerta, que le permite a la petrolera de mayoría accionaria estatal acceder a tres bloques con reservorios de gas No Convencional que vienen a reforzar la producción de este insumo con vistas a su conversión en gas natural licuado para su exportación al mercado internacional.

Con este acuerdo, se indicó, “ambas compañías refuerzan su apuesta en dicha formación” con recursos No Convencionales de hidrocarburos, desplegada mayoritariamente en el territorio de Neuquén.

Un comunicado de la petrolera que conduce Horacio Marín describió que “en el marco de este acuerdo, Pluspetrol se incorpora como accionista de Vaca Muerta Inversiones, sociedad controlada por YPF, con participación en los bloques La Escalonada y Rincón de Ceniza”.

Asimismo, YPF adquiere la participación de Pluspetrol en los bloques Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, “tres áreas estratégicas para el desarrollo del proyecto Argentina LNG, considerado uno de los pilares del crecimiento futuro de la compañía, y de la generación de exportaciones energéticas para el país”, se destacó.

“Esta operación de intercambio de activos queda sujeta al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en el acuerdo”, refirió el comunicado de YPF.

Marcelo Nachón fue designado como interventor interino del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), tras la renuncia indeclinable presentada por el hasta ahora titular del organismo, el ing. Carlos Casares, quien dejó el cargo luego de más de dos años al frente de la entidad. Nachón se desempeñaba como asesor del Ente y fue además seleccionado como director en el último concurso público de antecedentes, encontrándose su designación —al igual que la del resto de los postulantes— a la espera de la ratificación correspondiente por parte de la Comisión Bicameral del Congreso.

La designación se inscribe en un contexto de transición institucional, atravesado por el proceso de unificación de los entes reguladores de gas y electricidad, impulsado por el Poder Ejecutivo como parte de la reconfiguración integral del esquema regulatorio del sector energético.

Néstor Lamboglia, Vicente Serra, Sergio Falzone, Griselda Lambertini y Marcelo Nachón, nuevo directorio del ENARGAS

La salida de Casares marca el cierre de una etapa iniciada en enero de 2024, caracterizada por un proceso profundo de normalización regulatoria, reordenamiento institucional y modernización administrativa del organismo. En su nota de renuncia, el ex interventor realizó un extenso balance de su gestión y fundamentó su decisión en la falta de respaldo político para continuar en el proceso de transformación que había sido originalmente concebido como parte de un proyecto de largo plazo.

Desde su asunción, Casares impulsó una agenda orientada a restablecer la funcionalidad económica del sistema de transporte y distribución de gas, severamente deteriorado tras años de congelamiento tarifario. En ese marco, se implementó la Adecuación Tarifaria Transitoria con obligación de inversiones, se puso en marcha la Revisión Quinquenal Tarifaria 2025–2030 —la primera de carácter integral en más de dos décadas— y se instrumentaron mecanismos de actualización mensual de tarifas, con el objetivo de dotar de previsibilidad al sector sin provocar impactos bruscos sobre los usuarios.

En el plano institucional, la gestión se destacó por una fuerte política de racionalización del organismo, que implicó la reducción del plantel sobredimensionado, la regularización de más de 400 expedientes sancionatorios heredados de gestiones anteriores, la actualización de los regímenes de multas y la elaboración de una agenda regulatoria pública, práctica inédita en el país, destinada a transparentar los procesos normativos.

Asimismo, se avanzó en la modernización tecnológica del ENARGAS, con la implementación del Sistema de Reclamos 2.0, la digitalización de procedimientos administrativos, la mejora sustancial de los indicadores de transparencia institucional y la puesta en línea de información técnica y regulatoria bajo estándares comparables con los de los principales organismos internacionales.

En el plano estratégico, Casares mantuvo una relación de colaboración permanente con la Secretaría de Energía, participando activamente en la reglamentación de los capítulos energéticos de la Ley de Bases, en el diseño normativo del futuro ente unificado y en proyectos estructurales como la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, considerados clave para el desarrollo del sistema gasífero nacional.

La renuncia se produce luego de que el ex interventor se presentara al concurso público de antecedentes para integrar el directorio del nuevo ente regulador unificado. Según se desprende de su propia nota, los resultados del proceso evidenciaron que ya no contaba con el nivel de confianza política necesario para continuar desempeñando un rol central en la etapa siguiente de la reforma, lo que lo llevó a optar por una salida institucional ordenada.

Con la designación interina de Nachón, el ENARGAS queda bajo una conducción transitoria en un momento particularmente sensible, en el que se combinan la implementación de las nuevas reglas tarifarias, la redefinición del esquema regulatorio y la expectativa de conformación definitiva del nuevo organismo, una vez que el Congreso complete el proceso de ratificación de las autoridades.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 02/02 al 15/02/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 48 ofertas por un volumen que totalizó 40.550.000 metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 2,17 por millón de BTU en el PIST, y de u$s 2,84 el MBTU en el Gran Buenos Aires.

Los precios en el PIST variaron desde u$s 1,10 hasta u$s 2,52 el MBTU, en tanto que los precios en GBA variaron desde u$s 1,54 hasta u$s 3,42 el MBTU.

Del total de ofertas, 19 llegaron desde Neuquén y sumaron 16.050.000 m3/día; 5 ofertas provinieron de Santa Cruz por 3.500.000 m3/d; otras 12 ofertas fueron desde Tierra del Fuego y totalizaron 12.000.000 m3/d; 7 ofertas llegaron desde proveedores y comercializadores de la cuenca Noroeste por un volumen diario de 3.700.000 m3/d; y 5 ofertas por un total de 5.300.000 m3/día llegaron desde Chubut.

La producción de petróleo en Neuquén en diciembre último superó los 600 mil barriles diarios y la de gas registró un crecimiento interanual del 10,41 %, con fuerte predominio de los desarrollos en reservorios No Convencionales, informó el gobierno de la provincia.

La producción bruta de hidrocarburos de Neuquén registró así un récord histórico, consolidando la tendencia de crecimiento sostenido del sector.

De acuerdo con datos de la Secretaría de Energía de la Nación, en el caso del petróleo, la producción alcanzó los 601.274 barriles diarios. Esto representa un incremento del 1,85 % respecto de noviembre de 2025 y un crecimiento interanual del 28,62 % en comparación con diciembre de 2024. En términos acumulados, la producción de petróleo de 2025 fue 24,7 % superior a la registrada durante todo el año 2024.

El aumento mensual estuvo impulsado principalmente por una mayor producción en las áreas Loma Campana (+9.465 bbl/d), Bajo del Choique – La Invernada (+5.722 bbl/d), La Angostura Sur I (+3.715 bbl/d), Bandurria Sur (+1.900 bbl/d) y La Amarga Chica (+1.677 bbl/d).

Por su parte, la producción de gas natural alcanzó en diciembre los 90,81 millones de metros cúbicos diarios, lo que implica un incremento del 11,75 % respecto de noviembre de 2025 y un crecimiento del 10,41 % interanual. En el acumulado enero–diciembre, la producción de gas fue 1,74 % superior a la del mismo período de 2024.

El crecimiento mensual del gas se explicó principalmente por el aumento en las áreas Aguada Pichana Oeste (+2,58 MMm³/d), El Mangrullo (+2,41 MMm³/d), Fortín de Piedra (+2,11 MMm³/d), Sierra Chata (+0,8 MMm³/d) y Aguada Pichana Este (+0,66 MMm³/d).

En cuanto a la participación por tipo de producción, el petróleo No Convencional representó el 96,96 % del total, con 582.972 barriles diarios, mientras que el gas No Convencional explicó el 90,73 % de la producción total, alcanzando los 82,39 millones de m³ diarios. De ese volumen, el gas shale aportó 72,61 millones de metros cúbicos diarios (79,96 %) y el gas tight 9,78 millones de m³ diarios (10,77 %).

Estos resultados ratifican el rol estratégico de Neuquén como principal provincia productora de hidrocarburos del país y el liderazgo de los desarrollos No Convencionales en la matriz energética nacional, destacó el gobierno.

La balanza comercial energética registró en el año 2025 un superávit récord de U$S 7.815 millones, destacó el ministerio de Economía-

Tal registro resultó de exportaciones por U$S 11.086 millones (+12,8 % interanual) e importaciones por U$S 3.271 millones (-18 % interanual).

En diciembre último el superávit energético fue de U$S 893 millones, que resultó de exportaciones por U$S 1.067 millones (+0.6% interanual) e importaciones por U$S 174 millones (-0.4% interanual).

“Con reglas claras para el privado y gracias a la normalización del sector, la energía consolida el crecimiento de la economía”, destacó el Ministerio.

Por Santiago Magrone

La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía determinó las condiciones que habrán de ser tomadas en cuenta para considerar el acceso o no a los “Subsidios Energéticos Focalizados” en las tarifas de gas y de electricidad por parte de los usuarios a partir de ahora, dejando de lado el esquema de tres categorías (N1, N2 y N3) que se aplicó en los últimos años.

Al respecto, la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético emitió las Disposiciones 1 y 2, que fueron publicadas en el Boletín Oficial.

Por la Disposición 1 se aprobó el Formulario -que tiene carácter de Declaración Jurada- para que los beneficiarios de los SEF puedan completar sus datos personales a los efectos de su incorporación, a través del sitio web https://www.argentina.gob.ar/subsidios, en la base de datos del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF) creado por el decreto 943/2025, que vino a reemplazar al registro RASE.

En este sentido, quienes ya figuran en el RASE NO deberán reinscribirse, y será en base a dichos datos que Energía evaluará si corresponde o no aplicar el subsidio, tomando en cuenta las nuevas condiciones establecidas por el ministerio de Economía, con la decisión de reducir fuertemente tales subsidios.

El nuevo esquema se limita a dos categorías: Con y Sin Subsidio.

A través de un Anexo de la Disposición 2, la Subsecretaría a cargo de Antonio Milanese determinó los “Indicadores de Exteriorización Patrimonial y de Manifestación de Capacidad Económica” que se considerarán para resolver el Acceso o NO al subsidio parcial de la factura (bloque de consumo base) por el suministro realizado, y según los meses del año calendario en los que ocurre. La medida entra en vigencia a partir del día de su publicación en el Boletín Oficial.

Quedan excluídos

Hogares cuyos integrantes posean al menos un (1) automóvil con una antigüedad igual o menor a tres (3) años. Este criterio no se aplica en el caso de contar con un integrante del hogar titular de un Certificado Único de Discapacidad (CUD) emitido por autoridad competente.

Hogares cuyos integrantes posean, en conjunto, tres (3) o más inmuebles.

Hogares en los que al menos un integrante posea una (1) embarcación de lujo.

Hogares en los que al menos un integrante posea una (1) aeronave.

Hogares en los que al menos un integrante posea Activos Societarios.

Asimismo, y en base a lo establecido en un Anexo del Decreto 943/2025, los Criterios de Inclusión y Permanencia determina que “Calificarán como beneficiarios del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados los hogares inscriptos en el anterior RASE o que se inscriban en el actual ReSEF y cuyos integrantes registren, en conjunto, ingresos netos iguales o inferiores a un valor equivalente a TRES (3) Canastas Básicas Totales (CBT) para un (1) ”HOGAR 2” según el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).

El monto total de ingresos referido rondaría ahora los 3,9 millones de pesos para casi todo el país, siendo algo mayor para la Zona Patagónica (rondará los 4,7 millones de pesos).

El Decreto 943/2025 creó el régimen de SEF y unificó los subsidios energéticos de jurisdicción nacional en una sola categoría de usuarios Residenciales a los efectos de la aplicación de los 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 DIEZ (10) kilos.

Calificarán también como beneficiarios del SEF:
(a) Los hogares que tengan UN (1) integrante que posea Certificado de Vivienda Familiar (ReNaBaP);

(b) Los hogares que tengan UN (1) integrante que posea Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur.

(c) En el caso de hogares que cuentan con al menos un integrante con Certificado Único de Discapacidad (CUD), la Secretaría de Energía deberá evaluar de qué forma el CUD implica necesidad de ayuda económica para el pago de los servicios energéticos.

En tanto, No calificarán como beneficiarios del régimen de Subsidios (SEF) los hogares cuyos integrantes registren, en conjunto, ingresos netos superiores a TRES (3) Canastas Básicas Totales (CBT) para UN (1) “HOGAR 2” según el INDEC.

Por otra parte, independientemente del nivel de ingresos registrados o declarados, la S.E. en su carácter de Autoridad de Aplicación del régimen de Subsidios (SEF), podrá determinar los indicadores de exteriorización patrimonial que autoricen a presumir capacidad de pago y cuya verificación respecto de alguno de los integrantes del hogar justificará el rechazo o la exclusión del beneficio.

En tal sentido, respecto de los beneficiarios del SEF “se procederá a realizar el cruce de información respecto a los ingresos registrados conforme a las bases de datos del Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS), y otras bases de datos, además de aplicar criterios de georreferenciación y de verificar la existencia de indicadores patrimoniales de manifestación de ingresos, conforme a los parámetros previstos en el decreto 943/25”.

Asimismo, se dispuso que “ANSES pondrá a disposición de la Subsecretaría, la información que permita verificar los ingresos registrados del conjunto de los integrantes del hogar identificado, a los fines de su consideración como unidad de análisis para la evaluación de la elegibilidad al régimen”.

“La información provista por ANSES tendrá carácter complementario a las Declaraciones Juradas efectuadas por los solicitantes y será utilizada exclusivamente para la implementación, administración y evaluación del SEF, de conformidad con la normativa vigente en materia de protección de datos personales”, señaló Energía.

El ejecutivo cuenta con 23 años de experiencia en la industria energética y vuelve al
país luego de liderar posiciones clave en TotalEnergies.

Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, anunció el nombramiento de Luciano Rojas como nuevo Director Comercial de Total Austral en reemplazo de Soledad Lysak, quien asumió otras funciones dentro de la Compañía, en Francia.

Rojas regresa a Argentina tras desempeñarse como Senior Gas & LNG Negotiator de
TotalEnergies en Casa Matriz (Francia), posición que asumió en septiembre de 2023. Con más de 23 años en la Compañía, ha ocupado roles estratégicos para las unidades de negocio de Exploración & Producción y Gas, Electricidad & Renovables, entre los que se destacan el liderazgo de la Gerencia Comercial y de la Gerencia de Estrategia de Total Austral.

“Estoy sumamente entusiasmado de regresar a mi país para iniciar una nueva etapa
profesional. Asumo con plena convicción el desafío de consolidar nuestro rol como principal operador de gas en el país y pioneros en la integración energética del Cono Sur. Hoy, mi compromiso es continuar fortaleciendo ese liderazgo, maximizando el valor del gas y los líquidos producidos por la Compañía y capitalizando las oportunidades que emergen en el contexto actual, respaldados por equipos de excelencia”, expresó Luciano.

Por su parte, Sergio Martín Mengoni, Director General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, celebró el nombramiento: «Es un orgullo dar la bienvenida a Luciano en esta nueva etapa. Su experiencia será clave para consolidar el liderazgo de TotalEnergies en el país y continuar expandiendo mercados en la región, respaldados por un portafolio diversificado con presencia en las dos cuencas más productivas de Argentina y 5 centrales de energías renovables en distintos puntos del país. Seguiremos trabajando con el firme objetivo de reafirmar nuestro compromiso con el desarrollo de la industria energética nacional, el cual sostenemos desde hace casi 50 años.

Rojas es Licenciado en Comercio Internacional con orientación en Economía, graduado en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE), y posee un posgrado en Economía del Petróleo y Gas del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Su formación le ha brindado una sólida base en negocios y mercados energéticos, complementada con experiencia internacional que fortalece su visión estratégica en el sector.

Desde su nuevo rol, Luciano Rojas tendrá el desafío de impulsar la comercialización de gas natural y líquidos tanto en el mercado interno como en el externo, consolidando el liderazgo de TotalEnergies en el Cono Sur y contribuyendo a la ambición de ofrecer más energía, con menos emisiones siempre de manera más sostenible.

El gobierno convocó, a través del decreto 24/2026, a Sesiones Extraordinarias al Congreso de la Nación, desde el 2 hasta el 27 de febrero de 2026.
En un anexo se hace referencia a los temas que habrán de tratarse en tales sesiones:

1. Proyecto de Ley de adecuación del Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial – Ley 26.639.
2. Proyecto de Ley de Modernización Laboral.
3. Proyecto de Ley por el que se aprueba el Acuerdo de Libre Comercio entre el MERCOSUR y la UNIÓN EUROPEA (UE) a ser enviado por el Poder Ejecutivo Nacional.
4. Consideración del Acuerdo para designar Embajador Extraordinario y Plenipotenciario a Fernando Adolfo IGLESIAS, a ser enviado por el Poder Ejecutivo Nacional.

El gobierno de Mendoza informó que “la Dirección de Hidrocarburos decidió prorrogar el cronograma del proceso licitatorio para otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación en las 17 áreas hidrocarburíferas de la provincia”. La nueva fecha límite para presentar ofertas es el miércoles 11 de febrero.

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.

El director de Hidrocarburos, Lucas Erio, explicó que “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”.

“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.

Al respecto se destacó 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 U$S 325.000, obteniendo derecho de preferencia en la licitación, mientras que Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) presentó una iniciativa privada en Río Atuel, declarada de interés público, con una propuesta de U$S 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 mendocino.

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 quedó dispuesto de la siguiente manera:

Compra de pliego: en la Dirección de Hidrocarburos hasta 11 de febrero 2026 hasta las 13 horas.
Fecha de presentación de ofertas: 11 de febrero de 2026 hasta las 13 horas.
Fecha de apertura de sobre A: 11 de febrero de 2026 a las 15 horas.

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.

“Mendoza continúa consolidando una política energética 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”, se indicó.

Los interesados podrán solicitar toda la información técnica y legal del proceso licitatorio a través de los correos oficiales: direcciondehidrocarburos@mendoza.gov.ar y licitacionhidrocarburos@mendoza.gov.ar

En la continuidad del Plan Andes, YPF firmó los convenios de cesión del clúster Malargüe, en Mendoza, y del área Manantiales Behr, en Chubut, como parte de su estrategia de optimización del portafolio de activos convencionales.

El acuerdo por el clúster Malargüe fue suscripto con Venoil S.A., mientras que el de Manantiales Behr se firmó con Limay Energía S.A, perteneciente al Grupo Rovella Capital. Ambos procesos quedan sujetos a la aprobación de las autoridades provinciales y, una vez cumplido ese paso, las nuevas operadoras asumirán el control de los bloques.

Estas operaciones forman parte de la ronda lanzada en julio de 2025 del Proyecto Andes, liderado por el Banco Santander. En esta misma línea, YPF ya completó el proceso de cesión definitivo de sus 7 áreas convencionales en Tierra del Fuego a la empresa provincial Terra Ignis.

El manejo activo del portafolio es uno de los pilares del Plan 4×4 y permite una reasignación más eficiente del capital hacia proyectos estratégicos, como el desarrollo de Vaca Muerta, con el objetivo de incrementar la rentabilidad, fortalecer la producción no convencional y habilitar exportaciones por 30.000 millones de dólares anuales hacia 2031.

Destilería Argentina de Petróleo S.A. (DAPSA), empresa perteneciente al holding Sociedad Comercial del Plata, anunció hoy la firma de un acuerdo estratégico con la norteamericana Chevron, para la Comercialización de Combustibles en la Región.

Este acuerdo marca el inicio formal de una relación estratégica entre ambas compañías, orientada a impulsar el crecimiento de DAPSA asociado a la comercialización de commodities de Chevron en la Región. El acuerdo también establece expresamente que las partes evaluarán áreas adicionales de integración en el negocio, incluyendo la expansión de la logística del abastecimiento de DAPSA

Asimismo, el acuerdo contempla condiciones comerciales especialmente diseñadas para permitir que DAPSA incremente su presencia en los mercados regionales mediante una propuesta de valor altamente competitiva con combustibles de la mejor calidad.

Para DAPSA “este desarrollo estratégico se orienta a fortalecer nuestro modelo local replicándolo a nivel regional. Para ello es necesario sumar nuevos operadores en los países vecinos que compartan nuestros valores y vocación para trabajar juntos, aprovechando sinergias como verdaderos socios estratégicos, acelerando la expansión del proyecto y permitiéndonos plasmar el enorme potencial que supone la alianza estratégica que hemos construido con Chevron”.

Con más de 50 años de experiencia, DAPSA opera una red de aproximadamente 200 estaciones de servicio en todo el país y posee una terminal portuaria en Dock Sud con más de 140.000 metros cúbicos de capacidad de almacenamiento, interconectada por oleoductos con las principales refinerías y terminales portuarias de la región. Además, la compañía concentra aproximadamente el 10% de la producción local de lubricantes y el 60% del mercado de grasas lubricantes.

DAPSA también se encargó de aclarar que, además de este nuevo desarrollo estratégico, continuará comercializando productos de origen local a través de su red de estaciones de servicio en Argentina, asegurando la continuidad de su oferta comercial actual.

Para DAPSA el acuerdo supone un hito clave en su estrategia de regionalización, que le permitirá trascender las fronteras y expandir su red de estaciones de servicio al resto de los países de la región. Fuentes de la empresa indicaron que “si bien no hay precisiones está contemplada la posibilidad de un rebranding de la red unificando la totalidad de sus desarrollos de estaciones de servicio en la región bajo una misma bandera”.

Finalmente, respecto de las implicancias futuras del acuerdo, fuentes de DAPSA manifestaron que “por razones estratégicas y la confidencialidad propia de este tipo de acuerdos, todavía no es posible develar la totalidad de los detalles de la operación, pero estamos muy entusiasmados con este nuevo escenario y las grandes oportunidades que supone un acuerdo de esta magnitud. Ya estamos trabajando intensamente para avanzar progresivamente sumando socios estratégicos regionales y seguir creciendo de manera sostenida, impulsando el desarrollo de nuestros operadores a otro nivel pero sosteniendo siempre la confiabilidad, cercanía con el operador y transparencia que son los valores diferenciales que nos han acompañado a lo largo de nuestra trayectoria”

Por Santiago Magrone

El Gobierno Nacional, a través de la resolución 13/2026 de la Secretaría de Energía (en la órbita de Economía), definió nuevos bloques de consumo de electricidad con subsidio para los meses de altas temperaturas en provincias del Noroeste (NOA) y del Noreste argentino (NEA). Ello, mientras articula el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que viene a sustituir al esquema tarifario según tres niveles de ingresos (N1, N2 y N3), por otro mas acotado a dos categorías: Con y Sin subsidio estatal, en procura de una mayor reducción.

La medida ahora dispuesta y oficializada se apoya en la clasificación climática de la norma IRAM 11603, que identifica zonas “muy cálidas” y “cálidas” en gran parte del norte argentino. Sobre esa base, se eleva el tope de consumo con subsidio en los meses de mayor calor, es decir diciembre, enero y febrero:

En las zonas muy cálidas del NOA y NEA, 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.

Asimismo, en mayo, junio, julio y agosto el bloque subsidiado será de 300 kWh mensuales en todo el país.

Y en marzo, abril, setiembre, octubre y noviembre el bloque subsidiado baja a 150 kWh mensuales en todo el país.

La Resolución 13/2026 estableció que “el nuevo régimen de subsidios SEF tendrá impacto en las facturas de los usuarios de electricidad, gas natural y gas propano indiluído por redes, a partir de la fecha de publicación de la medida y de la fecha de publicación de las resoluciones de esta Secretaría correspondientes a los precios mayoristas de la energía (PEST, Precio Anualizado Uniforme y precio de gas propano redes) sobre los cuales aplicará el SEF, la que resulte posterior en cada caso”. Se estima que será en Febrero.

Energía describió para el subsidio de bloques ahora definido en electricidad que “el objetivo es 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 al gas por redes y la electricidad es el principal recurso para refrigerar los hogares”.

“De este modo, el SEF mantiene la lógica de topes y estacionalidad del subsidio, pero introduce un criterio de equidad territorial, para que los hogares vulnerables del NOA y NEA cuenten con un bloque de consumo subsidiado acorde a su nivel de exigencia térmica”, indicó la cartera a cargo de María Tettamanti.

Y se afirmó que “esta decisión recoge los planteos realizados por provincias, entes reguladores y defensorías del pueblo durante la Consulta Pública del nuevo esquema de subsidios, y refuerza el objetivo central del SEF: focalizar la ayuda del Estado en quienes realmente la necesitan en todo el país”.

Subsecretaría y transición

A través de la R-13/2026 Energía instruyó a la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético, a cargo de Antonio Milanese, para que asuma la gestión operativa del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF) creado por el Decreto 943/2025.

Administrará el padrón de beneficiarios y los mecanismos de inscripción, consulta y revisión, aplicando los criterios de inclusión y exclusión según los indicadores de exteriorización patrimonial del usuario.

En el artículo 3 de la misma Resolución se determina “la correspondencia” entre los bloques de consumo base para las distintas categorías de usuarios gas natural fijados en la Resolución 686/2022 y las categorías de usuarios de gas propano indiluido por redes.

Esta Subsecretaría podrá “actualizar los parámetros técnicos vinculados a consumos base, estacionalidad y zonificación bioambiental, sobre la base de evidencia objetiva y criterios técnicos fundados”. También, “proponer ajustes en las bonificaciones, conforme a evaluaciones periódicas de impacto fiscal, social y energético”, señala la R-13/26.

Asimismo, se la instruye para “implementar y administrar los cruces de información para verificar lo declarado por los solicitantes del régimen de subsidio SEF, mediante el acceso e intercambio de datos con bases administradas por otros organismos públicos, en particular la ANSES, la Agencia de Recaudación ARCA, y el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social SINTyS, en el marco del consentimiento prestado por los solicitantes y lo dispuesto por la Ley 25.326 de Protección de los Datos Personales”.

La ANSES “deberá colaborar”, mediante la provisión y verificación de información destinada a identificar la composición de los hogares y de sus integrantes, conforme a los criterios utilizados por dicho organismo para la identificación de vínculos familiares y convivenciales, en el marco de sus competencias, puntualiza la Resolución.

El articulado de la R-13/26 señala además que el ENARGAS y al ENRE, hasta que se encuentre en funciones el Ente unificado ENRGE, y aquellos entes de jurisdicción provincial que adhieran al régimen de SEF, deben instruir a las prestadoras de su jurisdicción para que “remitan a la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético la información relativa a los consumos efectivamente subsidiados y facturados de los usuarios beneficiarios del citado régimen”.

También instruye a la Subsecretaría para que, “con la colaboración de la ANSES, dentro de un plazo de 6 meses contados a partir de la fecha de publicación de la R-13/26, realice todas las adecuaciones necesarias para la migración de los beneficiarios y de los beneficios del Programa HOGAR (garrafas de GLP) al régimen de Subsidios SEF, incluyendo la determinación del consumo base indispensable medido en cantidad de garrafas de DIEZ (10) kilos por mes o por período estacional y por hogar”.

Dicha cartera deberá determinar e instrumentar la forma en que se efectivizará la asignación de los beneficios a los usuarios de garrafas de gas licuado de petróleo (GLP) envasado en garrafas de DIEZ (10) kilos, incluyendo la firma de acuerdos con entidades financieras, billeteras digitales interoperables y otros proveedores de servicios de pago, para la implementación de los beneficios a través de mecanismos de descuento o reembolso.

En la misma fecha de inicio de la aplicación del SEF a los servicios de gas natural y gas propano por redes, cesará la aplicación de los beneficios derivados del programa conocido como “Tarifa Social Federal de Gas”.

El mercado del GNC en Argentina ha completado un ciclo de diez años marcado por una retracción estructural sin precedentes desde su masificación en la década de 1980. Los indicadores de la industria reflejan que, entre 2015 y 2025, el ritmo de adaptaciones vehiculares se redujo en un 70 %. Este fenómeno, que llevó las conversiones anuales de 188.340 a poco menos de 59.000 unidades, no responde a un evento disruptivo único, sino a la convergencia de variables económicas, tecnológicas y regulatorias que alteraron la ecuación de valor para el usuario final.

Durante décadas, la adopción del GNC fue impulsada por una brecha de precio significativa respecto a los combustibles líquidos, que permitía amortizar la inversión inicial en plazos previsibles. Sin embargo, en el último decenio, la relación entre el costo del equipo de conversión y el ahorro por kilómetro sufrió una distorsión sistemática. El incremento en el valor de los componentes —especialmente en sistemas de inyección de quinta y sexta generación— y la actualización de las tarifas de mantenimiento técnico prolongaron los tiempos de recupero de capital.

Esta pérdida de competitividad relativa transformó el perfil del consumidor. Mientras que hasta mediados de la década pasada el GNC era una opción recurrente para el usuario particular de clase media, el mercado actual se ha desplazado hacia el segmento de uso intensivo. En 2025, la lógica de conversión se sostiene principalmente en flotas comerciales, servicios de transporte de pasajeros y logística liviana, donde el volumen de kilómetros recorridos justifica el desembolso inicial a pesar de la inestabilidad en los precios relativos.

La infraestructura de suministro también ha jugado un rol determinante en la percepción de viabilidad del combustible. Si bien la red de gasoductos e instalaciones de carga es una de las más desarrolladas del mundo, la gestión del sistema frente a los picos de demanda invernal generó señales de incertidumbre. Las restricciones de carga en estaciones de servicio durante periodos de alta demanda doméstica afectaron la confiabilidad percibida del sistema.

Este escenario de disponibilidad condicionada trasladó la discusión de lo técnico a lo logístico. Para muchos usuarios potenciales, el riesgo operativo de no contar con suministro fluido durante los meses de invierno se convirtió en una barrera de entrada que el ahorro económico ya no lograba compensar. En términos de mercado, la certidumbre sobre el abastecimiento se reveló como un activo tan crítico como el precio mismo del metro cúbico.

El factor tecnológico y el parque automotor moderno

La evolución de la industria automotriz ha presentado desafíos adicionales para la expansión del gas vehicular. La creciente complejidad de los sistemas de inyección electrónica y la implementación de tecnologías turbo en motores de baja cilindrada exigen equipos de conversión más sofisticados y costosos. A diferencia de las mecánicas simples de años anteriores, las adaptaciones actuales requieren una integración profunda con la computadora de abordo del vehículo para evitar fallas en el diagnóstico o pérdida de rendimiento.

A esto se suma la política de garantías de las terminales automotrices. La mayoría de los fabricantes establecidos en el país mantienen restricciones severas respecto a la modificación de los sistemas de combustible, lo que invalida la cobertura oficial ante cualquier desperfecto en el motor. Para el comprador de unidades nuevas, esta condición actúa como un desincentivo directo, limitando el mercado de conversiones a vehículos fuera de garantía o a modelos específicos diseñados desde fábrica para el uso de gas, cuya oferta sigue siendo marginal en el mercado local.

Infraestructura instalada: El activo estratégico

A pesar de la caída en el volumen de ventas y conversiones, el sector conserva una ventaja competitiva de carácter físico: una red de más de 2.000 estaciones de servicio distribuidas en todo el territorio nacional. Esta infraestructura, desarrollada a lo largo de cuarenta años, representa una barrera de entrada nula para cualquier intento de reactivación del combustible.

Desde la perspectiva del sector estacionero, el GNC ha pasado de ser un eje de crecimiento a un componente de sostenibilidad operativa. Aunque el consumo potencial se ha reducido, la demanda de los clientes fijos y profesionales mantiene la operatividad de las estaciones. En términos macroeconómicos, el uso de gas de producción local en lugar de combustibles líquidos importados sigue siendo un factor de alivio para la balanza comercial, especialmente en contextos de escasez de divisas y necesidad de sustitución de importaciones de gasoil y naftas de alto octanaje.

Actualización normativa y seguridad sistémica

En 2025, el marco regulatorio ha buscado elevar los estándares de seguridad para contrarrestar la imagen de precariedad que afectó al sector en etapas anteriores. Las nuevas disposiciones impulsadas por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) se han centrado en la estandarización de componentes críticos, y normas que exiguen el cambio de válvulas de bloqueo de los cilindros y los sistemas de ventilación asociados.

Estas normativas imponen requisitos de certificación más estrictos para talleres y productores, buscando garantizar que las instalaciones locales cumplan con niveles de seguridad internacional. Si bien esto incrementa los costos operativos en el corto plazo, los actores del sistema consideran que es un paso necesario para profesionalizar la actividad y preparar el terreno para una posible integración del GNC en el transporte de carga pesada y buses urbanos, segmentos donde la reducción de emisiones contaminantes otorga al gas una ventaja comparativa frente al diésel.

Hacia un sistema energético mixto

El estado actual del GNC no refleja una obsolescencia tecnológica, sino un ajuste a un contexto donde ya no es la solución universal para el transporte. El combustible ha encontrado su lugar en nichos específicos de alta demanda donde otros alternativos, como la electricidad, aún presentan costos de implementación prohibitivos y falta de infraestructura de carga.

El desafío del sector para los próximos años radica en estabilizar las reglas de juego y los precios relativos para salir de la volatilidad actual. Mientras la red existente siga siendo un recurso subutilizado y el país cuente con reservas excedentes de gas natural, el GNC mantendrá un rol dentro de la matriz energética nacional, no como el combustible dominante del pasado, sino como una herramienta de eficiencia económica para sectores productivos específicos. La transición hacia un modelo más equilibrado dependerá de la capacidad de transformar las ventajas técnicas latentes en señales de mercado consistentes para el consumidor.

Un millón de usuarios de la red domiciliaria de electricidad en el AMBA, zonas a cargo de Edenor y Edesur, estuvieron sin suministro durante casi tres horas en la tarde del jueves 15/1, otra vez debido a fallas en el Sistema, en medio de otra ola de altas temperaturas que afectó a la región. Una situación similar ocurrió hace dos semanas, poco antes de “alumbrar” el nuevo año.

Edenor describió ahora que “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”.

Y aseveró que “A los 30 minutos de iniciado el incidente, más del 50 % de los usuarios ya contaban con el servicio eléctrico”.

“La contingencia comprometió cerca de un tercio de la demanda total” de la red, se indicó, lo que generó interrupciones del servicio en varios partidos del conurbano bonaerense y zonas del norte de la Ciudad de Buenos Aires.

Por su parte, desde Edesur se destacó que “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”, indicó la compañía. En su pico se afectó a unos 200 mil clientes de la compañía.

Los cortes del suministro afectaron el funcionamiento numerosos semáforos porteños, el servicio en las líneas D y H de subtes.

Los cortes de electricidad afectaron a zonas de los barrios de Recoleta, Palermo, Caballito, Belgrano, Paternal, Villa Urquiza, y Villa Crespo, La Boca y Barracas, en CABA. Y también a zonas de San Isidro, Vicente López, Munro, Martínez, San Martín, Tigre, Haedo, Ciudadela, Tres de Febrero, y Ramos Mejía.

Desde la Secretaría de Energía se informó acerca de la situación en base a datos del ENRE, y a la 17.30 se comunicó “Todo normalizado. Restablecido el servicio al 100 % en Edenor y Edesur, según información de las empresas”.

El ministerio de Economía aprobó la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), enmarcado en el sector Minería, y el plan de inversión presentado por MINAS ARGENTINAS SA para el proyecto único denominado “Carbonatos Profundos (DCP)”, a desarrollar en la provincia de San Juan, y que implicará una inversión de u$s 519 millones.

El objetivo de tal proyecto consiste en “la exploración de las concesiones mineras Gualcamayo 1 y Gualcamayo 2, la determinación de la factibilidad del yacimiento de reservas minerales de oro y plata denominado “Carbonatos Profundos”, y la construcción, puesta en marcha y operación de la planta de tratamiento de dichos minerales extraídos del Proyecto.

Economía aprobó la aplicación de los beneficios fiscales, cambiarios, aduaneros y de estabilidad jurídica contenidos en el RIGI para este proyecto minero a través de la Resolución 6/2026, ya oficializada.

El artículo 2 de la R-6/26 determinó como fecha de adhesión al RIGI del Proyecto “Carbonatos Profundos (DCP)” el día 27 de noviembre de 2025 en los términos dispuestos por la ley 27.742 (Ley Bases).

Asimismo, la Resolución establece que durante el primer y segundo año contados desde la fecha de notificación de esta norma, el Vehículo de Proyecto Único (VPU) MASA-SD deberá acreditar haber completado un monto de inversión en activos computables igual o superior al cuarenta por ciento (40 %) del monto de inversión mínima (u$s 200 millones), de acuerdo con lo establecido por la ley 27.742.

Entonces, también establece que, conforme el plan de inversión aprobado la Resolución, la fecha límite para el cumplimiento del monto de inversión mínima en activos computables por parte del MASA-SD (titular del proyecto) es el día 31 de diciembre de 2028.

En los considerandos de la Resolución 6/26 se describe que el Proyecto se encuentra ubicado en la región de Gualcamayo, a 270 km al norte de la Ciudad capital de la provincia de San Juan.

El solicitante del RIGI declaró que el Proyecto “implicará una inversión total en activos computables de quinientos diecinueve millones seiscientos cuarenta y siete mil seiscientos treinta y cinco dólares estadounidenses (u$s 519.647.635), superando el monto mínimo de inversión establecido por el decreto 749/2024.

Este Proyecto se encuentra enmarcado en el sector “Minería”, subsector “Minerales de primera y segunda categoría del Código de Minería de la Nación (excluidos potasio y litio)”, conforme lo dispuesto por el decreto 749/2024.

El monto inicial a invertir en activos computables durante los dos (2) primeros años desde la fecha de adhesión al RIGI serán, para el primer año, de u$s 46.741.254) y para el segundo año de u$s 43.858.696, conformando un total de u$s 90.599.950), superando el monto mínimo de inversión del cuarenta por ciento (40 %) dispuesto por la ley 27.742.

También se consideró que la empresa solicitante de los beneficios del RIGI presentó un plan de desarrollo de proveedores, conforme lo previsto por el decreto 749/2024, del cual surge 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 veinte por ciento (20 %) exigido por la normativa vigente.

El artículo 5 de la R-6/26 aprobó el listado de mercaderías que el VPU podrá importar bajo la franquicia dispuesta por el artículo 190 de la ley 27.742.

Se refiere a que las importaciones de bienes de capital nuevos, repuestos, partes, componentes y mercaderías de consumo, así como las importaciones temporarias efectuadas por los VPU adheridos al RIGI, se encontrarán exentas de derechos de importación, de la tasa de estadística y comprobación de destino, y de todo régimen de percepción, recaudación, anticipo o retención de tributos nacionales y/o locales.

La Dirección Nacional de Inversiones Mineras puso igualmente en conocimiento del Banco Central (BCRA) el proyecto presentado por MASA-SD y concluyó que no existen observaciones que formular respecto de los aspectos cambiarios del citado Proyecto.

Economía encomendó a la Secretaría de Minería, en su carácter de área con competencia específica, la fiscalización y control del cumplimiento de las disposiciones de la ley 27.742 y sus normas reglamentarias.

A través del decreto 15/2026, el gobierno nacional realizó un enroque de funcionarios en la Entidad Binacional Yacyretá.

Por una parte aceptó la renuncia presentada por Alfonso Peña como Director Ejecutivo por Argentina en la EBY (había sido designado en 2024), y también aceptó la dimisión de Diego Luis Adúriz al cargo de Consejero de la Entidad (designado en 2025), en la órbita de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía.

Por el mismo decreto se designó a Adúriz en el cargo de Director Ejecutivo de la EBY por un período de ley que vence el 12 de enero de 2031, y se designó a Alfonso Peña en el cargo de Consejero de la EBY para completar un período de ley que vence el 31 de marzo de 2027.

Asimismo, por el D-15/26 se aceptó la renuncia presentada por José Antonio López al cargo de Consejero de la Entidad, al tiempo que designó para ése cargo a Manuel Ignacio Chavarría por un período de ley que vence el 31 de agosto de 2026.

El Estatuto de la EBY prevé que el Consejo de Administración, como órgano de administración de dicha Entidad, estará compuesto por 8 Consejeros, 4 por la Argentina y 4 por Paraguay, y que ejercerán sus funciones por un período de cuatro años.

Asimismo, el Tratado de Yacyretá -que data de 1973 y activó el proyecto de construcción del complejo hidroeléctrico- prevé que el Comité Ejecutivo, como órgano de administración de la EBY, estará constituido por 2 Directores, uno por la Argentina y otro por Paraguay, quienes asumirán los títulos de Director Ejecutivo Argentino y de Director Ejecutivo Paraguayo, con la misma competencia y jerarquía y con igualdad de atribuciones y responsabilidades, y que ejercerán sus funciones por un período de cinco (5) años, pudiendo ser reelegidos.

Al respecto, y a través del decreto 27/03 se estableció que el ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto participa con 1 representante en el Consejo de Administración de la referida Entidad Binacional-

“En virtud de las renuncias presentadas, y con el fin de garantizar el normal funcionamiento del organismo, deviene necesario aceptar esas renuncias y proceder a la designación de las autoridades de la EBY”, puntualiza el Decreto 15/26.

En mayo de 2025 los gobiernos de ambos países ratificaron acciones para asegurar el funcionamiento de la central (varias de sus turbinas venían siendo sometidas a un procedimiento de renovación), y también la distribución equitativa de la energía generada por la hidroeléctrica.

Paraguay vende a la Argentina energía que no consume, y de hecho Argentina podría utilizar hasta el 85 % de la generación disponible, siempre que Paraguay no la demande.

El documento estableció entonces mecanismos de cesión voluntaria, por los cuales Paraguay se compromete a tomar un promedio de 425 megavatios del total de 3.100 megavatios generados por Yacyretá.

También acordaron avanzar con la construcción, encarada hace varios años, de la central complementaria de Aña Cuá, que sumará 3 turbinas a las 20 que ya equipan Yacyretá. Las obras presentan un grado de avance no menor al 50 por ciento. Pero han sido aletargadas por el gobierno argentino.

En fecha reciente Argentina fijó la tarifa de producción hidroeléctrica en u$s 28 por MWh, lo que permitiría a la EBY financiar las obras restantes con fondos propios.

Fuentes del gobierno paraguayo estiman que el costo final del proyecto rondará los 600 millones de dólares. El doble de lo calculado originalmente.

El proyecto de maquinización del brazo Aña Cuá comprende la instalación de tres turbinas tipo Kaplan, de 90 MW de potencia cada una, lo que permitirá aumentar la generación de energía en aproximadamente el 10 por ciento. Ahora se estima que la primera de estas tres turbinas tipo Kaplan entre en operación a mediados de 2028.

Se estima que la central en el brazo Aña Cuá aportará recursos anuales por alrededor de 80 millones de dólares anuales.

El Poder Ejecutivo Nacional elevó al Honorable Senado de la Nación el proyecto de mensaje mediante el cual comunica los fundamentos de las designaciones propuestas para conformar el Directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), organismo creado en el marco de la reciente reorganización del sistema regulatorio energético.

Marcelo Lamboglia, Vicente Serra, Sergio Falzone, Griselda Lambertini y Marcelo Nachón, el nuevo directorio del ente unificado

La iniciativa se inscribe en lo dispuesto por el artículo 7° del Decreto N° 452/2025 y detalla el proceso de selección llevado adelante para cubrir los cargos de presidente, vicepresidente y tres vocales del nuevo ente regulador, resultante de la fusión funcional de las competencias de los entes preexistentes en materia de gas y electricidad .

Según se consigna en el mensaje oficial dirigido a la presidenta del Senado, Victoria Villarruel, el procedimiento de selección se desarrolló conforme a los lineamientos establecidos por el Decreto N° 452/2025 y la Resolución N° 388/2025 de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía. Para tal fin, se conformó un Comité de Selección integrado por Osvaldo Ernesto Rolando, Santiago Urbiztondo y María Luján Crespo, quienes evaluaron antecedentes profesionales y realizaron entrevistas a los postulantes .

Concluida esa etapa, el Comité elevó a la Secretaría de Energía un informe con las ternas correspondientes para cada cargo, junto con los fundamentos de la selección. Posteriormente, la Secretaría de Energía remitió la propuesta final al Poder Ejecutivo Nacional a través del Ministerio de Economía, dando cumplimiento al procedimiento previsto en la normativa vigente .

El proyecto de mensaje identifica como candidato a presidente del ENRGE al doctor Néstor Marcelo Lamboglia, actual interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), integrante del Grupo de Asesores de la Secretaría de Energía y ex asesor jurídico argentino de la Entidad Binacional Yacyretá. Para el cargo de vicepresidente se propone al ingeniero Vicente Serra, presidente de Intelligence Energy Solutions, ex director nacional de Refinación y Comercialización y asesor en la intervención de Yacimientos Carboníferos Fiscales .

En cuanto a los vocales, se postula como vocal primero al licenciado Marcelo Nachon, integrante del Consejo Asesor del ENARGAS y con trayectoria en gestión de proyectos especiales en el sector hidrocarburífero. Como vocal segunda se propone a la doctora Griselda Lambertini, ex vocal del directorio del ENARGAS y actual consultora independiente en regulación energética. Finalmente, el ingeniero Héctor Sergio Falzone es el candidato a vocal tercero, con experiencia como asesor técnico regulatorio en la Secretaría de Energía y en cargos gerenciales dentro del sector eléctrico .

La remisión del mensaje al Congreso constituye el paso previo a la consideración legislativa de las designaciones, en un contexto de reconfiguración institucional del esquema regulador energético, orientado a centralizar funciones de control de los servicios públicos de Gas y Electricidad.

El régimen legal tradicional de los entes reguladores energéticos establecía que los pliegos de los miembros del directorio deben contar con intervención del Senado, a través de una comisión, antes de la designación definitiva.

Por Milagros Cayol, miembro de Adeera Joven*

Hablar de energía eléctrica hoy es hablar de desarrollo, competitividad y sostenibilidad. En un contexto de altas temperaturas, crecimiento sostenido de la demanda y necesidad de garantizar un servicio continuo y seguro, el consumo responsable deja de ser un gesto individual para convertirse en una verdadera decisión estratégica, tanto para los hogares como para los comercios y las industrias.

Desde las empresas distribuidoras de energía conocemos de primera mano cómo pequeñas acciones cotidianas, replicadas por millones de usuarios, inciden significativamente en el funcionamiento del sistema eléctrico. El uso responsable de la energía no solo permite optimizar el gasto individual, sino que resulta esencial para sostener una infraestructura crítica que requiere inversiones permanentes, planificación a largo plazo y el trabajo coordinado de más de 60.000 personas en todo el país.

En este contexto, acercar buenas prácticas de consumo responsable se vuelve una herramienta simple y concreta para todos los usuarios. Porque la energía no se gasta: se gestiona. Y gestionarla de manera inteligente tiene un efecto compartido, que impacta tanto en el sistema eléctrico como en la vida cotidiana y la actividad económica.

Desde Adeera sistemáticamente compartimos medidas clave de consumo responsable, pensadas según cada tipo de usuario —residencial, comercial e industrial—, para consumir mejor sin resignar confort ni productividad:

Usuarios residenciales

• Climatización eficiente: usar el aire acondicionado a 24 °C en verano, mantener filtros limpios, cerrar puertas y ventanas, climatizar solo los ambientes en uso y mejorar el sellado, evita consumos innecesarios y ahorra energía. Y apagar el aire si no queda nadie en la habitación.
• Evitar consumos simultáneos innecesarios: no utilizar varios electrodomésticos de alto consumo al mismo tiempo ayuda a reducir picos de demanda, especialmente en horarios críticos.
• Eliminar el consumo invisible: apagar lo que no se usa, evitar el stand by desenchufando equipos y cargadores, usar el lavarropas a carga completa y regular el termotanque permite reducir consumos innecesarios y alargar la vida útil de los equipos.

Comercios

• Gestión inteligente de horarios: escalonar el uso de equipos eléctricos y evitar su funcionamiento simultáneo en horas pico mejora la eficiencia operativa y reduce costos.
• Mantenimiento y eficiencia de equipos: heladeras, freezers y aires acondicionados en buen estado consumen menos energía y prolongan su vida útil.
• Iluminación eficiente: el recambio a tecnología LED y el uso racional de cartelería luminosa tienen un impacto inmediato en la factura eléctrica.

Industrias

• Planificación del consumo: programar procesos productivos fuera de los horarios de máxima demanda contribuye a un sistema eléctrico más estable.
• Inversión en eficiencia energética: motores eficientes, automatización y medición del consumo permiten detectar desvíos y optimizar recursos.
• Cultura energética interna: capacitar al personal y promover buenas prácticas convierte a la eficiencia en parte de la gestión empresarial.

Cada decisión cuenta. Consumir energía de manera inteligente fortalece el sistema eléctrico, impulsa la actividad económica y construye un futuro más sostenible. Empezar a consumir mejor hoy, es una forma concreta de ser parte del cambio que nos beneficia a todos.

*Abogada especialista en asuntos legales y corporativos.

Genneia, empresa líder en generación de energías renovables en Argentina, anunció el regreso de Jorge Brito como presidente de su Directorio.

Brito, quien ya ha desempeñado este cargo 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, destacó un comunicado de la compañía.

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.

En fecha reciente, 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 U$S 1.600 millones desde 2016.

Asimismo, la compañía se posiciona también como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de U$S 1.280 millones emitidos hasta la fecha.

Continuidad y Visión Estratégica

Genneia 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.

 Jorge Brito destacó que “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”.

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, se indicó.

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar. La reciente entrada en operación del Parque Solar San Rafael en Mendoza, junto con la puesta en marcha del Parque Solar Anchoris y la inauguración del Parque Eólico La Elbita en la provincia de Buenos Aires, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.540 MW.

Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, Genneia cuenta con una capacidad total de 945 MW en energía eólica. Actualmente, la compañía avanza con la construcción del Parque Solar San Juan Sur, con una capacidad de 130 MW, ubicado en la provincia de San Juan.

Con sus seis parques solares en operación —Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe I, Anchoris y la reciente incorporación de San Rafael (140 MW) — Genneia alcanza un total de 630 MW de capacidad instalada en energía solar.

https://www.genneia.com.ar/

Acerca de Jorge Brito
Jorge Brito fue elegido presidente del Directorio de Banco Macro en marzo del 2023, y también es accionista de Inversora Juramento S.A.

Fue presidente del Club Atlético River Plate entre el 2021 y 2025. Además, fue presidente de ADEBA (Asociación de Bancos Argentinos) durante el 2017 y 2018, asociación de la que ahora es vicepresidente primero. También fue presidente del Directorio de Macro Securities entre 2013 y 2022.

YPF inauguró en la ciudad de Pinamar su primera estación móvil, un modelo innovador que se traslada según la demanda estacional, pensada para clientes que buscan agilidad y una experiencia 100 % tecnológica, operada y asistida en tiempo real desde el RTIC de Comercialización.

La implementación de este nuevo formato se enmarca en la Resolución 504/2025 de la Secretaría de Energía, que reglamenta el Decreto 46 de enero del 2025 y establece un nuevo marco regulatorio para el abastecimiento de combustibles. En este contexto, YPF avanza con el desarrollo de las estaciones de cercanía móviles, siendo la primera compañía en inaugurar una unidad bajo esta normativa.

Ubicada en Av. Libertador, entre Selene y Poseidón, esta primera estación permite abastecer hasta dos vehículos en simultáneo y cuenta con un módulo FULL autónomo.

Ofrece exclusivamente combustibles premium, con foco en brindar una experiencia ágil, tecnológica y diferencial para los usuarios.

La inauguración contó con la presencia del intendente de Pinamar, Juan Manuel Ibarguren; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el vicepresidente Ejecutivo Midstream y Downstream, Mauricio Martín; y otras autoridades del municipio y de la compañía.

“Sabemos 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. Es parte del camino que estamos recorriendo para estar cada vez más cerca de nuestros clientes”, destacó Marín.

Con esta apertura, YPF suma infraestructura estratégica en la Costa Atlántica y continúa desarrollando soluciones innovadoras para acompañar a sus clientes en los principales destinos del país.

Beneficios de verano para socios ServiClub

Como parte de la temporada de verano 2026, YPF lanzó beneficios exclusivos para socios ServiClub en paradores turísticos de la Costa Atlántica y otros puntos del país como Villa Carlos Paz y Bariloche.

Los socios pueden canjear 500 puntos ServiClub y obtener $ 20.000 de descuento en gastronomía, servicios de playa, estacionamiento, actividades recreativas y más, en paradores seleccionados de Pinamar, Cariló, Costa Esmeralda, Mar del Plata, Chapadmalal, Bariloche y Villa Carlos Paz.

Además, habrá activaciones especiales durante la temporada, como el trailer con simuladores en puntos clave de la Costa, presencia de FULL en balnearios y el Teatro Tronador de Mar del Plata.

El detalle completo de paradores y condiciones se pueden consultar en APP YPF.

Las empresas que resultaron adjudicatarias en el proceso de privatización de los complejos hidroeléctricos del Comahue: Alicurá, El Chocón, Piedra del Águila y Cerros Colorados, tomaron posesión de dichos activos para su operación y mantenimiento por 30 años el sábado 10 de enero, informó el ministerio de Economía.

“Desde este momento, y conforme al régimen transitorio establecido por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, las nuevas operadoras asumen la gestión sin interrupciones en la operación, el despacho y la comercialización de energía dentro del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), garantizando la continuidad plena del servicio mientras se completan los procedimientos administrativos definitivos”, describió el Ministerio.

Las empresas privadas adjudicatarias que tomaron posesión de las hidroeléctricas ( que fueron construídas por el Estado nacional, y concesionadas por primera vez a operadores privados en la década del 90) son:

Edison Inversiones S.A.U. (Alicurá y Cerros Colorados),
BML Inversora S.A.U. (El Chocón),
Central Puerto S.A. (Piedra del Águila).

El Grupo Edison es liderado por los hermanos Neuss; BML Inversora es de MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea; y Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica de la Argentina tiene por principales accionistas a Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg, y Eduardo Escassany.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) inició de manera simultánea las adecuaciones necesarias en programación, despacho, liquidaciones, registración y garantías, asegurando una transición ordenada y sin impactos sobre la operación del sistema eléctrico nacional, se indicó.

Además de la oferta económica ya abonada al Estado Nacional, que totalizó cerca de U$S 700 millones, los adjudicatarios deberán realizar un “rebumping” integral de las centrales: un conjunto de obras de modernización, renovación y actualización tecnológica estimado en alrededor de U$S 400 millones, destinado a extender la vida útil de los equipos, mejorar la eficiencia y elevar los estándares de seguridad operativa de los complejos hidroeléctricos.

Estas inversiones forman parte de las obligaciones contractuales que deberán ejecutar en los próximos años, refirió Economía.

Las nuevas concesionarias cuentan con 30 días corridos desde la toma de posesión para completar la documentación final requerida, se puntualizó.

“La toma de posesión marca un hito en la reorganización y modernización del sistema hidroeléctrico del Comahue. A partir de ahora, las nuevas operadoras asumen el compromiso de garantizar una operación segura, eficiente y sostenible, fortaleciendo la seguridad energética del país y consolidando un esquema de gestión basado en reglas claras, previsibilidad e inversión de largo plazo”, argumentó Economía.

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, comunicó el Gobierno.

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.

PDVSA, la petrolera estatal de Venezuela creada en 1976, confirmó la venta de crudo a Estados Unidos.

En un comunicado emitido en las últimas horas del miércoles 7/1, la petrolera venezolana anunció que “cursa una negociación con Estados Unidos para la venta de volúmenes de petróleo, en el marco de las relaciones comerciales que existen entre ambos países”.

“Este proceso se desarrolla bajo esquemas similares a los vigentes con empresas internacionales, como Chevron, y está basado en una transacción estrictamente comercial, con criterios de legalidad, transparencia y beneficio para ambas partes”, añadió.

El anuncio oficial ocurrió luego de que el secretario de Energía de los EE.UU., Chris Wright, afirmara que su país controlará la venta de crudo venezolano “indefinidamente”.

El martes, el presidente Donald Trump había anunciado que el gobierno de la “presidenta encargada” Delcy Rodríguez entregará hasta 50 millones de barriles de petróleo a Estados Unidos y que los ingresos serán “controlados” por él.

La “Presidenta encargada” de Venezuela, Delcy Rodríguez, negó que Estados Unidos esté al mando del Gobierno venezolano, cuyo Presidente, Nicolás Maduro, fuera secuestrado en la madrugada del sábado en una incursión militar estadounidense en Caracas, con bombardeos que dejaron un saldo provisorio de al menos 100 muertos, entre civiles, y militares venezolanos y cubanos.

Delcy Rodriguez reclamó por la vida y la liberación de Maduro y su esposa, también secuestrada en el operativo militar. Y afirmó por cadena nacional que “No hay ningún agente externo que gobierne Venezuela… Tenemos un Gobierno Constitucional, con un poder popular consolidado”, explicó.

Esas declaraciones ocurrieron pocas horas después de que Trump hablara al periodismo y asegurara que tiene a personas administrando Venezuela y que Rodríguez debe acatar órdenes, además de detallar que la Presidenta (E) “estaba cooperando”.

En las úlltimas horas del miércoles la portavoz de la Casa Blanca, Karoline Leavitt contrarrestó las declaraciones de Delcy Rodriguez señalando que “Tenemos la máxima capacidad de presión sobre las autoridades interinas”, y ratificó que la Administración Trump aspira a recibir de 30 a 50 millones de barriles de crudo venezolano, y que el viernes recibirá a representantes de las petroleras estadounidenses que podrían intentar desembarcar en Venezuela, donde sí está operando Chevron hace meses, en acuerdo con PDVSA.

En los últimos días la petrolera Chevron envió al menos once buques cisterna a Venezuela los cuales se espera que arriben a dos puertos venezolanos.

Los buques fletados por la única petrolera con licencia de exportación ante las sanciones de EE.UU. a la industria venezolana, llegarán a los puertos de José y Bajo Grande para cargar crudo.

“Chevron sigue centrada en la seguridad y bienestar de nuestros empleados, así como la integridad de nuestros activos. Seguimos operando en total cumplimiento con las leyes y regulaciones relevantes”, indicó un vocer de la compañía.

El gobierno de Trump pretende mantener el embargo al petróleo venezolano, cargarlo con destino a los Estados Unidos, comercializarlo en el mercado internacional. Con parte de lo que obtenga por dichas operaciones financiar a Venezuela la compra de productos e insumos que este país necesita. Y pretende que sean productos e insumos de origen estadounidense.

Mientras tanto, la mayoría de los países representados en la ONU cuestiona el accionar de la Administración Trump, cuya actitud amenaza expandirse a otros países de la región, según sus propias declaraciones, bajo el argumento de una supuesta “lucha contra el narcoterrorismo”.

tgs, compañía líder de energía, decidió incorporar a Jorge Vugdelija como Director de Grandes Proyectos. Desde esta posición, liderará la ejecución y el desarrollo de los proyectos de gran envergadura que impulsan el futuro de la organización, se explicó.

Jorge Vugdelija cuenta con una sólida formación y una extensa trayectoria en el sector energético regional. Es Ingeniero Electrónico por la UTN, con especializaciones en el ITBA y un Executive MBA del IAE Business School. Ocupó posiciones gerenciales en Pecom Energía, Petrobras Argentina y Refinor, y ejerció roles como CEO en Oleoductos del Valle (Oldelval) y como Executive President en Oleoductos de Crudos Pesados (OCP) en Ecuador.

Sobre tgs

tgs es la principal compañía de transporte de gas natural de Argentina. A través de más de 9.250 km de gasoductos que atraviesan siete provincias, transporta el gas natural desde los yacimientos del sur y oeste hacia los centros de consumo urbanos.

Durante sus 33 años de historia, la compañía se ha consolidado como líder en cinco líneas de negocio:

. Transporte de gas natural

. Procesamiento y comercialización de líquidos del gas natural

. Midstream en Vaca Muerta

. Telecomunicaciones

. Servicios

Con más de 35 instalaciones distribuidas en siete provincias y más de 1.100 colaboradores, tgs opera el Complejo Cerri y la Planta Galván en Bahía Blanca, donde se procesan líquidos derivados del gas natural.

En octubre de 2025, tgs fue adjudicataria para ejecutar la ampliación del Gasoducto Perito Moreno (Ex GPNK) , proyecto que permitirá incrementar la capacidad de transporte en 14 MMm3/día desde Tratayén (NQN) hasta Salliqueló (PBA).

Esta obra, con una inversión superior a 560 millones de dólares, contribuirá a sustituir importaciones y potenciar el desarrollo de Vaca Muerta, consolidando el rol estratégico de tgs en el abastecimiento energético del país, se destacó.

Además, la compañía impulsa el proyecto NGL’s, una iniciativa estratégica para monetizar el gas rico en hidrocarburos de Vaca Muerta mediante la separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (propano, butano, etano y gasolina natural).

Este proyecto contempla una inversión global superior a U$S 2.500 millones, incluyendo infraestructura de acondicionamiento en Tratayén, un poliducto de más de 500 km y una planta de fraccionamiento en Bahía Blanca, posicionando a tgs como líder regional en la industrialización y exportación de NGL’s.

TotalEnergies se convierte en la primera compañía en suscribir el convenio de adhesión para asociarse con YPF en el Instituto Vaca Muerta (IVM). Esta institución educativa será clave para impulsar la formación de los técnicos que necesita el desarrollo de Vaca Muerta y para el proyecto de transformar al país en exportador de energía.

El acuerdo fue suscripto 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, durante un encuentro realizado en las oficinas de YPF en la Ciudad de Buenos Aires.

La incorporación de TotalEnergies muestra la relevancia que este proyecto tiene para la industria. El IVM es clave para capacitar a miles de trabajadores, mejorar la seguridad y hacer que Vaca Muerta sea aún más competitiva a nivel global.

Este es el camino para seguir consolidando el desarrollo del sector”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
“Desde la compañía impulsamos este instituto para complementar la formación existente y ofrecer experiencia real en entornos controlados Es un desafío que requiere el compromiso y el trabajo conjunto de toda la industria”, concluyó Marín.

El crecimiento proyectado en Vaca Muerta entre 2026 y 2030 podría generar hasta 50.000 nuevos puestos de trabajo y el IVM se presenta como una opción de capacitación impulsada por la industria para lograr esas especializaciones.

El IVM va a ofrecer formación técnica especializada en Upstream, que será inédita en la región, basada en la práctica real y teniendo como premisas fundamentales la seguridad y la excelencia operativa. Contará con un pozo escuela, que estará ubicado en Río Neuquén, donde podrán realizar las prácticas y maniobras críticas para la formación de los operadores. A su vez, tendrá su sede en el Polo
tecnológico de Neuquén, donde la formación se realizará con simuladores y laboratorios con equipamiento didáctico para que los estudiantes puedan formarse en la última tecnología disponible y con la participación de los especialistas de la propia industria.

La creación del proyecto fue impulsada por Fundación YPF, que realizó una investigación prospectiva para anticipar cuáles serán las demandas ocupacionales y tecnológicas del Upstream para los próximos 10 años.
Sergio Mengoni, Director General y Country Chair de TotalEnergies en Argentina,destacó:
“Para nuestra compañía es un orgullo participar en esta iniciativa
liderada por YPF, que beneficia a toda la industria. La educación y la mejora continua son pilares fundamentales del ADN de TotalEnergies, por eso decidimos invertir en el Instituto Vaca Muerta.”

Asimismo, subrayó que“TotalEnergies está presente en el país desde hace casi 50 años y en Neuquén desde hace más de 30, impulsando el desarrollo económico, social y cultural, y generando un impacto positivo en las comunidades y actores con los que trabajamos.”

Acerca del IVM

La propuesta educativa ofrecerá una formación de alta especialización en Upstream O&G, centrada en ocho perfiles estratégicos: operadores de perforación, fractura hidráulica, producción, mantenimiento eléctrico y mecánico, instrumentación, plantas de tratamiento de agua y crudo, y plantas de tratamiento de gas. El programa de estudiode formación inicial para los nuevos talentos tiene una carga de 304 horas distribuidas
en cuatro meses. A su vez, se brindará formación continua para el personal de empresas que requiera actualización y reconversión tecnológica, además de capacitación en seguridad operativa para quienes no tengan experiencia técnica y deban ingresar a un campo petrolero.
El IVM se propone complementar la oferta académica existente y consolidarse como un referente para el ingreso a la industria, brindando a futuros y actuales operarios y técnicos la posibilidad de adquirirexperiencia práctica en instalaciones reales dentro de un entorno seguro y controlado.

El petróleo y el gas alcanzaron en 2025 los niveles más altos en décadas, con Vaca Muerta explicando hasta el 70 % de la producción nacional. La expansión de la infraestructura y los proyectos de exportación abren una oportunidad histórica, condicionada por costos elevados y la volatilidad del mercado global.

El sector hidrocarburifero argentino atraviesa una fase de expansión sostenida que no solo define su presente productivo, sino que proyecta un cambio estructural de largo alcance en la economía nacional. Un análisis reciente coincide en que la industria del petróleo y el gas se encuentra inmersa en un ciclo de crecimiento impulsado, principalmente, por el desarrollo acelerado de Vaca Muerta y por lo proyectos de exportación de gas natural licuado (GNL) y crudo que se proyectan en el horizonte. Todo indica que la inversión y la actividad productiva continuarán siendo ejes centrales durante 2026, aun en un contexto internacional marcado por la volatilidad de precios y las tensiones geopolíticas.

Las proyecciones para 2025 anticipan lo que podría constituir un hito histórico: la producción de hidrocarburos podría alcanzar los niveles más elevados del último siglo, tanto en petróleo como en gas natural. Este desempeño excepcional se explica, en gran medida, por la contribución del desarrollo no convencional, que ha permitido consolidar a la Argentina como uno de los principales productores de energía de América Latina. Informes sectoriales señalan que la formación neuquina ya explica entre el 60 % y el 70 % de la producción total de hidrocarburos del país, con una participación aún mayor en el crecimiento incremental de los últimos años.

La dinámica expansiva también se refleja en el movimiento corporativo dentro del sector. En Chubut, la compañía Crown Point Energy concretó la adquisición de una participación mayoritaria, cercana al 59 %, en un conjunto de concesiones hidrocarburíferas que incluyen los yacimientos El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, junto con infraestructura asociada. Este tipo de operaciones empresariales refuerza la percepción de que los activos productivos argentinos continúan despertando interés inversor, incluso en provincias con tradición convencional, en un contexto de revalorización de reservas y mejoras operativas.

En paralelo, el Gobierno nacional avanzó en la actualización de precios mayoristas del gas natural. A través de una resolución oficial, se dispuso un incremento en el valor del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que comenzará a trasladarse a las facturas a partir de enero de 2026. La medida se enmarca en el Plan Gas.Ar y tiene como objetivo alinear los precios internos con la estructura de costos y los compromisos contractuales, una decisión con impacto directo en las tarifas, la rentabilidad de las empresas y el equilibrio fiscal del sistema energético.

El peso estratégico de Vaca Muerta quedó particularmente en evidencia durante 2025. Según un análisis publicado recientemente, la formación fue determinante para sostener el superávit comercial energético del país, al explicar aproximadamente el 74 % del saldo positivo total en los primeros once meses del año. Este resultado se alcanzó en un contexto de récords simultáneos de extracción de petróleo y gas, y permitió reducir de manera significativa la necesidad de importaciones energéticas, con el consecuente alivio sobre las cuentas externas.

El dinamismo no se limita a los grandes operadores. Empresas de menor escala, también buscan iniciar o ampliar su producción en Vaca Muerta, lo que podría traducirse en mayores niveles de inversión y en una diversificación creciente del ecosistema productivo. Esta multiplicidad de actores fortalece la competencia, amplía la base de proveedores y contribuye a la consolidación de un entramado industrial más complejo y resiliente.

En el plano internacional, el contexto de precios del crudo añadió un factor adicional de complejidad. Durante las últimas semanas, el valor del petróleo se mantuvo elevado como consecuencia de tensiones geopolíticas globales, lo que tuvo un impacto directo en el mercado interno argentino, con aumentos en los precios de las naftas y el gasoil aplicados por las petroleras. Sin embargo, hacia fines de 2025 comenzaron a manifestarse señales de una posible corrección a la baja en los precios internacionales, lo que plantea interrogantes sobre la sostenibilidad de las inversiones en un país con costos operativos relativamente elevados.

La evolución productiva de 2025 puede reconstruirse con precisión a partir de una secuencia de hitos clave. Entre enero y julio, la producción nacional de petróleo creció aproximadamente un 11 % interanual, mientras que la de gas natural avanzó en torno al 4 %, según datos de la Bolsa de Comercio de Rosario. Este desempeño estuvo impulsado casi exclusivamente por el no convencional, que ya representa alrededor del 60 % del petróleo extraído en el país. En julio, la producción de gas natural alcanzó un máximo histórico cercano a los 161 millones de metros cúbicos diarios, el nivel más alto desde 2003. En octubre, la Argentina superó su récord histórico de producción de petróleo —vigente desde antes de 1998— al alcanzar unos 859.500 barriles diarios, con Vaca Muerta aportando aproximadamente el 68 % del total. En noviembre, la producción se mantuvo en niveles récord, con unos 857.700 barriles diarios de petróleo y 122,3 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, nuevamente con una participación cercana al 70 % por parte de la formación neuquina. El cierre de diciembre consolidó un año histórico, aunque dejó planteado un desafío central: la caída de los precios internacionales del crudo comenzó a tensionar la rentabilidad del sector, en un contexto de costos locales elevados.

De cara a 2026, los impactos económicos y regulatorios se perfilan con claridad. Vaca Muerta continuará siendo el motor principal de la producción hidrocarburífera, con un aporte decisivo al saldo de la balanza comercial energética y a la generación de divisas. Proyecciones sectoriales indican que, de mantenerse el ritmo de inversión y desarrollo, la Argentina podría acercarse a una producción de un millón de barriles diarios hacia fines de 2026 o comienzos de 2027, aunque este escenario depende críticamente de la evolución de los precios internacionales.

Al mismo tiempo, el sector enfrenta el desafío de la competitividad. Los costos de perforación en la Argentina pueden ser hasta un 40 % más altos, medidos en dólares, que en Estados Unidos, lo que obliga a mejorar productividad y eficiencia en un contexto de precios globales potencialmente más bajos. Esta sensibilidad a los ciclos internacionales condiciona la planificación de largo plazo, especialmente en materia de infraestructura y expansión exportadora.

En este marco, la infraestructura emerge como un factor estratégico. Entre enero y noviembre de 2025 avanzó la construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur, una obra de más de 3.000 millones de dólares destinada a conectar Neuquén con una futura terminal marítima en Río Negro, cuya puesta en operación está prevista para el cuarto trimestre de 2026. En paralelo, se proyecta la ampliación del sistema gasífero, incluido el gasoducto Perito Moreno, con inversiones estimadas en 700 millones de dólares para elevar la capacidad de transporte a 35 millones de metros cúbicos diarios hacia el invierno 2026/27.

En diciembre de 2025, YPF anunció planes de inversión por unos 6.000 millones de dólares para 2026, un incremento cercano al 20 % respecto del año anterior, a pesar del contexto de precios internacionales más moderados. En el mismo anuncio, la compañía ratificó el avance del proyecto Argentina LNG, desarrollado junto con Eni y ADNOC’s XRG, que prevé una inversión total del orden de los 20.000 millones de dólares. La decisión final de inversión está prevista para mediados de 2026, con el objetivo de desarrollar una terminal de exportación de gas licuado con capacidad estimada en 12 millones de toneladas anuales a partir de 2030.

Durante la primavera de 2026 se esperan definiciones clave, tanto en materia de inversión como de regulación. La ampliación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con inclusión de proyectos upstream e integrales, apunta a ofrecer estabilidad fiscal y acceso a divisas por más de 30 años, un elemento central para atraer capitales de gran escala. Hacia el invierno 2026/27, las ampliaciones en transporte permitirían mayores flujos de gas hacia el centro y norte del país, así como una mayor capacidad exportadora intrarregional.

En el horizonte de largo plazo, el proyecto Argentina LNG proyecta exportaciones de hasta 12 millones de toneladas anuales de GNL a partir de 2030, con un potencial impacto de hasta 30.000 millones de dólares anuales en exportaciones energéticas, sumando petróleo, gas y derivados. Este proceso promete consolidar a la energía como uno de los pilares estructurales del superávit comercial argentino, al tiempo que impulsa la generación de empleo, el desarrollo de proveedores locales y la integración del ecosistema productivo nacional.

Los datos son contundentes: cerca de 857.700 bbp/d y 122,3 MMm3 de gas en noviembre de 2025; una participación de Vaca Muerta que oscila entre el 65 % y el 70 % de la producción total; una meta potencial de un millón de barriles diarios hacia fines de 2026 o inicios de 2027; y costos de perforación sensiblemente superiores a los de Estados Unidos, que condicionan la competitividad. En este delicado equilibrio entre oportunidad histórica y desafíos estructurales se juega, en definitiva, el futuro energético y macroeconómico de la Argentina.

El panorama de los hidrocarburos ha dado un giro radical este 5 de enero de 2026. Tras la captura de Nicolás Maduro, el mercado global asimila que las mayores reservas probadas del mundo han quedado bajo la órbita de influencia de Washington. Según reportes de Reuters, el crudo WTI operó con una subida moderada del 1,7% (58,32 dólares), reflejando una tensión inicial que fue rápidamente matizada por la expectativa de una oferta masiva a mediano plazo.

En Wall Street, las acciones de las petroleras con activos estratégicos en la región vivieron una jornada de euforia. Chevron Corp. lideró el repunte con un alza del 5,7%, impulsada por la confianza de los inversores en que el control estadounidense de la zona facilitará una reconstrucción sin precedentes del sector. Las empresas de servicios técnicos, como SLB y Halliburton, también registraron subas superiores al 7%, anticipando un ciclo de inversión masiva para reparar una infraestructura que hoy opera al mínimo de su capacidad.

Uno de los puntos más disruptivos ha sido el enfoque del presidente Donald Trump respecto a China, el mayor comprador de crudo venezolano bajo el régimen anterior. Contrario a la tesis de un bloqueo total, Trump ha sugerido que Estados Unidos capitalizará este recurso mediante una diplomacia comercial directa. “Vamos a venderle crudo a China; no vamos a decir que no”, ha sido el mensaje central, indicando que Washington busca regularizar las exportaciones venezolanas —antes ocultas en “flotas en la sombra”— para que los beneficios fluyan hacia empresas estadounidenses y la reconstrucción local.

Sin embargo, esta apertura comercial viene condicionada. Bloomberg detalla que el plan de la Casa Blanca implica eliminar los descuentos que China obtenía en el mercado negro, forzando a Pekín a comprar bajo precios de mercado regulados. Al mismo tiempo, el secretario de Estado, Marco Rubio, ha enfatizado que la prioridad será el suministro a las refinerías de la Costa del Golfo, lo que sugiere que China seguirá recibiendo petróleo, pero bajo los términos y la supervisión de la nueva administración interventora.

En cuanto a las proyecciones globales, la brecha entre la Agencia Internacional de Energía (IEA) y la OPEP parece resolverse a favor de la primera. La IEA mantiene su previsión de un superávit de casi 4 millones de barriles diarios para finales de 2026. Con las reservas venezolanas ahora alineadas con los intereses de producción de EE. UU., las barreras geopolíticas que mantenían ese crudo fuera del circuito formal se desvanecen, validando la tesis de un mercado con exceso de oferta que actuará como un techo para los precios.

Por el contrario, la OPEP ha manifestado históricamente que la demanda global requiere más barriles para evitar un déficit. No obstante, con Venezuela operativamente fuera de la esfera de influencia de la OPEP+ y bajo control de Washington, la capacidad del cartel para gestionar el mercado mediante recortes de producción ha quedado severamente mermada. Pareciera hoy que el centro de gravedad energético se ha desplazado hacia el Hemisferio Occidental.

El impacto técnico para las operadoras es inmediato. El crudo pesado venezolano es el complemento necesario para el shale producido en Estados Unidos. Según Bloomberg, la reactivación de los mejoradores de crudo en la Faja del Orinoco permitirá a refinadoras como Valero (+9,8%) y Marathon Petroleum (+6,1%) optimizar sus procesos de mezcla, reduciendo costos operativos y alterando la estructura competitiva del mercado de derivados.

No obstante, Reuters advierte que la “victoria” petrolera es una apuesta de largo aliento. Pasar de la producción marginal actual a niveles competitivos internacionales requerirá inversiones estimadas en 100.000 millones de dólares. La velocidad con la que el capital privado estadounidense logre movilizar equipos de perforación hacia zonas críticas como el Lago de Maracaibo definirá si Venezuela actúa como un motor de crecimiento o simplemente como un activo estratégico en reserva.

Pekín, por su parte, observa el proceso con “grave preocupación”. Para China, la captura de Maduro representa la pérdida de un aliado que le garantizaba suministros fuera del sistema financiero del dólar. La declaración de Trump sobre seguir vendiéndoles crudo parece ser una herramienta de presión: Pekín podrá seguir comprando energía, pero deberá hacerlo bajo un esquema que fortalezca el dominio energético de EE. UU. en la región.

Eel inicio de 2026 marca el fin del crudo venezolano como factor de desestabilización para convertirse en un activo de “abundancia administrada”. Mientras la IEA anticipa un escenario de precios contenidos por el superávit, el sector hidrocarburífero se prepara para una reconfiguración donde la eficiencia operativa y el control geopolítico de las rutas de exportación hacia Asia serán las nuevas variables maestras del mercado.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 12/01/2026 al 01/02/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se presentaron 44 ofertas de productores-comercializadores de las diversas cuencas, por un volúmen total a proveer de 43,9 millones de metros cúbicos día. Los Precios Promedio Ponderados fueron de u$s 2,04 por millón de BTU en el PIST, y de u$s 2,68 el MBTU para el gas puesto en el Gran Buenos Aires.

Según las cuencas de orígen del gas, los precios en el PIST fueron desde u$s 0,90 hasta u$s 2,52 el MBTU, en tanto que los precios en el GBA fueron desde u$s 1,33 hasta u$s 3,40 el MBTU.

Desde Neuquen llegaron 16 ofertas por un volúmen total de 18,2 millones de metros cúbicos día. Desde Santa Cruz las ofertas fueron 7 y totalizaron un volúmen de 5,9 MMm3/d; Desde Tierra del Fuego se hicieron 9 ofertas por un total de 11,7 MMm3/d; Desde la cuenca Noroeste llegaron 7 ofertas pou un total de 2,8 MMm3/d; Y desde Chubut 5 ofertas por un volúmen que sumó 5,3 MMm3/día.

Pan American Energy (PAE) y la estadounidense Continental Resources se asociaron con el objetivo de acelerar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en Vaca Muerta.. PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques.

El acuerdo consiste en la adquisición por parte de Continental del 20 % de la participación de PAE en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro, Aguada Cánepa, ubicadas en la provincia del Neuquén, y Loma Guadalosa, en Río Negro.

Durante décadas Continental ha sido pionera en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos. Con una producción diaria que alcanzó los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día en 2025 y más de 5.200 pozos operados, su trayectoria se define por la innovación tecnológica, la disciplina operativa y una gestión financiera responsable, destacó un comunicado de PAE.

A nivel internacional, Continental aplica el mismo rigor técnico y una visión de desarrollo a largo plazo a nuevas oportunidades, incluyendo Vaca Muerta.

El cierre del acuerdo está sujeto a la aprobación de la transferencia de las participaciones por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro.

Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, afirmó que “esta relación estratégica con una las principales compañías de petróleo y gas independientes de Estados Unidos busca acelerar el desarrollo de las cuatro áreas en ambas provincias.

Como socio no operador, Continental nos aportará su know-how en derisqueo, desarrollo y eficiencia de operaciones con el objetivo de poner en valor los enormes recursos no convencionales que tiene nuestro país”.
Por su parte, Doug Lawler, presidente y director ejecutivo de Continental Resources, destacó que “Vaca Muerta es una de las formaciones de shale más atractivas del mundo y estamos entusiasmados de continuar invirtiendo en Argentina y consolidar la posición de Continental a través de este acuerdo con Pan American Energy”.

“PAE es un operador altamente capacitado con una profunda experiencia en la cuenca. Tenemos muchas expectativas en aprender de PAE y de compartir la experiencia de Continental en recursos no convencionales para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta”, agregó.

PAE lleva más de 50 años invirtiendo en Neuquén y actualmente es uno de los protagonistas del desarrollo del No Convencional. En la cuenca neuquina, la compañía produce 12 millones de m³ diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, lo que significa un total cercano a 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED).

En esta provincia PAE opera siete áreas, seis de ellas en etapa de desarrollo, y participa como socio no operador en otras dos. En Río Negro la compañía opera el área Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación no convencional otorgada por dicha provincia.

Sobre Continental Resources
Continental Resources, Inc. es el mayor productor privado de petróleo y gas natural del mundo. Con sede en Oklahoma, la compañía tiene una larga trayectoria de innovación en el desarrollo de recursos no convencionales. Es uno de los mayores titulares de concesiones y productores en la formación Bakken, en Dakota del Norte y Montana, y es el principal productor de la Cuenca de Anadarko, en Oklahoma.

Asimismo, Continental ocupa una posición de liderazgo en recursos en múltiples cuencas de Estados Unidos, que incluye ser el segundo mayor titular de concesiones en la cuenca del Río Powder, en Wyoming, y contar con una posición significativa en la cuenca de Permian, en Texas.

A nivel internacional, Continental está participando en un joint venture con la petrolera nacional de Turquía (TPAO) y TransAtlantic Petroleum para desarrollar recursos no convencionales en la cuenca de Diyarbakır, en Turquía.

La Secretaría de Energía de la Nación fijó, a través de las resoluciones 611 y 612/2025 nuevos precios para los biocombustibles utilizados en la mezcla obligatoria con naftas y gasoils para el mes de enero en curso.

Se trata de un esquema de cortes proporcionales establecidos por la Ley 27.640 que, aprobada en el 2021, establece el marco regulatorio para biocombustibles, abarcando su elaboración, almacenamiento, comercialización y mezcla, con vigencia hasta 2030, prorrogable por 5 años. No obstante está sujeta a revisión parlamentaria.

Los nuevos precios para el bioetanol y el biodiesel a partir de este mes tienen subas del 1,3 %, y además fue restituído el corte obligatorio de biodiesel al 7,5 % (venía siendo al 7 % en los últimos meses).

Las resoluciones firmadas por María Tettamanti detallan:

A través de la Resolución 611/2025, se fijaron los precios mínimos de adquisición del bioetanol destinado a su mezcla con naftas. Para el bioetanol elaborado a base de caña de azúcar, el valor fue establecido en $ 976,457 por litro, mientras que el bioetanol producido a partir de maíz pasó a $ 894,949 por litro.

Estos precios regirán para las operaciones que se realicen durante enero de 2026 y se mantendrán vigentes hasta que se publique una nueva actualización.

El plazo de pago del bioetanol no podrá superar los 30 días corridos desde la fecha de emisión de la factura correspondiente.

Asimismo, la Resolución 612/2025 dispuso un nuevo precio para el biodiesel destinado a la mezcla obligatoria con gasoil. El valor fue fijado en $ 1.797.881 por tonelada para las operaciones de enero.

El plazo de pago en este caso no podrá exceder los siete días corridos desde la facturación.

La resolución dispuso además la restitución del porcentaje de corte obligatorio de biodiesel con el gasoil al 7,5 %, proporción que había sido reducida al 7 % en noviembre último debido al encarecimiento del aceite de soja, principal insumo del biodiesel.

Tal como lo había anunciado en el último tramo del 2025, el Gobierno Nacional activó en el arranque del 2026 un nuevo esquema para la aplicación de subsidios estatales a la baja en las tarifas de los servicios de suministro de electricidad y de gas por redes a nivel residencial, de gas licuado envasado en garrafas por 10 kilogramos.

El cambio de régimen, que tiene por objetivo esencial reducir el gasto del Estado en procura del superavit fiscal, se dispuso en el primer día hábil del año a través de la publicación en el Boletín Oficial el Decreto 943/2025, que crea el régimen de “Subsidios Energéticos Focalizados” (SEF), que “ordena y unifica los subsidios para los consumos residenciales de electricidad, gas natural, gas propano por redes y garrafas de gas licuado del petróleo (GLP) de 10kg en todo el país”, destacó el gobierno nacional.

Y argumentó que “la medida se adopta luego de haber finalizado el período de Consulta Pública, (No Vinculante) desarrollada durante 15 días hábiles y finalizada el pasado 19 de diciembre, en el marco de la Emergencia Pública en materia tarifaria y como parte del proceso de sinceramiento de los costos reales de la energía, con el objetivo de focalizar la ayuda del Estado en los hogares vulnerables y terminar con la multiplicidad de regímenes superpuestos”.

Con la puesta en marcha del SEF, se deja sin efecto la segmentación por niveles de ingreso de los usuarios N1 (ingresos altos) , N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios), y la Tarifa Social de Gas como esquemas separados.

“En su lugar, el nuevo sistema establece solo dos categorías claramente definidas: hogares con subsidio y hogares sin subsidio, de acuerdo con sus ingresos, patrimonio y condición socioeconómica”, comunicó el ministerio de Economía.

Hasta ahora los usuarios de ingresos altos pagaban el 90 por ciento de la tarifa plena (ahora pagarán el 100 %), y se estima que el nuevo esquema apunta principalmente a reducir casi en su totalidad el subsidio a usuarios de ingresos medios.

“Los hogares beneficiarios recibirán una bonificación sobre el valor de la energía; los que no califican abonarán el costo pleno del servicio. El criterio principal de elegibilidad se fija en ingresos del hogar menores o iguales a tres Canastas Básicas Totales, junto con supuestos de vulnerabilidad específicos”, se describió.

Para eso, el Decreto crea el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), que reemplaza al Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE). Las personas que ya estaban inscriptas no deberán volver a anotarse: sus datos serán migrados automáticamente, podrán actualizar información de su Declaración Jurada y consultar su situación a través de la opción Trámites de Mi Argentina, se indicó.

En electricidad, los hogares que califican contarán con una bonificación base del 50 % todo el año, aplicada sobre un bloque de 300 kWh mensuales en los meses de mayor demanda y 150 kWh en los meses templados.

En gas por redes se mantienen los bloques de consumo vigentes, y el 50 % de subsidio se concentrará entre abril y septiembre, los meses de mayor consumo, mientras que no se contempla bonificación en los períodos de baja demanda.

“De forma extraordinaria, y sólo durante 2026, se establece una bonificación adicional de hasta 25 % en enero para los beneficiarios de electricidad, gas natural y propano por redes, que irá disminuyendo gradualmente hasta desaparecer en diciembre de este año”, puntualizó Economía.

La Secretaría de Energía, en la órbita de Economía, destacó que “el nuevo régimen integra también a los usuarios de gas propano indiluido por redes y a los beneficiarios del ex Programa Hogar (garrafas de GLP), que pasarán a recibir el subsidio bajo reglas homogéneas”.

“Estos últimos usuarios contarán con un plazo de seis meses para inscribirse en el SEF, garantizando durante ese período la continuidad de la asistencia mientras se completa la migración al nuevo esquema. Una vez finalizado ese proceso, el Programa Hogar será dado de baja y los usuarios quedarán incluidos en el régimen general de subsidios energéticos focalizados”, se advirtió.

El Decreto 943/2026 deroga el Decreto 332/2022 y da por concluido el “Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados”, iniciado en 2024, con la revisión de los padrones y la corrección de distorsiones del sistema heredado”.

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

A través de una serie de resoluciones, que van desde la 823 hasta las 842/2025, el ENRE oficializó los incrementos en las tarifas de suministro de electricidad por redes domiciliarias que rigen desde el 1 de enero y que, en promedio, tienen una incidencia del 2,5 % contra el mes inmediato anterior en el AMBA.

La suba es producto del traslado a precios de la actualización del Precio Estabilizado de la Energía (3,88 %), del Precio del Transporte en Alta Tensión (1,88 %), y del Costo Propio de Distribución (2,24 %), que incluye el ajuste mensual de 0,36% hasta noviembre de 2027 por la aplicación de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT).

La actualización tarifaria comprende a las Transportadoras Transener, Transba, Transpa, Transnoa, Transnea, Transportel Minera, Transacue, DPEC, Enecor, Edersa, Litsa, Limsa, Yacylec, y a las Distribuidoras en el AMBA, Edenor y Edesur.

Los nuevos cuadros tarifarios conservan la discriminación para el cálculo de las facturas entre los Usuarios Nivel 1 (de altos ingresos), N2 (bajos ingresos) y N3 (Ingresos medios), lo que implica “bonificaciones” para las dos últimas, hasta un nivel base de consumo (350 kW/h mes para el N2 y 250 kW/h para el N3). El consumo excedente se factura a tarifa plena.

Amodo de ejemplo cabe indicar que para un usuario N3 de Edesur categoría R3 -con un consumo de 401 a 500 kW/h mes- tendrá un Cargo Fijo de $ 9.576, con un Cargo Variable de $ 78,15 por kW hasta los 250 kW/h, y de $ 125,37 para el consumo excedente.

En los próximos días el ministerio de Economía dejará de lado este esquema y lo reemplazará por otro de sólo dos categoría de usuarios: Con, y Sin Subsidios, para avanzar en la eliminación de tales subsidios tarifarios estatales.

Con temperaturas inferiores en promedio respecto al mismo mes del año anterior, en noviembre de 2025 se registró un descenso de la demanda de energía eléctrica de -3,2 %, al alcanzar los 10.712,3 GWh a nivel nacional. En once meses del año que acaba de terminar acumuló una caída de -0,4 por ciento, informó la Fundación Fundelec.

Por su parte, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron una baja de -3,9 % en la comparación interanual. También, descendieron los consumos residenciales, comerciales e industriales en todo el país.

DATOS DE NOVIEMBRE 2025
En noviembre de 2025, la demanda neta total del MEM fue de 10.712,3 GWh; mientras que en noviembre del año anterior había sido de 10.064,9 GWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -3,2 %. Se trata del consumo más bajo para este mes desde 2021, cuya demanda había sido de 10.560,7 GWh.

Por su parte, en noviembre último se dió un crecimiento intermensual de 1,2 %, con respecto a octubre de 2025, cuando la demanda había alcanzado los 10.585,1 GWh.
Aún se mantiene el día 10 de febrero de 2025 como el registro del máximo histórico de demanda de potencia en el SADI con una marca de 30.257 MW a las 14:47 y una temperatura en GBA de 37.9 C°.

En cuanto a la demanda residencial de noviembre último, alcanzó el 43 % del total país con una caída de -2,8 % respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial descendió un 6,5 %, siendo un 28 % del consumo total. Y la demanda industrial reflejó un 29 %, con un decrecimiento en el mes del orden del – 0,4 %, aproximadamente.

EL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES
La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido noviembre de 2025): 8 meses de baja (diciembre de 2024, -2,2 %; marzo de 2025, -2,5 %; abril, -1,8 %; mayo, -10,4 %; julio, -2,5 %; agosto, -3,7 %; octubre, -0,9 %; y noviembre de 2025, -3,2 %) y 4 meses de suba (enero de 2025, 4 %; febrero, 0,5 %; junio, 13 %; y septiembre de 2025, 3,9 %). El año móvil (últimos doce meses) presentó una caída de -0,6 por ciento.

CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL
En cuanto al consumo por provincia, en noviembre, 16 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Misiones (-33 %), Formosa (-12 %), Chaco (-11 %), Corrientes (-10 %), Santa Fe (-5 %), EDEN, La Rioja, Mendoza (-4 %), Entre Ríos, San Juan, San Luis (-3 %), EDES, Córdoba y EDELAP (-1 %), entre otros.

Por su parte, 11 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Santa Cruz (13 %), Chubut (10 %), Neuquén (9 %), Santiago del Estero (6 %), Jujuy, EDEA (4 %), Río Negro, Tucumán (3 %), Salta, Catamarca (2 %) y La Pampa (1 %).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que cubrieron 30 % del consumo del país y totalizaron un descenso conjunto de -3,9 %, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una caída de -3 %, mientras que en EDESUR la demanda descendió -4,6 %.

Observando las temperaturas, el mes de noviembre de 2025 fue menos caluroso en comparación con noviembre de 2024. La temperatura media fue de 20.6 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 22.4 °C, y la histórica es de 20.3 °C.

DATOS DE GENERACIÓN

La generación térmica es la principal fuente utilizada para satisfacer la demanda, aunque se destaca que la generación hidráulica ocupó el segundo lugar al desplazar a las energías alternativas (fotovoltaica y eólica) que representan un aporte similar.

En noviembre, la generación hidráulica presentó una variación positiva del 6,4 %. Por su parte, la potencia instalada es de 43.930 MW, donde el 57 % corresponde a fuente de origen térmico y un 39 % de origen renovable (alternativa e hidráulica).

Así, en noviembre siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 45,25 % de los requerimientos. Las centrales hidroeléctricas aportaron para cubrir el 25,32 % de la demanda, las nucleares proveyeron el 8,15 %, y las generadoras de fuentes alternativas 21,12 % del total. Por otra parte, la importación representó el 0,16 % de la demanda cubierta.

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) informó en relación al evento sucedido el día de hoy (31 de diciembre) en la Subestación Bosques, el cual provocó interrupciones en el suministro eléctrico a 1.085.000 usuarios de Edesur, que durante la mañana se desplegó personal técnico del Ente en las instalaciones de la subestación a fin de efectuar las inspecciones correspondientes, documentar el evento y avanzar en un informe preliminar.

En este sentido se solicitó a la distribuidora Edesur un informe técnico detallado sobre las causas del evento, las acciones realizadas y las tareas previstas para la subestación con sus plazos correspondientes.

Cabe señalar que el ENRE solicitó oportunamente a las distribuidoras la presentación de los respectivos Planes Verano a través de los que cada empresa proyectó la operación y mantenimiento de la red durante la temporada estival.

En este sentido, el Ente Regulador planteó a las empresas la necesidad de reforzar estos planes para garantizar la normal prestación del servicio eléctrico en el periodo de mayor demanda.

(Prensa ENRE, 31 de diciembre de 2025)

El Ente Nacional Regulador del Gas oficializó en una serie de resoluciones el ajuste tarifario a la suba para el mes de enero 2026, empresa por empresa. tanto transportadoras como distribuidoras del gas natural por redes de todo el país. La incidencia en las facturas con consumos similares a las del mes anterior rondaría el 2 por ciento.

Las subas tarifarias fueron dispuestas por la aplicación en 31 ajustes mensuales y consecutivos de la actualización calculada al momento de la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) realizada el año pasado, mas el traslado del nuevo precio (dolarizado) del gas en el PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte).

También se aplica una actualización mensual del 2,3 por ciento en la tarifa de las transportistas y del 2,8 por ciento al VAD (valor agregado de distribución).

El Ministro de Economía comunicó a la S.E. que “…resulta razonable y prudente continuar para el mes de enero de 2026 con el sendero de actualización de los precios y tarifas del sector energético”.

A modo de ejemplo, cabe señalar que la tarifa final para un usuario de MetroGas Residencial N1, con categoría de consumo R2-3, el cargo Fijo a facturar es de $ 15.977,43 si habita en CABA, y de $ 14.322,81 si vive en el GBA. El ambos casos el Cargo por metro cúbico consumido es de $ 229,65 (sin impuestos).

A los efectos del traslado de los precios de gas a los cuadros tarifarios de los servicios de distribución de gas natural, la Secretaría de Energía instruyó al ENARGAS a efectuar la conversión a dólar por millón de BTU utilizando un factor de 27,10473; y que el tipo de cambio a ser utilizado para el traslado de los precios de gas a tarifas sea el valor promedio del tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina (Divisas) observado entre los días 1° y 15 del mes inmediato anterior al traslado de los precios.

Mediante la Resolución 605/2025 la S.E. estableció nuevos precios de gas en el PIST, con un aumento de 0,53 % en dólares a ser trasladados a los usuarios finales en relación con los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes celebrados en el marco del Plan Gas.Ar, para los consumos de gas realizados a partir del mes de enero de 2026.

Economía dispuso 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”.

Las resoluciones publicadas en el Boletín Oficial van desde la número 999/2025 hasta la 1015/2025 y corresponden a TGN, TGS, Compañía Entrerriana de Gas, Gas Link, Transportadora de Gas del Mercosur, GasAndes, Enarsa, Enel Generadora Chile, Gasoducto Norandino, Refinería del Norte, MetroGas, Litoral Gas Naturgy NOA y Naturgy BAN, Camuzzi Gas del Sur y Camuzzi Gas Pampeana, Distrbuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, y GasNea.

Cabe referir que el Gobierno nacional dará a conocer en los próximos días un decreto que activará un nuevo esquema de subsidios a la baja, que reemplaza al actual de tres niveles de usuarios según ingresos (N1, N2 y N3), a solo dos categorías: Con subsidios y Sin subsidios (que pagan tarifa plena).

Economía tiene previsto además, para el caso del gas natural por redes, aplicar un esquema de tarifas planas a lo largo del año, y con ello supuestamente aliviar el costo de las facturas del servicio en el otoño e invierno, de mayor demanda.

La Secretaría de Energía dispuso, a través de la Resolución 605/2025 una actualización a la suba del 0,53 % del precio del gas en el PIST ( Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) a partir de enero para todos los usuarios de gas natural por red.

El incremento será facturado a los usuarios Nivel 1 (altos ingresos) en su costo pleno, en tanto que para los usuarios Nivel 2 y Nivel 3, (ingresos bajos y medios) se facturará contemplando en el cálculo el Consumo Base subsidiado, y el excedente a tarifa plena.

Esto mientras se aguarda que el gobierno active un nuevo esquema a la baja de subsidios a estos servicios públicos, focalizados en dos categorías: Con y Sin subsidio.

A modo de ejemplo, en el caso de la distribuidora en el AMBA, Metrogas, el precio del gas PIST pasará de 2,940 dólares por millón de BTU a U$S 2,956 el MBTU, tanto para usuario Residencial como Servicio General P (usos no domésticos en donde el cliente no tiene una cantidad contractual mínima).

Para ambos tipos de usuarios servidos por Naturgy BAN el nuevo precio del gas PIST es de U$S 2,997 el MBTU.

Energía explicó el incremento para el mes de enero de 2026 en el marco del “sendero de actualización de precios y tarifas del sector energético, en un contexto de notoria desaceleración inflacionaria, y con el objetivo de mantener dichos precios y tarifas en valores reales lo más constantes posibles, de acuerdo a lo instruido mediante los Decretos 55/23 (de emergencia energética), 1.023/24 y 370/25”.

Por otra parte, y a través de la Resolución 604/2025, Energía fijó, para el período comprendido entre el 1 de enero y el 30 de abril de 2026, nuevos Precios de Referencia de la Potencia (POTREF), Precio Estabilizado de la Energía (PEE) y el Precio Estabilizado de los Servicios Adicionales (PES) en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

El PEE junto con el POTREF, el PES y el Precio Estabilizado del Transporte (PET) son los que se deberán utilizar para su aplicación en los cuadros tarifarios de los Distribuidores.

Energía calcula que la incidencia a la suba en las facturas de los usuarios residenciales de electricidad, y también de gas por redes, será de entre 2,5 y 3 por ciento.

Por la misma resolución se estableció además una actualización del precios de la energía para el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Tierra del Fuego (MEMSTDF).

Asimismo se establecieron para el mismo período los valores correspondientes a cada Distribuidor del MEM por el Servicio Público de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión y por Distribución Troncal.

En los considerandos de la R-604 se establece que, “a los efectos de un adecuado direccionamiento de los subsidios a la tarifa de los usuarios finales (Niveles 2 y 3), los volúmenes de energía eléctrica adquiridos a ser informados por los Agentes Prestadores del Servicio Público de Distribución de Electricidad deberán ser respaldados por los entes reguladores o autoridades locales con competencia en cada jurisdicción”.

La Secretaría de Energía, en la órbita del ministerio de Economía, estableció “adecuaciones” al “Plan de Reaseguro y Potenciación de la producción Federal de Hidrocarburos, el Autoabastecimiento interno, las Exportaciones, la Sustitución de Importaciones y la Expansión del sistema de Transporte para todas las cuencas hidrocarburíferas del país 2023-2028″- Plan Gas.Ar -aprobado en el año 2020- que, se indica, “serán de aplicación sólo para aquellos Productores Firmantes que adhieran a las mismas”.

Entonces, a través de la Resolución 606/2025 ya oficializada se establece que:

1) Los Productores Firmantes, suscriptores de acuerdos de provisión de gas natural con Energía Argentina S.A. (EA), destinados al abastecimiento de la demanda prioritaria de las prestadoras del servicio de distribución de gas natural, que decidan adherir, “deberán aceptar la cesión de los contratos de abastecimiento de gas natural a las distribuidoras respectivas”. El procedimiento de cesión de dichos contratos será determinado e instrumentado por EA dentro de los 30 días hábiles de la publicación de R-606.

Una vez perfeccionada la cesión, los productores percibirán mensualmente la porción del precio de inyección (PIST) a cargo del Estado Nacional por los volúmenes entregados a las distribuidoras, mediante el mecanismo de compensación establecido en los Puntos 62 y subsiguientes del Anexo al Decreto 892/20 y su modificatorio.

Antecedentes
Cabe señalar que el Decreto 892/20 se refiere al “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024″, una normativa para fomentar la producción, asegurar el autoabastecimiento interno y la sustitución de importaciones, estableciendo mecanismos de precios, compromisos de inyección por parte de productores y un marco para la coordinación entre productores y distribuidores, buscando la estabilidad del mercado energético nacional”.

El punto 62 establece un esquema para el Cálculo de las compensaciones y señala que cada Productor o Productora incorporado “presentará mensualmente a la Subsecretaría de Hidrocarburos, dentro de los 30 días calendario del último día hábil del mes siguiente al del período de inyección, las Declaraciones Juradas relativas a:

62.1 Su inyección total conforme su Compromiso de Inyección;
62.2 Sus ventas bajo el Compromiso de Entrega a cada segmento de la demanda y
62.3 El cálculo de la compensación resultante sobre la base de su propio análisis de precios, cantidades inyectadas y entregadas.

En un período no mayor a 20 días corridos posteriores a la presentación de las Declaraciones Juradas se emitirá una orden de Pago Provisorio equivalente al 85 % de la compensación calculada por el Productor o la Productora Firmante y presentada según el Punto 62.

Para acceder al Pago Provisorio mencionado, cada Productor o Productora Firmante deberá constituir un seguro de caución, mediante pólizas aprobadas por la Superintendencia de Seguros de la Nación, extendidas a favor de la Secretaría de Energía.

En caso de no constituirse la caución las compensaciones serán abonadas a partir de las Declaraciones Juradas, certificadas por auditor o auditora independiente.

La Subsecretaría de Hidrocarburos controla la información relativa a los volúmenes inyectados y declarados por cada Productor o Productora Firmante.

Puntos Clave del Decreto 892/2020:

Declaró de Interés Público nacional la promoción de la producción de gas natural argentino.

Objetivo: Lograr el autoabastecimiento energético, sustituir importaciones y expandir el sistema de transporte de gas.

Mecanismo: Creó un esquema de oferta y demanda para el período 2020-2024, con compromisos de inyección de gas por parte de los productores. Se prorrogó hasta 2028.

Roles: Facultó a la Secretaría de Energía para fijar precios en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y coordinar con distribuidores y productores.

Compromisos: Los productores firmantes se comprometieron a curvas de producción, y las distribuidoras a cubrir la demanda, con ajustes y controles.

Fue modificado por decretos posteriores, como el 730/2022, que aprobó un Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción.

Las Modificaciones o adecuaciones

La Resolucion 606 que acaba de entrar en vigencia establece que:
2) Los Productores Firmantes que adhieran a la resolución quedarán relevados del deber de informar en forma trimestral y con apertura mensual, el avance del Plan de Inversiones previsto en el Punto 11 del Decreto 892/20 , más allá de las tareas de control particularizadas que disponga la S.E..

“Ello, sin perjuicio de la obligación de ejecución de las inversiones comprometidas por los adjudicatarios, y de la facultad de la Autoridad de Aplicación de solicitar la información relativa al avance de dichas inversiones, de considerarlo necesario a los efectos de verificar su cumplimiento”, señala la resolución.

Lo dispuesto en el párrafo precedente no será de aplicación con relación a los compromisos de inversión asumidos en el marco de la Ronda 5.2 convocada mediante la Resolución S.E.770/2022, se aclara.

Asimismo, la nueva Resolución puntualiza que “A los efectos de la determinación del compromiso de inyección durante la vigencia del Esquema y para los Productores que adhieran a esta resolución, no será de aplicación -en las Rondas que corresponda- la división por CERO COMA SIETE (0,7) de la curva de producción, en los términos establecidos en el Punto 11 del Anexo al Decreto 892/20”.

El pago provisorio definido en el Anexo a dicho Decreto, “alcanzará al 90 % de la compensación calculada sobre la base de la Declaración Jurada presentada por cada Productor Firmante que haya adherido a esta resolución, respecto a sus entregas, para el mes que corresponda, conforme a lo establecido en los puntos 62. a 65 del citado Anexo.

El artículo 2 de la R-606 establece que en el proceso de cesión y/o asignación entre las prestadoras del servicio de distribución de gas natural y la CAMMESA de los volúmenes resultantes de la Ronda 4.2, según la adjudicación dispuesta será supervisada por el Ente ENARGAS.

El artículo 3 de la misma resolución establece que los Productores Firmantes interesados en adherir a las adecuaciones establecidas deberán remitir una nota de adhesión por el sistema de Trámites a Distancia (TAD) dirigida a la Secretaría de Energía, “dentro del plazo de 30 días hábiles administrativos desde la notificación de este acto”.”No se admitirán adhesiones parciales y/o sujetas a condicionamientos y/o reservas”.

Cumplido dicho plazo, la S.E. comunicará a Enarsa las adhesiones válidamente presentadas por los Productores Firmantes.

“Dentro del mismo plazo las empresas prestadoras del servicio público de distribución de gas interesadas en adherir, deberán remitir una nota de adhesión por el sistema TAD, no siendo admisibles adhesiones parciales y/o sujetas a condicionamientos y/o reservas”.

Expirado el plazo para que los productores y las prestadoras del servicio efectúen sus adhesiones, la S.E. comunicará a Enarsa el listado de empresas adherentes a los fines de que la citada empresa efectúe las adecuaciones o rescisiones contractuales, y publicará el citado listado en su sitio web.

Dentro de los 30 días hábiles desde la referida publicación los proveedores y las prestadoras del servicio público de distribución, o, en su caso los generadores o CAMMESA, de corresponder, deberán presentar los nuevos contratos ante la Secretaría y ante el ENARGAS.

Genneia, empresa líder en generación de energías renovables en Argentina, anunció la entrada en operación anticipada de 140 MW del Parque Solar San Rafael, ubicado en la provincia de Mendoza, uno de los desarrollos solares más relevantes del país.

Con una capacidad instalada de 180 MW y una inversión de U$S 180 millones, este proyecto consolida el rol de Mendoza en el desarrollo de infraestructura energética eficiente y sustentable, destacó la compañía.

El Parque Solar San Rafael cuenta con 400.000 paneles solares, abasteciendo de energía competitiva y limpia a clientes bajo el marco regulatorio del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). La producción del parque equivale al consumo eléctrico de aproximadamente 135.000 hogares. Esta capacidad lo convierte en un referente de la generación solar a gran escala.

Este parque es el tercero de Genneia en Mendoza y se emplaza en un predio de 500 hectáreas en el distrito de 25 de Mayo. Durante su etapa de construcción, el proyecto generó empleo para más de 300 personas y dinamizó la economía regional.

La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, destacó que “la entrada en operación del Parque Solar San Rafael es un hito clave para la matriz energética de Mendoza. Este tipo de proyectos refuerzan nuestro posicionamiento como una provincia comprometida con el desarrollo sostenible y la atracción de inversiones estratégicas”.

Por su parte, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, señaló “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”.

Con la entrada anticipada del Parque Solar San Rafael, Mendoza se consolida como un polo estratégico para la generación de energía competitiva y limpia en el país. La presencia de Genneia en la provincia alcanza, hasta el momento, una inversión superior a los U$S 400 millones y suma 410 MW de capacidad instalada destinados al Mercado a Término de Energías Renovables.

Se estima que esta capacidad se incrementará en 40 MW adicionales durante el primer trimestre de 2026, una vez que el Parque San Rafael obtenga la habilitación comercial completa.

Este hito destaca las sinergias entre el sector público y privado para optimizar el uso de los recursos energéticos, reducir emisiones y fortalecer la competitividad del sistema productivo nacional, se destacó.

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 20 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar.

La reciente entrada en operación del Parque Solar San Rafael en Mendoza, junto con la puesta en marcha del Parque Solar Anchoris y la inauguración del Parque Eólico La Elbita en la provincia de Buenos Aires, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1.540 MW, consolidando su liderazgo en el sector.

La compañía avanza con la construcción del Parque Solar San Juan Sur, con una capacidad de 130 MW, ubicado en la provincia de San Juan. Con sus seis parques solares en operación —Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe I— más Anchoris y la reciente incorporación de San Rafael (140 MW), Genneia alcanza un total de 630 MW de capacidad instalada en el rubro.

Por Santiago Magrone

El Gobierno Nacional procura avanzar con el Plan Nacional de Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica, habilitando la ejecución de obras prioritarias mediante el régimen de concesión de obra, con participación de inversión privada.

Al respecto se publicó 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 hoy limitan el transporte de energía desde los centros de generación hacia los centros de consumo”, se comunicó.

“Se trata de una condición indispensable para mejorar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento de la demanda y permitir el desarrollo de nueva generación”, argumentó la Secretaría de Energía, en la órbita del ministerio de Economía.
El decreto establece que las obras de ampliación del transporte eléctrico definidas como prioritarias en el Plan Nacional 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”, se indicó.

En los considerandos del decreto ya oficializado se hace referencia a la resolución de la S.E 311/25 que instruyó a la Subsecretaría de Energía Eléctrica para elaborar un nuevo apartado del “Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica”, conforme lo previsto en la resolución del Ministerio de Economía 715/25.

Asimismo, en la R-311/25 se instruyó a la Subsecretaría para que, en base a lo previsto por la Ley 17.520/67 (de Obras Públicas) elabore el Pliego de Bases y Condiciones Generales (PBCG), los Pliegos de Bases y Condiciones Particulares (PBCP), el Pliego de Especificaciones Técnicas (PET), y el modelo de contrato de concesión de obra pública con el objeto de contratar la construcción, operación y mantenimiento de las Obras de Ampliación del Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica “AMBA I”, “Línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O´Higgins” y “Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca”.

La Ley 17.520 habilita entonces la realización de obras públicas mediante su concesión a particulares, sociedades mixtas o entes públicos, por el cobro de tarifas o peaje (a los usuarios del servicio).

Desde la Secretaría a cargo de María Tettamanti se indicó que es intención activar la licitación para las obras contempladas en el “AMBA I” en el curso del primer cuatrimestre de 2026.

Asimismo, el decreto ahora activado 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 avanza en la normalización del sector eléctrico, crea las condiciones para destrabar inversiones largamente postergadas y fortalece 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”, señaló Economía.

El ministerio de Economía autorizó, a través de la Resolucion 2090/2025, el llamado a Concurso Público Nacional e Internacional de Etapa Múltiple para la venta de las acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica Citelec Sociedad Anónima (CITELEC S.A.) de titularidad de Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA). La apertura de ofertas quedó fijada para el 23 de marzo venidero.

El concurso será llevado a cabo a través de la plataforma CONTRAT.AR conforme lo dispuesto por el decreto 416 de junio de 2025, y a tal efecto Economía aprobó el Pliego Único de Bases y Condiciones y sus anexos.

Dichos documentos podrán ser descargados del portal CONTRAT.AR https://contratar.gob.ar/, a través del cual los interesados podrán acceder a la documentación relevante para el procedimiento de selección.

Sin perjuicio de la información allí disponible, quedará a cargo exclusivo de los interesados en el procedimiento toda investigación y análisis al respecto, y el Estado Nacional “no admitirá ningún tipo de reclamo referente al contenido del Portal ni al desconocimiento de la documentación disponible en él”, se úntualizó.

La convocatoria del Concurso Público Nacional e Internacional de Etapa Múltiple será publicada en el Boletín Oficial y en el sitio web del Ministerio de Economía por el término de siete (7) días, y en el sitio web del Banco Mundial denominado “DGMARKET” por el término de tres (3) días corridos.

Todo ello con un plazo de no menos de cuarenta y cinco (45) días corridos de antelación a la fecha de vencimiento del plazo establecido para la presentación de ofertas, de conformidad con lo dispuesto en el decreto 695 de agosto de 2024.

ENARSA es titular del cincuenta por ciento (50 %) de las acciones de CITELEC S.A., sociedad de inversión que controla a Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener Sociedad Anónima, titular de la concesión para el servicio de transporte de energía eléctrica a través de la red de alta tensión de la Argentina.

Detenta en dicha firma el cincuenta y dos coma sesenta y cinco por ciento (52,65 %) del capital accionario total -como tenedora de todas las acciones clase A, representativas del cincuenta y uno por ciento (51 %) de dicho capital y del uno coma sesenta y cinco por ciento (1,65 %) de las acciones clase B-.

Asimismo, CITELEC S.A. es accionista minoritaria y controlante indirecta, a través de TRANSENER S.A., de las compañías Transener Internacional Ltda. -sociedad constituida bajo las leyes de la República Federativa del Brasil para la prestación de servicios en el mercado de transmisión de energía eléctrica en dicho país- y Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires Sociedad Anónima (TRANSBA S.A.) -prestadora del servicio de transporte de energía eléctrica por distribución troncal de la provincia de Buenos Aires-.

En los considerandos de la R-2090 se refiere que “por el decreto 286/2025 se autorizó la privatización total de ENARSA -mediante la separación de las actividades y bienes de cada unidad de negocio de dicha empresa-, la que se desarrollará por etapas, con el fin de garantizar la continuidad de la prestación de los servicios y de la ejecución de las obras en curso que dicha empresa tiene a su cargo; ello en los términos de la ley 23.696 y sus modificatorias”.

Por el artículo 5 de la R-2090 se establecieron las siguientes pautas respecto de la convocatoria:

a) Consultas al Pliego Único de Bases y Condiciones. Lugar y dirección: Las consultas deberán efectuarse a través de la plataforma CONTRAT.AR.
b) Plazo y horario para la realización de consultas al Pliego Único de Bases y Condiciones: Hasta el 13 de marzo de 2026 a las 16.00 horas.
c) Plazo y horario para la presentación de las ofertas: Hasta el 23 de marzo de 2026 a las 9:30 horas.
d) Lugar y dirección para la presentación de las ofertas: Las ofertas se deberán presentar a través de la plataforma CONTRAT.AR utilizando el formulario electrónico que corresponda.
e) Acto de Apertura. Lugar y dirección: La apertura de ofertas se efectuará por acto público a través de la plataforma CONTRAT.AR. En forma electrónica y automática se generará el acta de apertura de ofertas correspondiente.
f) Plazo y horario del acto de apertura: 23 de marzo de 2026 a las 10:00 horas.
Por el artículo 6 de la misma resolución se creó la Comisión Evaluadora “ad hoc” para el procedimiento, la cual estará integrada por los siguientes miembros:
a. Miembros Titulares: Favio Emir Ramírez (MI N° 21.773.957), Horacio Julio Guadagni (MI N° 14.897.355) y Ana Cruz Díaz Martínez (MI N° 26.685.054).
b. Miembros Suplentes: Ramiro Varela Vivona (MI N° 25.096.078), Claudia Fabiana Contarino (MI N° 16.581.251) y Magali Milagros Ávalos (MI N° 41.928.616).

Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) prestará asistencia técnica en todas las etapas del Concurso Público Nacional e Internacional de Etapa Múltiple a requerimiento de la Secretaría de Energía y/o la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas”. señala la R-2090.

La Legislatura fueguina sancionó la ley que permite la cesión de áreas petroleras operadas por YPF a la empresa estatal Terra Ignis Energía, marcando un punto de inflexión en la administración de los recursos naturales del territorio, comunicó el gobierno de la provincia.

Desde el directorio de Terra Ignis Energía, celebraron la aprobación y destacaron la importancia estratégica de esta norma.

En el contexto de un plan de reestructuración de negocios YPF ha venido desarrollando su decisión de dejar de operar áreas hidrocarburíferas convencionales en varias provincias patagónicas (Santa Cruz, Chubut, Río Negro) y otras, y negocia con los gobiernos las condiciones de su salida.

Tales áreas pasan a ser operadas por las empresas provinciales y/o por otras compañías petroleras privadas interesadas en este tipo de producción.

“Hoy es un día que marca un antes y un después en la gestión de nuestros recursos naturales. Celebramos la aprobación de la ley que permite la cesión de áreas de YPF a nuestra empresa estatal Terra Ignis Energía”, expresaron.

Los integrantes del Directorio hicieron especial hincapié en el trabajo legislativo que hizo posible este avance y agradecieron el compromiso del parlamento fueguino.

El Directorio hizo hincapié en los dos pilares centrales de la nueva ley: “Esta ley no solo es un acto de soberanía energética, sino una clara decisión de defender los puestos de trabajo en el sector hidrocarburífero fueguino”. “De esta manera, se garantiza la continuidad laboral de los trabajadores y trabajadoras del sector, uno de los ejes de la gestión del gobernador Gustavo Melella”, se destacó.

La ley sancionada permitirá que Terra Ignis Energía, la empresa energética de bandera provincial, asuma la operación directa de áreas productivas, iniciando un proceso de transferencia de conocimientos, tecnología y gestión. Esto posiciona a Tierra del Fuego no solo como productora, sino también como administradora activa de su riqueza hidrocarburífera, con el objetivo de reinvertir los beneficios en el desarrollo integral de la provincia.

Por otra parte, desde el Directorio de Terra Ignis Energía adelantaron que ya se viene trabajando con posibles socios de la empresa estatal para continuar con la operación de las áreas cedidas por YPF.

Este acuerdo representa un avance histórico hacia la soberanía energética de Tierra del Fuego y la consolidación de Terra Ignis Energía como una empresa estatal fuerte, capaz de liderar el desarrollo hidrocarburífero con una visión de futuro, sustentable y con valor local, se puntualizó.

La Provincia del Neuquén registró en noviembre último una producción de petróleo de 590.339 barriles por día, manteniendo niveles elevados en relación con los meses previos.

El volumen producido representa una variación positiva del 0,54 % con respecto a octubre, mientras que en términos interanuales el incremento fue del 28,64 %, destacó el gobierno provincial.

En el acumulado entre enero y noviembre, la producción muestra un crecimiento del 24,29 % en comparación con el mismo período de 2024.

Desde la lectura técnica provincial, estos resultados evidencian la continuidad y estabilidad del sistema productivo, con un fuerte aporte de los desarrollos no convencionales.

En noviembre, el petróleo no convencional alcanzó los 572.423 barriles diarios, concentrando el 96,97 % del total producido en la provincia, lo que confirma el peso estructural de este segmento dentro de la matriz hidrocarburífera neuquina, se puntualizó.

El comportamiento mensual de la producción de petróleo se explica, en gran medida, por el desempeño de áreas clave como Loma Campana, La Angostura Sur II, Bajo del Choique, La Invernada, Bajada del Palo Este y Bandurria Sur, que sostuvieron los niveles de producción y aportaron a la estabilidad operativa del conjunto del sistema.

En cuanto al gas natural, la producción de noviembre fue de 81,22 millones de metros cúbicos por día, lo que implica una disminución del 1,73 % respecto de octubre y una variación interanual del –2,96 por ciento. Sin embargo, el acumulado enero–noviembre de 2025 registra un incremento del 1,05 % en relación con el mismo período de 2024, lo que permite sostener una evaluación positiva del desempeño anual.

La producción de gas no convencional alcanzó los 73,13 millones de metros cúbicos diarios, representando el 90,04 % del total provincial, con predominio del gas shale, que aportó 63,97 millones de metros cúbicos por día (78,77 %), seguido por el gas tight, con 9,16 millones de metros cúbicos diarios (11,28 %) se detalló.

El gobierno neuquino consideró que “los indicadores de noviembre permiten proyectar un cierre de año con continuidad productiva y estabilidad operativa, fortaleciendo la planificación energética provincial y la previsibilidad del abastecimiento, en un escenario de alta participación del no convencional y sostenimiento de la actividad en las principales áreas productivas”.

YPF Luz puso en marcha los primeros 100 MW 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 3,5 MW.

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 U$S 210 millones, el proyecto ya supera el 80 % de avance en su construcción. Es el primer proyecto renovable enmarcado en el RIGI que entra en operación.

Este hito en la construcción llega después de superar 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.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó que “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”.

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.

En el marco de la celebración del Centenario de su puesta en marcha, en la Destilería La Plata de YPF se continúa avanzando en la modernización de la refinería con la inauguración de la sala Real Time Operations Room (RTOR), un espacio que integra todas las operaciones del Complejo en tiempo real para lograr mayor eficiencia, productividad y seguridad.

La RTOR 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 para la producción de combustibles, petroquímicos, lubricantes y asfalto en la plantas que integran el Complejo.

Con anterioridad a la instalación de la RTOR este monitoreo se realizaba de manera independiente en las distintas unidades del Complejo, por lo que esta integración permitirá optimizar rendimientos, mejorar la respuesta técnica y volver más rápido al punto óptimo de operación.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, destacó que “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.

La inversión en el RTOR se estima en el orden de los U$S 20 millones. Desde las salas de optimización y de ejecución de las operaciones de la refinería se controlan unas 200 mil variables del proceso.

La destilería procesa actualmente 211 mil barriles y su producción de JP (Jet Propulsion) , Naftas y Gasoils cubren la demanda local. “Logramos no tener que importar combustibles” (para la marca) se destacó.

Mientras que en el año 2021 el crudo que se procesaba en la destilería provenía en un 60 % de la Cuenca Golfo San Jorge (más pesado), en 2025 el 70 % del petróleo procesado proviene de Vaca Muerta (crudo liviano), lo que implicó importantes inversiones en la adaptación de la planta para maximizar su rendimiento, preservando la calidad de los productos derivados.

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.

Más que una obra, la nueva sala es un cambio de paradigma. 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.

Real Time Operations Room (RTOR) en números:

• 180 km de fibra óptica
• 16 km de canalizaciones
• 4 km de bandejas
• 20 toneladas de soportes.
• La sala cuenta con 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.

El Gobierno Nacional aprobó, a través de la resolución de la Secretaría de Energía 508/2025, una actualización integral de los parámetros ambientales aplicables a las instalaciones de transporte eléctrico de 132 kV, modernizando un marco regulatorio que llevaba 27 años sin revisión.

La medida adopta estándares internacionales de organismos como la Comisión Internacional sobre Protección Frente a Radiaciones No Ionizantes (ICNIRP por sus siglas en inglés), la Organización Mundial de la Salud (OMS) y el Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE por sus siglas en inglés). Se basa en la mejor evidencia científica disponible sobre exposición a Campos Electromagnéticos de Frecuencia Extremadamente Baja (CEMFEB).

La actualización fue desarrollada mediante un proceso técnico y participativo que incluyó el trabajo conjunto con el Ministerio de Salud y la Subsecretaría de Ambiente, además de la intervención del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y las principales cámaras del sector eléctrico.

Los organismos consultados coincidieron en la necesidad de contar con criterios actualizados, claros y consistentes para fortalecer la protección ambiental y sanitaria, y garantizar una aplicación homogénea y técnicamente sólida en todo el país.

A diferencia del marco previo —que había quedado desactualizado y en numerosos casos sobrecumplía los estándares internacionales vigentes— la nueva normativa ordena criterios, elimina exigencias sin sustento científico actual y evita restricciones innecesarias que generaban demoras, costos adicionales y obstáculos en obras de infraestructura eléctrica.

“La actualización mantiene un nivel de protección adecuado, alineado con la evidencia y con los organismos de referencia global, al tiempo que brinda reglas claras, operativas y técnicamente consistentes”, sostiene Energía.

El nuevo esquema no implica una reducción del nivel de protección vigente: por el contrario, lo fortalece a partir de parámetros más precisos, metodologías de medición reconocidas internacionalmente y un enfoque regulatorio alineado con las obligaciones ambientales del Estado Nacional, argumentó la cartera a cargo de María Tettamanti.

La referida resolución establece en su articulado que “los parámetros contenidos en el Anexo serán de aplicación obligatoria en la formulación, evaluación, aprobación, construcción, operación y ampliación de las instalaciones de transporte de energía eléctrica de tensión igual o mayor a 132 kV (kilovoltios) comprendidas en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y demás instalaciones de competencia federal que se proyecten o ejecuten a partir de su entrada en vigencia.

Asimismo, se establece que “las instalaciones existentes a la fecha de entrada en vigencia de la R-508, que hubieran sido autorizadas o evaluadas conforme lo dispuesto por la Resolución 15/92 y su modificatoria 77/98, ambas de la S.E. se considerarán ajustadas a los parámetros ambientales sectoriales exigibles al momento de su habilitación, no resultándoles exigible la adecuación retroactiva a los nuevos valores”, sin perjuicio de las facultades de control del ENRE, y de la aplicación de esta nueva resolución respecto de futuras ampliaciones, repotenciaciones o modificaciones sustanciales de dichas instalaciones.

Asimismo, se estableció que “las instalaciones que registren observaciones por incumplimiento de los parámetros actualizados y establecidos por la Resolución 15/92 y 77/98, ambas de la S.E., podrán solicitar la reevaluación de dichas observaciones a la luz de los parámetros técnicos establecidos en ahora por la R-508. El ENRE o el organismo que en un futuro lo reemplace, tendrá la potestad de autorizar dicha reevaluación.

El Estado Nacional firmó los contratos de concesión y transferencia de acciones para la operación privada de las represas hidroeléctricas del Comahue: Alicurá, El Chocón, Piedra del Águila y Cerros Colorados, en base a la licitación realizada el mes pasado.

“Con esta instancia, prevista en el cronograma oficial, el proceso de privatización ingresa en su tramo final y se habilita el inicio de la transición operativa hacia las empresas adjudicatarias”, indicó el ministerio de Economía. La medida quedó formalizada a través de la Resolución 2059/2025, publicada en el Boletín Oficial.

La firma de los contratos contó con la participación de la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, del subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, y de los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck, junto con representantes de las empresas adjudicatarias de cada concesión.

El resultado económico del proceso licitatorio garantiza ingresos por U$S 706.885.298,49 para el Estado Nacional, monto surgido de las ofertas presentadas por parte de las ocho empresas participantes. Se trata de concesiones por treinta años.

“El procedimiento se desarrolló bajo un marco de transparencia, reglas claras y seguridad jurídica, factores que permitieron una amplia participación empresaria y confirmaron el interés del sector privado en invertir, operar y modernizar uno de los complejos hidroeléctricos más relevantes del país”, sostuvo Economía en un comunicado.

Con la formalización de los contratos -que activa el desembolso de los montos por cada adjudicación-, comienza la etapa de transición operativa hacia los nuevos concesionarios, quienes deberán cumplir con los compromisos de inversión, mantenimiento y modernización establecidos, asegurando la continuidad y mejora del servicio hidroeléctrico.

La transición operativa a los nuevos concesionarios comenzará de inmediato, asegurando continuidad del servicio y cumplimiento estricto de los compromisos asumidos, destacó Economía.

OPINION

La diputada nacional Jimena López, del Frente Renovador, informó que presentó observaciones formales a la Resolución 484/2025 de la Secretaría de Energía, que abrió una consulta pública no vinculante sobre el el valor de las tarifas de electricidad y gas natural a partir de 2026.

Según la legisladora, “no se trata de un simple reordenamiento de subsidios, sino de la instalación de un impuesto encubierto dentro de la boleta de luz y gas”, y reclamó que el nuevo esquema sea discutido y aprobado por el Congreso de la Nación.

La Resolución 484/2025 no sólo redefine quién recibirá o no subsidios, sino que también fija el sendero de los precios mayoristas de referencia para la energía. De acuerdo con la información oficial, a partir de su implementación sólo habrá dos categorías: “hogares con subsidio” y “hogares sin subsidio”, con acceso al beneficio restringido a familias cuyos ingresos no superen tres Canastas Básicas Totales, hoy equivalentes a $ 3.641.397 mensuales, y que además cumplan determinados criterios patrimoniales.

“El Gobierno anuncia que siete millones y medio de hogares van a pagar sin subsidios. Pero cuando leés los documentos, lo que hacen en realidad es redefinir qué significa ‘no estar subsidiado’”, señaló López.

El punto más crítico no es sólo quién queda dentro o fuera del esquema, sino qué significa “sin subsidio” en el nuevo diseño.

El Informe Técnico oficial que acompaña la resolución proyecta que en 2026 el componente “sin subsidio” (usuarios de mayores ingresos y consumos excedentes del bloque básico) pagará alrededor del 103,4 % del costo mayorista de la energía. Es decir, más que el costo real, justificando esa diferencia como “contribución a costos fijos del sistema, infraestructura y programas de eficiencia”.

“La trampa está en la definición. La gente cree que ‘sin subsidio’ es ‘me cobran lo que sale’. Pero el propio documento oficial dice que a esos usuarios les van a cobrar por encima del costo para financiar obras de infraestructura. Eso no es una tarifa, es un impuesto encubierto dentro de la boleta de luz y gas”, denunció la diputada.

López también cuestionó que, mientras se avanza con este esquema, el Gobierno disolvió el Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF) mediante el Decreto 234/2025, fondo que se financiaba con cargos contenidos en las facturas de electricidad.

“Tal vez muchas familias no lo saben, pero ya están pagando infraestructura eléctrica en cada boleta. El Gobierno sigue recaudando un cargo para infraestructura a pesar de que liquidó el fondo de transporte eléctrico y la obra pública en energía está prácticamente paralizada. Ahora encima reconocen que al usuario sin subsidio le van a cobrar más del 100 % del costo para financiar obras que no se hacen. Es hacer pagar dos veces a la gente por una infraestructura que no ve”, subrayó.

La diputada advirtió además que el nuevo esquema “desconoce la realidad energética del país”. El criterio de 3 Canastas Básicas Totales y los consumos base se definen de manera prácticamente homogénea, sin contemplar:
⦁ las diferencias climáticas entre NOA, NEA, Centro y Patagonia;

⦁ las provincias donde la mayoría de los hogares se calefacciona sólo con electricidad;

⦁ ni la informalidad y estacionalidad de los ingresos en el interior del país.

“Es un esquema pensado desde el Ministerio de Economía para un país que no existe. Un modelo único de subsidios para realidades completamente distintas. El resultado va a ser gente del norte y del sur pagando tarifas impagables por no encajar en la foto que ven desde el Palacio de Hacienda”, advirtió.

López también recordó que la propia Resolución 267/2024 de la Secretaría de Industria y Comercio estableció que las facturas de servicios públicos no pueden incluir cargos ajenos al servicio contratado por el usuario.

“Primero dictan una resolución diciendo que en las boletas no se pueden esconder extras, y ahora usan el renglón ‘energía’ para cobrar por encima del costo y financiar otros conceptos. Es una contradicción evidente dentro del propio Ministerio de Economía”, señaló.

La diputada cuestionó que el Gobierno pretenda legitimar estas definiciones sólo con una consulta pública administrativa de 15 días, cuando la Corte Suprema, en el fallo “CEPIS”, ya estableció la necesidad de instancias de participación robustas en materia tarifaria.

“Una consulta online que dura unas semanas, que casi nadie conoce y que además es no vinculante, no puede reemplazar una audiencia pública seria, ni mucho menos el debate en el Congreso. Si insisten con avanzar por esta vía, no sólo vamos a discutirlo políticamente: vamos a analizar todas las vías jurídicas, incluida la judicialización, porque hay serias dudas de razonabilidad y transparencia”, sostuvo.

La diputada del Frente Renovador remarcó:
“No estamos en contra de revisar los subsidios: estamos en contra de que el ajuste se esconda adentro de la factura y se haga sin control democrático. Las tarifas no pueden convertirse en el nuevo sistema de recaudación paralelo del Estado. Este esquema tiene que venir al Congreso, discutirse de cara a la sociedad y corregirse para que no castigue a la clase media y a las regiones más vulnerables del país”.

Producción de Hidrocarburos

En octubre de 2025 la producción de petróleo aumentó 15,6 % i.a. y 13,2 % en los últimos 12 meses (12m). La producción de petróleo convencional se redujo 9,3 % i.a. y cayó 4,6 % en los últimos 12 meses. La producción no convencional (61 % del total) en tanto, se incrementó 34,1 % i.a y 28,3 % 12m. impulsada por el Shale, describió el informe periódico del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi (IAE).

La cuenca neuquina impulsa el crecimiento anual

En octubre de 2025 la producción de Gas se redujo 6,9 % i.a y aumentó 2,6 % en los últimos 12meses. La producción convencional se redujo 9,4 % i.a. y aumentó 1 % en 12meses. Por otra parte, la producción no convencional (63 % del total) se redujo 5,3 % i.a. y aumentó 3,5 % en los últimos doce meses.

Las cuencas Neuquina y Austral impulsan el crecimiento de la producción gasífera anualmente.

La Demanda

En octubre de 2025 las ventas de naftas y gasoil tuvieron un aumento del 2 % i.a. y del 2,7 % en 12 meses, respectivamente.

Durante los últimos doce meses, las ventas de naftas fueron 3 % mayores a las de igual periodo anterior, mientras que las ventas de gasoil fueron 2,4 % superiores.

La demanda total de Energía Eléctrica se redujo 0,9 % i.a. en octubre de 2025 respecto a igual mes de 2024. El consumo eléctrico anual presenta un aumento acumulado del 0,1% en doce meses.

El gas natural entregado por redes de distribución aumentó 0,3 % i.a. en septiembre de 2025 (último dato disponible), y se redujo 2,3 % en los últimos doce meses corridos respecto a igual periodo del año anterior.

Subsidios energéticos

Según el IIEP-UBA los subsidios energéticos acumulados a octubre se redujeron 25 % en el acumulado del año 2025 respecto a igual periodo del año anterior y sumaron $ 4.962.879 millones. La partida más importante fue para CAMMESA con $ 3.384.438 millones, indicó el IAE.

El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 29/12/2025 al 11/01/2026, en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se recibieron 45 ofertas para abastecer 42.850.000 m3/día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 1,96 por Millón de BTU en el PIST, y de u$s 2,60 el MBTU, puesto en el GBA.

Los precios en el PIST variaron desde u$s 0,53 hasta u$s 2,52 el MBTU, y los precios en el GBA fueron desde u$s 0,94 hasta u$s 3,41 el MBTU, según las zonas de orígen del gas.

Del total de ofertas, 17 correspondieron a productores-comercializadores de Neuquén para abastecer 18.050.000 m3/día; 10 a Tierra del Fuego por 11.500.000 m3/día; 6 a Santa Cruz por 4.500.000 m3/día; 6 ofertas desde Chubut por 5.600.000 m3/día; y 6 llegaron desde la cuenca Noroeste, por 3.200.000 m3/día de gas.

Molinos Río de la Plata sella un nuevo acuerdo con YPF Luz para aumentar su consumo energético de fuentes renovables. La compañía extendió el plazo del contrato vigente, ahora hasta 2030, con un nuevo acuerdo que le permite cubrir el 80 % de su demanda y la potencialidad de llegar al 100 % de abastecimiento de fuentes renovables, se informó.

YPF Luz proveerá energía eléctrica a todas las plantas industriales de Molinos en el país. La energía contratada total será de 80.116 MWh/año, proveniente del Parque Solar Zonda, ubicado en San Juan, y también del proyecto fotovoltaico en construcción más grande del país, el Parque Solar El Quemado, en Mendoza, que se inaugurará durante el primer semestre de 2026.

Esta nueva alianza entre Molinos Río de la Plata e YPF Luz demuestra que las energías renovables se han convertido en una alternativa eficiente y competitiva en el abastecimiento energético.

El CEO de Molinos Río de la Plata, Agustín Llanos, destacó que “en Molinos buscamos alentar a los argentinos a comer cada vez mejor. Impulsamos nuestros negocios con una mirada de largo plazo. Hoy anunciamos este nuevo acuerdo con YPF Luz, que nos permitirá avanzar hacia un abastecimiento energético renovable de todas nuestras operaciones”.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, sostuvo que “cerramos el año con otra gran noticia. Molinos Río de la Plata es nuestro cliente desde 2023, y ahora decidió ampliar no solo el plazo de su contrato, sino también el porcentaje de abastecimiento, llegando casi al 100 % del consumo energético de fuentes renovables”.

“Este ejemplo es un nuevo indicador de que venimos por el camino correcto. En YPF Luz vamos a seguir trabajando en 2026 con la excelencia que nos caracteriza, poniendo en valor los recursos naturales con los que cuenta nuestro país, y ofreciendo nuevas soluciones de abastecimiento energético, que sean costo-eficientes y se adapten a los diferentes tipos de demandas y modelos de negocio”, expresó Mandarano.

América Latina y el Caribe (ALC) avanza de manera sostenida hacia una matriz energética más limpia, donde las energías renovables continúan expandiéndose, el gas natural se consolida como la principal fuente de energía firme que respalda su crecimiento, y la movilidad eléctrica registra una expansión sin precedentes, indicó el informe anual elaborado por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE).

El denominado Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2025, reúne las estadísticas oficiales más relevantes del sector energético de los 27 países miembros y analiza las principales tendencias, desafíos y proyecciones de la transición energética en la región.

Resultados año 2025

1. En el 2025 la capacidad de generación renovable se incrementó en 7 % respecto al 2024.
2. El 68 % de la nueva capacidad instalada en el año 2025 fue renovable y el 67 % de la electricidad proviene de fuentes limpias.
3. El 61 % de la nueva capacidad de generación instalada el 2025 es de centrales eólicas y solares.
4. La generación con energía eólica y solar el 2025 aumentó un 19 % respecto al 2024.
5. El consumo de electricidad en 2025 es 3.7 % superior al registrado en 2024; y el consumo per cápita se incrementó en 2.6 por ciento.
6. En ALC las ventas de autos eléctricos livianos sigue creciendo, principalmente en los últimos 3 años, lo que ha significado que el número de este tipo de vehículos en circulación se incremente entre 2022 y 2025 en 851 %, es decir haya crecido casi 10 veces. Hasta octubre de 2025, respecto al 2024, las ventas de vehículos livianos en la región se incrementaron un 52 por ciento.
7. ALC cuenta al 2025 con una capacidad de almacenamiento de energía en baterías de 1.7 GW.
8. La capacidad de generación a gas natural aumentó un 12 % respecto al año anterior.
9. En el año 2025 la generación eléctrica con carbón mineral disminuyó 21 %; y con petróleo y derivados el 31 por ciento.
10. La producción de petróleo crudo en ALC en 2025 se incrementó 20 % respecto al año anterior, la demanda interna de la región en 24 % y la exportación neta el 13 por ciento.

Proyecciones al año 2050 en escenario de descarbonización acelerada (NET-0)

11. Bajo un escenario de descarbonización acelerada del sector energético de ALC (NET-0) al 2050, el consumo total de energía se incrementaría 42 % respecto al 2025, mientras que el consumo de electricidad crecería 156 %, es decir casi se triplicaría.
12. Bajo este mismo escenario, mientras en 2025 el índice de renovabilidad del consumo final es el 31 %, en el 2050 este indicador alcanzaría el 48 por ciento.
13. La capacidad instalada de generación eléctrica se triplicaría en 2050 respecto a 2025 y su componente renovable pasaría del 68 % en 2025 al 83 % en 2050. La capacidad eólica y solar en conjunto se quintuplicaría.
14. Se requerirán cerca de 1.000 GW adicionales de capacidad de generación eléctrica con un respaldo de 80 GW en bancos de baterías, con un costo estimado total de la expansión de cerca de 1.500 billones de dólares de los cuales el 90 % correspondería a capacidad renovable.
15. La generación eléctrica al 2050 se triplicaría respecto al 2025 y su renovabilidad pasaría del 67 % en 2025 al 76 % en 2050. Para ese año el 37 % de la generación total correspondería en conjunto a la eólica y solar. El gas natural participaría con el 22 % de la generación eléctrica total.
16. Bajo las premisas del escenario NET-0, el consumo de electricidad en el sector transporte en ALC, llegaría a representar en 2050 cerca de un 10 % del consumo total de energía de ese sector, el 3 % del consumo final total de energía de la región y el 9 % del consumo eléctrico total de la región.
17. Con la expansión de los data centers en ALC, el consumo de electricidad de dichas instalaciones representaría en 2050, el 40 % de la electricidad total consumida por el sector comercial y de servicios, y un 10 % del consumo eléctrico total de la región.
18. Los requerimientos de electricidad para la producción de hidrógeno verde en ALC, tanto para consumo interno como para exportación, considerados en el escenario NET-0 para el año 2050, serían del orden del 12 % de la generación total de electricidad de la región y el 4% de la oferta total de energía de la región en ese año.
19. De la oferta total de energía en ALC al 2050, el gas natural aportaría con el 34 % frente al 26 % de aportación el 2025, mientras que la participación de las fuentes de energía renovables no convencionales incrementarían su participación del 5 % actual al 14 % en 2050.
20. Para el 2050, el petróleo y sus derivados tendrían un 20 % de participación en la oferta energética total de la región y la participación del carbón mineral sería solamente del 1 por ciento, señala el informe de la OLACDE.

Descarga el Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2025: https://www.olade.org/publicaciones/panorama-energetico-de-america-latina-y-el-caribe-2025/

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines de la República Argentina (CECHA) comunicó el horario de funcionamiento especial que regirá para las estaciones de servicio de todo el país durante las celebraciones de Navidad y Año Nuevo.

De acuerdo con la mayoría de los convenios colectivos de trabajo del sector, los establecimientos no brindarán atención al público general entre las 22:00 horas y las 06:00 horas en los siguientes períodos:

-Nochebuena y Navidad: desde las 22:00 del 24 de diciembre hasta las 06:00 del 25 de diciembre.

-Nochevieja y Año Nuevo: desde las 22:00 del 31 de diciembre hasta las 06:00 del 1 de enero.

Cabe destacar que, durante estos horarios, se garantizará un servicio de guardia activo para asistir de manera exclusiva a vehículos de servicios esenciales y de emergencia, tales como ambulancias, bomberos, policía y otros organismos de asistencia pública.

Ante este horario especial, CECHA recomienda a los conductores y usuarios en general planificar con anticipación y cargar combustible antes de las 22:00 horas de las fechas mencionadas, asegurando así su movilidad y evitando inconvenientes durante las festividades.

Fundación Temaikèn aumentó su consumo energético de fuentes renovables de su bioparque de Escobar, con energía solar y eólica de YPF Luz que abastece el 80% de su demanda.

El proceso se realiza mediante circuitos cerrados, optimizando los recursos y evitando el desperdicio de agua.

En un principio, el 30% de su consumo eléctrico se abastecía con energía del Parque Solar Zonda, ubicado en San Juan. Recientemente, decidieron aumentar el porcentaje y llegar a un 80% renovable sobre el total de su consumo. Se complementa este abastecimiento con energía del Parque Eólico General Levalle, ubicado en Córdoba.

La apuesta escalonada de Fundación Temaikèn demuestra la confianza en YPF Luz y ejemplifica cómo las energías renovables se han convertido en una alternativa costo-eficiente y competitiva en el abastecimiento energético de diferentes industrias. Desde la celebración del PPA (Power Purchase Agreement) hasta la actualidad, Fundación Temaikèn recibió 6.000 MWh de energía renovable, que equivalen al consumo de 2.000 hogares argentinos aproximadamente.

“Para Fundación Temaikèn la sostenibilidad es parte de nuestra misión. Este acuerdo con YPF Luz refuerza el camino que venimos transitando: sumar acciones concretas que cuiden el ambiente y que al mismo tiempo nos permitan mostrar que es posible transformar la manera en que usamos la energía. Lograrlo junto a un socio estratégico como YPF Luz demuestra que la conservación requiere de alianzas que trascienden sectores y que generan un impacto real”, destacó Sergio Guerra, director general de Fundación Temaikèn.

“Estamos felices de profundizar nuestra alianza con Fundación Temaikèn. Este nuevo paso demuestra la confiabilidad que tienen las empresas en YPF Luz y nos impulsa a continuar ofreciendo soluciones energéticas eficientes que se adapten a las diferentes demandas. También exploraremos junto a Temaikèn acciones de voluntariado corporativo, ya que contamos con un robusto y exitoso Plan de Inversión Social que nos permite impactar positivamente en las comunidades donde operamos”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, consideró que “el 2026 será el año de consolidación del proyecto Argentina LNG”, de producción para la exportación de Gas Natural Licuado, a partir del gas de Vaca Muerta, pensando en alcanzar un objetivo de hasta 18 millones de toneladas anuales en el 2030″.

En tal sentido, refirió que en las próximas semanas YPF avanzará con la firma de contratos con la energética italiana ENI y con ADNOC (compañía nacional de petróleo de Abu Dhabi), con vistas a la producción local para el abasto de 6 millones de toneladas anuales, mediante un convenio a largo plazo, garantizando una demanda estable, favoreciendo la financiación del proyecto.

“El JP Morgan se ocupará de buscar bancos dispuestos a financiar el proyecto”, comentó Marín en un encuentro con periodistas.

El Argentina LNG se vió afectado hace un par de semanas cuando la energética Shell decidió y comunicó su decisión de no avanzar con las fases de un acuerdo con YPF para la producción y exportación de otros 6 millones de toneladas anuales de GNL.

Marín informó en el encuentro que YPF está buscando el reemplazo de Shell en el proyecto, y que “se está conversando con otra empresa muy grande” del rubro, a la que no identificó.

En otro orden, el directivo se refirió al proyecto VMOS (Vaca Muerta Oleoducto Sur) para la producción, transporte y exportación de Petróleo, desde Vaca Muerta (NQN) hasta Punta Colorada (Río Negro) señalando que “el oleoducto esta realizado en más del 45 por ciento”.

El ducto transportará progresivamente hasta 550 mil barriles día, tiene una extensión de 560 kilómetros, estaciones de bombeo, otra de almacenamiento del crudo, y el puerto de aguas profundas para la carga de los buques tanqueros.

“El cuello de botellas de este proyecto es el puerto”, remarcó en alusión a la construcción de la estación de tanques de almacenamiento del crudo en la zona portuaria en desarrollo, y la terminal marítima de carga de buques de gran porte.

“Confío en que en enero del 2027 comiencen las operaciones de exportación” sostuvo Marín, acerca de la finalización de las obras de infraestructura del VMOS, un proyecto que YPF comparte con PAE, Pampa Energía, Vista, Pluspetrol, Shell, Tecpetrol, y Chevron. y que demanda una inversión del orden de los 3 mil millones de dólares.

En el marco del Plan 4X4 de reestructuración de actividades y negocios de la compañía, Marín se declaró “muy contento con los resultados. Se consolidó un cambio de gestión, desde las estaciones de servicios hasta los campos de producción”.

“Estamos completando nuestra salida de los campos maduros (Convencionales) que eran pérdida de valor para YPF, en base a un proceso de negociación con los Estados provinciales”, puntualizó.

“También salimos de Brasil”, señaló con relación a la ventas de activos que la compañía tenía en ése país y que no resultaban redituables.

Enfocados en el No Convencional, destacó que “También hemos alcanzado una producción propia de 203 mil barriles día de crudo y una mejora (reducción) del 25 por ciento en los costos de perforación de pozos”.

En el mismo orden, destacó la incorporación de sistemas de última tecnología, aplicada en la operatoria de perforación teledirigida de pozos.

Un decisión del Directorio comunicada en los últimos días dió cuenta de la aceptación de una propuesta de venta a Adecoagro de la participación accionaria (del 50 por ciento) en Profertil, una compañía que YPF desarrolló desde finales de los 90 asociada con la canadiense Nutrien, y con muy buen resultado productivo y económico. Adecoagro había adquirido hace un par de meses la participación accionaria en manos de Nutrien.

Si la operación cierra en todos los términos que se están negociando, Profertil quedará en manos de Adecoagro al 90 % y 10 % para la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA).

Marín hizo referencia a su posición original de no desprenderse de ésa participación en Profertil, productora y comercializadora nutrientes para la tierra, que inició la producción en 2001.

Su planta ubicada en Ingeniero White (Bahía Blanca) genera 1.320.000 toneladas anuales de Urea y 790.000 toneladas anuales de amoníaco. Comercializa también otros nutrientes.

No obstante admitir que “no daba pérdidas”, explicó que recibimos “una oferta muy buena”, que no cuantificó pero que se estima rondaría U$S 600 millones, “y el Directorio decidió aceptar”.

Al respecto refirió que el monto a ingresar por esta venta tendrá por destino aligerar deuda de la compañía y además “afrontar inversiones en la producción No Convencional en 2026, en un contexto internacional de continuidad de bajos precios del petróleo, situación que se revertiría en el 2027”, estimó.

También en el marco del Plan 4X4, “que busca convertir a YPF en una empresa de clase mundial en el desarrollo del No Convencional” según señaló Marín, “está previsto avanzar con la venta de MetroGAS, la distribuidora de gas por redes en el AMBA.

“Ya hay un banco trabajando en el diseño de la operación y sólo resta que salga la extensión del período de concesión del servicio”, lo que haría atractiva la inversión de operadores privados, describió.

El Ministro de Gobierno de la provincia de Buenos Aires, Carlos Bianco, informó sobre el nuevo sistema de subsidios a la energía que se pondrá en marcha en 2026, con el objetivo de mejorar los criterios de inclusión y exclusión del mismo.

En este marco, anunció que se retirará el subsidio a 79.500 usuarios residentes en barrios cerrados.

Bianco también recordó que el Gobierno nacional eliminará la categoría N2 (TS – G2) correspondiente a sectores de bajos ingresos, por lo que quienes pertenezcan a dicha categoría en la segmentación provincial deberán registrarse en la web del Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires – OCEBA (http://www.oceba.gba.gov.ar) para sostener el subsidio, en caso de cumplir las condiciones necesarias.

“Estamos adelantando esta información porque no queremos que nuestros usuarios se enteren de golpe que se han quedado sin subsidio por la modificación regulatoria a nivel nacional”, explicó Bianco.

Camuzzi informa que las obras de repotenciación del Sistema de Cordillerano Patagónico – que actualmente la Distribuidora está ejecutando – se encuentran avanzando conforme lo planificado. En ese marco, a partir del 05 de enero del 2026, la compañía se encuentra en condiciones de liberar las factibilidades de gas natural en toda la región.

La medida implica que todos aquellos vecinos que deseen conectarse al gas natural y cuenten con la aprobación técnica de sus instalaciones internas podrán, desde la fecha indicada, solicitar suministro.

Es importante destacar que en julio de 2022 y ante la falta de concreción de las obras necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda – ajenas a Camuzzi – la compañía se vio obligada a restringir el acceso de nuevos usuarios a la red. Esta medida tuvo como objetivo garantizar el suministro a los vecinos ya conectados por sobre las futuras conexiones, en cumplimiento de lo establecido por el marco regulatorio.

Gracias al trabajo articulado por Camuzzi con las provincias del Neuquén, Rio Negro y Chubut, y tras una inversión que será superior a los $51.800 millones de pesos (de los cuales casi $25.000 millones fueron financiados por los bancos provinciales del Chubut y Neuquén), la obra pudo reiniciarse para dar solución definitiva a esta problemática energética que atravesaba la región.

La repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico contempla la construcción de una nueva Planta Compresora en Alto Rio Senguer, otra Planta Compresora en la localidad de Holdich, como así también el montaje de un nuevo equipo de compresión en la actual Planta Compresora que Camuzzi posee en la localidad de Gobernador Costa.

En paralelo, ya se concretó otro hito clave de esta obra: la interconexión del Gasoducto Patagónico con el Gasoducto General San Martín. Esta vinculación permitió dejar atrás la inyección de gas desde un único yacimiento cercano a Comodoro Rivadavia y conectar de manera directa y permanente la infraestructura regional con el sistema troncal de gasoductos de la Argentina, fortaleciendo la confiabilidad y la sostenibilidad del servicio.

El Sistema de Transporte y Distribución de gas natural Cordillerano-Patagónico cuenta con casi 1.500 km. de gasoductos troncales y más de 200 km. de loops, superando los 1.700 km. de extensión de cañerías con diámetros de 3”, 4”,6”,8”,10” y 12 pulgadas. El Sistema abastece a un total de 25 localidades de las provincias de:

• Chubut: Río Mayo, Alto Río Senguer, Lago Puelo, José de San Martín, Gobernador Costa, Río Pico, Corcovado, Tecka, Trevelin, Esquel, El Maitén, Cholila, Epuyén, El Hoyo de Epuyen.
• Río Negro: Ñorquinco, Pilcaniyeu, Dina Huapi, Comallo, Onelli, Ingeniero Jacobacci, El Bolsón y Bariloche.
• Neuquén: Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes.

La culminación de esta obra, pendiente durante tantos años, refuerza el compromiso de Camuzzi con el desarrollo de toda la región, posibilitando que en el corto plazo miles de usuarios, comercios e industrias puedan conectarse al gas natural y, de esta forma, potenciar el crecimiento del país en su conjunto.

YPF aceptó la oferta vinculante presentada por Adecoagro para adquirir el 50 % de su participación en Profertil, empresa líder en la producción de urea granulada en la región, comunicó la petrolera de mayoría accionaria estatal.

La decisión fue aprobada por el Directorio en su reunión del jueves 11 de diciembre. El cierre de la transacción se encuentra sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes establecidas en el acuerdo de compraventa de acciones.

“Esta operación le permite a la compañía continuar enfocándose en su negocio estratégico, como es el desarrollo de Vaca Muerta, para consolidarse como una empresa shale de clase mundial. El Plan 4×4 es la guía que impulsa esta transformación”, reiteró.

Desde su implementación, a casi dos años, YPF logró avances significativos en cada uno de los pilares que conforman el Plan. En materia de gestión activa del portafolio, su segundo pilar, concretó casi la totalidad de la salida de campos maduros convencionales y la venta de otros activos no estratégicos en Chile y Brasil, al mismo tiempo que sumó activos estratégicos en Vaca Muerta con la adquisición de Sierra Chata a ExxonMobil, y Rincón de la Ceniza y La Escalonada a Total Argentina, describió la empresa que preside Horacio Marín.

“Con esta decisión, YPF reafirma su compromiso con la transformación de la compañía, generando valor para sus accionistas y promoviendo el desarrollo energético del país”, puntualizó el comunicado.

El Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, anunció a directivos de principales empresas petroleras que operan en Vaca Muerta que “el Ministro (de Economía) nos instruyó para que encontremos una forma de incorporar todo el upstream al RIGI (Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones), actividad que hasta ahora había quedado excluída de los beneficios fiscales y cambiarios comprendidos en dicho régimen.

“Ese es un trabajo que vamos a comenzar de inmediato, con el objetivo de incentivar la inversión y la producción. Ese es el gran desafío que tenemos por delante”, agregó González durante una alocución que realizó invitado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) en el almuerzo anual celebratorio del Día del Petróleo.

Lo escucharon, entre otros, el presidente de la entidad, Ernesto López Anadón, el presidente de YPF, Horacio Marín; el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous; el presidente de Shell Argentina, Germán Burmeister; Horacio Turri, Vicepresidente ejecutivo de Pampa Energía; el vicepresidente de Upstream de Pan American Energy, Juan Martín Bulgheroni; quienes compartieron mesa con la Secretaria de Energía, María Tettamanti, y el Subsecretario de Hidrocarburos Federico Veller.

González agregó respecto del RIGI que “ya permitió el avance de proyectos respecto de los cuales es difícil afirmar si se hubieran concretado sin esta herramienta, como el VMOS (Oleoducto Vaca Muerta Sur) y los dos barcos de licuefacción de gas del proyecto de PAE, que ya se encuentran aprobados”.

“Además, tenemos cinco proyectos más de la industria en análisis: la expansión del Gasoducto Perito Moreno (Ex GPNK), el gasoducto dedicado para GNL, y tres proyectos de plantas de tratamiento vinculadas al nuevo desarrollo de petróleo No Convencional”.

“Creemos que el RIGI es una herramienta sumamente poderosa y que, como señalan el Presidente y el Ministro, muestra con claridad hacia dónde queremos que converja la Argentina”, señaló ante un auditorio de 800 asistentes.

González enfatizó que “el gobierno está con ustedes, acompañando, pero no estará con inversiones (del Estado en la infraestructura petrolera). Esa época de Argentina no estará más. Las inversiones las harán ustedes”. Remarcó.

Balance 2025 en hidrocarburos

González refirió que “hace un año, en este mismo lugar, enfrentábamos un escenario de precios distinto. Desde entonces, el precio del petróleo cayó alrededor de un 17 % a nivel internacional (hoy en torno a los 63 dólares el barril) y, como todos ustedes saben, hoy la Argentina se maneja con precios internacionales”.

“A pesar de ese contexto, hemos visto una industria que sostuvo el nivel de actividad, que mantuvo un compromiso claro con el largo plazo, y una visión estratégica que entiende que los ciclos de precios no dejan de ser ciclos, y que la Argentina atraviesa una oportunidad histórica”, destacó.

“Aun cuando los precios no acompañaron, en el No Convencional completamos un 20 % más de pozos que el año pasado, un 30 % más de etapas de fractura, y alcanzamos un récord histórico de producción de petróleo”, describió.

La situación del Convencional

González hizo hincapié en que “el Gobierno Nacional quiere acompañar este esfuerzo. Por eso, hace un mes anunciamos junto a las provincias de Chubut, Santa Cruz y Neuquén la intención de eliminar las retenciones a las exportaciones de petróleo Convencional, entendiendo que, con estos niveles de precios, la ecuación económica se vuelve sumamente desafiante para las cuencas maduras”.

“Desde el Estado vamos a acompañar, pero siempre teniendo en cuenta que el equilibrio fiscal no se negocia. La clave de este programa económico, que nos permite vislumbrar un país distinto, tiene que ver justamente con sostener ese equilibrio fiscal”, refirió.

Y añadió que “gracias a ese equilibrio, y a muchas otras decisiones lideradas por nuestro Presidente, hoy las compañías valen más, existe financiamiento que antes no estaba disponible, podemos planificar a largo plazo y empiezan a llegar a la Argentina empresas que antes ni siquiera la consideraban”. “Un ejemplo concreto es Continental, una compañía pionera del No Convencional en los Estados Unidos, que adquirió un activo en el país”, señaló.

Liberalización del mercado de gas

El Secretario de Coordinación destacó además “entre las principales transformaciones en curso, el proceso de liberalización del mercado de gas, siguiendo el camino que ya iniciamos en el sector eléctrico, con resultados muy positivos. Se trata de una desregulación gradual, pero con un objetivo claro: avanzar hacia una desregulación completa del sector”.

Y explicó que “a comienzos de este año llevamos adelante la Revisión Quinquenal de Tarifas de las compañías de transporte y distribución. No había desregulación ni mercado posible si las compañías reguladas no eran sujeto de crédito. Hoy podemos decir que sus balances están mejorando y que vuelven a ser sujetos de crédito”.

“Hace pocos días publicamos una resolución que permite que generadoras y productoras acuerden y retiren volúmenes dentro del Plan Gas para su contratación. Habilitamos ese retiro y estamos trabajando para, en las próximas semanas, avanzar en una adecuación voluntaria del Plan Gas, con la misma lógica: anticiparnos al fin del esquema de subsidios con comprador único y empezar a fomentar la competencia, siempre en diálogo con la industria”.

González señaló además que “tenemos la decisión de que ENARSA deje de ser el único comprador de GNL y de avanzar hacia un mercado de GNL competitivo. Esto se hará sin poner en riesgo el abastecimiento para la demanda prioritaria ni para la generación eléctrica, pero entendiendo que existe una oportunidad concreta para que el sector privado mejore un negocio que la Argentina viene desarrollando desde hace más de 20 años”.

La visión del IAPG

En forma previa a las declaraciones del Secretario González, el Presidente del IAPG, Ernesto López Anadón, trazó un panorama del sector puntualizando que “Asombra lo realizado por la Industria en estos dos años”:

Aumentos significativos de la producción de petróleo y de gas. Por primera vez se superó el pico de producción de petróleo de finales de la década de los 90.

Importantes incrementos en las exportaciones de crudo y de gas, y una reducción del orden del 45 % en las importaciones de gas motivado por el aumento de la producción y el aumento de la capacidad de transporte (Gasoductos troncales).

Todo esto arrojará un saldo de la balanza comercial de más de 7.000 millones de dólares en 2025, un 26 % mayor que el año pasado. Y estamos en camino a que esta cifra casi se triplique en pocos años, enfatizó.

Se han ampliado las redes de transporte de gas natural y revirtiendo el Gasoducto Norte, lo que en algún momento permitirá ampliar la actual exportación de gas a Brasil.
Ya se terminó la ampliación del sistema de transporte de crudo de OLDELVAL y hay otro proyecto más en cartera.

Se está construyendo el oleoducto Vaca Muerta Sur, con un nuevo puerto de carga de petróleo, que le dará más flexibilidad al país como exportador.

También están en marcha, en distintas etapas, dos proyectos de GNL, uno liderado por PAE y el otro por YPF. Con ellos se prevén alcanzar exportaciones escalables por hasta 30 millones de toneladas anuales para 2030. Y agrego uno más anunciado en estos días por Camuzzi.

A tal efecto, se han otorgado permisos de exportación de gas de largo plazo, por 30 años, hecho que no ocurría en el país desde la década de los 90.

La Secretaría de Energía está trabajando en restablecer los mercados mayoristas de gas y electricidad, tema importante si queremos terminar con las distorsiones del pasado, que no han traído rédito para nadie.

El Enargás está trabajando para reinstaurar los mecanismos que permitan ampliaciones futuras de las redes de transporte.

“Hace tiempo que venimos hablando de que VM puede llegar a producir 1.5 MBOD de petróleo y duplicar su producción de gas. Pues bien, estamos en carrera para lograr ese objetivo. Es y va a ser una tarea compleja y extremadamente demandante”, señaló López Anadón.

“Gracias al RIGI se han logrado financiar proyectos como el VMOS. Debemos seguir trabajando en establecer condiciones generales o especiales para el sector, que permitan el acceso al financiamiento. Vamos a enfrentar escenarios de precios bajos (del petróleo) en los próximos años”, remarcó.

Y añadió que “se han incrementado notablemente la cantidad de fracturas por mes y se espera que esta tendencia continúe el año que viene, hecho que se ha logrado con poca incorporación de equipos, lo que muestra el grado de eficiencia alcanzado por la industria”.

“Estamos en carrera en lo que respecta al desarrollo de nuestros recursos, pero también entendamos que estamos en carrera contra otros proyectos similares en el mundo, remarcó el presidente del IAPG.

SECCO se posiciona a la vanguardia de las soluciones energéticas con proyectos de autogeneración que ofrecen a las industrias ahorro, confiabilidad y total independencia de la red eléctrica.

La autogeneración se consolida como una alternativa estratégica para las industrias que buscan reducir costos, ganar eficiencia y asegurar la continuidad de sus operaciones. Mediante el uso de fuentes renovables o gas natural, SECCO brinda a sus clientes soluciones a medida que permiten ahorrar en el costo del kWh, evitar interrupciones en el proceso productivo y avanzar hacia una gestión más sustentable.

90 años de experiencia en energía

Con más de nueve décadas en el mercado, SECCO es referente en soluciones de suministro y generación de energía. Desde su planta industrial en Rosario, de 45.000 m² cubiertos destinados a la producción, diseña y fabrica unidades de media y alta potencia para el sector público y privado. La compañía ya cuenta con más de 1.500 MW instalados en más de 160 centrales de generación, ya sea en sistemas aislados o conectados al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Su expertise abarca múltiples tecnologías y combustibles: gas natural, fuel oil, gasoil, diésel, energías renovables (fotovoltaica e híbrida) y desarrollos para optimizar el uso de recursos naturales.

Autogeneración: proyectos a medida

La autogeneración de energía es la producción de electricidad por parte de un usuario para su propio consumo, utilizando equipos instalados en el lugar de su emplazamiento. Esta práctica permite reducir la dependencia de la red pública de electricidad, disminuir costos energéticos y generar mayor eficiencia en el suministro, siendo especialmente impulsada por el sector industrial y comercial.

La propuesta de SECCO para la autogeneración eléctrica se basa en Unidades Modulares de Generación a gas natural o gases no convencionales, de alta eficiencia y confiabilidad. Cada proyecto se diseña de acuerdo con las necesidades de cada cliente e incluye provisión de equipos, montaje, instalación, mantenimiento operativo y la opción de operación directa por parte de SECCO o capacitación del personal interno del cliente.

Cuatro beneficios clave de la autogeneración:

• Ahorro en la factura eléctrica: reducción significativa del costo por kWh frente a la tarifa de red, con impacto directo en la rentabilidad. Esta optimización del gasto energético impacta positivamente en los costos operativos generales.
• Confiabilidad Operativa: los sistemas de autogeneración aportan estabilidad y seguridad al proceso productivo porque evita los riesgos asociados a interrupciones o variaciones de tensión en la red pública. Esto asegura la continuidad de procesos críticos y minimiza la pérdida por paradas no programadas.
• Flexibilidad y escalabilidad: los proyectos son dimensionados según la demanda de cada cliente, con posibilidad de expansión modular. Esta característica permite acompañar el crecimiento industrial sin necesidad de redimensionar la infraestructura energética desde cero.
• Independencia energética: menor dependencia de la red eléctrica convencional mejorando así la resiliencia operativa y brindando mayor control sobre la gestión de la energía. Esto es especialmente relevante en zonas con restricciones de suministro o limitantes en la potencia contratada.

Innovación y monitoreo permanente

Todas las centrales cuentan con monitoreo satelital 24/7 desde el COG (Centro Operativo de Generación) de SECCO. Los clientes acceden en tiempo real a la telemetría y reciben alertas por email ante cualquier evento. Además, la compañía dispone de inventario propio de repuestos y partes originales para garantizar respuesta inmediata.

Casos de éxito en distintas industrias

En los últimos años SECCO ha implementado este sistema a lo largo y ancho del país, para los más diversos sectores, tales como: el agrícola, el agroindustrial, el alimenticio, el industrial y de servicios, entre otros.

Para cada cliente, se desarrolló una solución a medida: alternativas de Centrales en paralelo a la red eléctrica de hasta 10 MW que operan con gas natural gracias a unidades de generación que Secco dispone para su implementación; o sistemas que operan ‘en isla’, asilados al sistema eléctrico nacional. Incluso se han diseñado opciones de implementación de Plantas de Biogás con conexión en paralelo.

Energía para un futuro más sustentable

Con soluciones innovadoras, experiencia comprobada y proyectos en marcha en todo el país, SECCO reafirma su compromiso con la autogeneración de energía como un modelo que potencia la competitividad, la rentabilidad y la sustentabilidad de sus clientes.

El Gobierno Nacional incorporó formalmente las estaciones de servicio móviles al registro oficial de bocas de expendio de combustibles.

La medida, dispuesta a través de la resolución 504/2025, permite entre otras cosas que localidades del interior —donde muchas estaciones fijas se encuentran en mal estado o dejaron de operar— cuenten con una solución segura, moderna y de rápida instalación para abastecerse de combustibles, argumentó la secretaría de Energía.

“Esta decisión se enmarca en el proceso de desregulación y modernización del sector energético que impulsa el presidente Javier Milei, orientado a fomentar la competencia, reducir costos y mejorar la calidad del servicio para los usuarios”, refiere un comunicado.

Y añade que la iniciativa “garantiza, por ejemplo, el abastecimiento en localidades que carecen de estaciones fijas, disminuye los costos para las empresas y para los usuarios —que ya no deberán trasladarse largas distancias—, y fomenta la competencia en el sector. Además, brinda mayor competitividad y seguridad en la provisión local y contribuye al desarrollo productivo de las economías regionales”.

Las estaciones móviles y modulares deberán cumplir con estrictas normas técnicas y de seguridad, basadas en estándares internacionales —como la NFPA385 y la UL-2085—, que exigen tanques de doble pared, sistemas automáticos de corte y detección de pérdidas, kits de control de derrames y extintores certificados.

“Cada unidad será auditada por empresas externas habilitadas y deberá contar con planes de contingencia y seguros vigentes, garantizando una operación segura tanto para los usuarios como para el entorno”, se indicó.

Asimismo, el nuevo régimen establece un sistema de sanciones para quienes operen fuera de la ley, incluyendo multas de hasta 160.000 litros de nafta súper y la inhabilitación inmediata de las instalaciones que incumplan las condiciones de seguridad o no cuenten con auditorías actualizadas.

En su articulado, la R-504 puntualiza:

“Incorpórase al Registro de Bocas de Expendio de Combustibles Líquidos, Consumo Propio, Almacenadores, Distribuidores y Comercializadores de Combustibles e Hidrocarburos a Granel y de Gas Natural Comprimido, creado por la Resolución 1.102 del 2004, a todas las personas físicas o jurídicas habilitadas para el expendio de combustibles líquidos bajo la modalidad Estaciones de Servicio Móviles (venta por menor).

Se aprueba el procedimiento y las condiciones técnicas y registrales para el expendio de combustibles líquidos bajo la modalidad ESTACIÓN MODULAR PORTÁTIL (Venta minorista).

También se aprueba el procedimiento y las condiciones técnicas y registrales para el expendio de combustibles líquidos bajo modalidad ESTACIÓN DE SERVICIO MÓVIL CISTERNA.

En anexos a esta resolución se aprueban los protocolos de seguridad para ambos tipos de estaciones (Protocolo Estación Modular y Protocolo Estación de Servicio Móvil Cisterna).

Los incumplimientos a las disposiciones contenidas en la R-504 “serán pasibles de las sanciones establecidas en la Ley 26.022 y en la Ley 23.966 y sus modificatorias.

Los operadores de estaciones de servicios móviles deberán declarar la información relativa a volúmenes de venta y precio del combustible comercializado por ante el Módulo de información de precios y volúmenes de combustibles por boca de expendio que publica la Secretaría a través de su página web.

El artículo 9 de la R-504 delega en la Subsecretaría de Combustibles Líquidos las facultades de autorización, fiscalización y control, y las establecidas en materia sancionatoria.

Las operaciones de expendio realizadas mediante estaciones de servicio cisternas quedarán alcanzadas por la carga impositiva correspondiente a zonas no exentas, de conformidad a lo previsto en la Ley 23.966.

Tal como ocurrió hace un par de semana durante la Conferencia Anual de la UIA, presidente y CEO del Grupo Techint, Paolo Rocca, reiteró su reclamo al gobierno nacional de proceder a “una apertura inteligente de la economía”, lo que implica preservar a la industria local “para poder competir en igualdad de condiciones”, en un contexto internacional hostil, también en esta materia.

En este orden, y en el marco del seminario anual Propymes que organiza Techint, Rocca invitó al cierre del encuentro empresario a la Senadora nacional por LLA, Patricia Bulrich, quien desgranó aspectos principales del proyecto de Reforma Laboral que la Administración Milei acababa de girar al Congreso.

El su carácter de anfitrión Rocca consideró “clave” esta iniciativa, y otra pre-anunciada de Reforma Impositiva. Describió como logros del gobierno “la salida de la crisis, la baja de la inflación, la política del déficit cero, el apoyo extraordinario de los Estados Unidos, y el triunfo electoral alcanzado”.

Con todo, insistió en que “se debe defender la industria propia para una inserción inteligente de la Argentina en el mundo” cuestionando el elevado nivel de importaciones desde China, lo que incluye al acero y derivados.

Al respecto, remarcó ante Bullrich la necesidad de “abrir un diálogo con el gobierno para explicar esto” en alusión a las importaciones indiscriminadas.

“Hay que defender la cadena de valor en la industria, y creo que (Donald) Trump nos está enseñanado algo en este sentido”, comentó, en alusión al manejo de la política arancelaria que, de hecho, incluso afecta a las exportaciones de Techint a ése país.

Rocca describió los “factores que hoy afectan a la cadena de valor industrial”, haciendo hincapié en:

– El bajo nivel del consumo interno (por retracción de la demanda). – La menor capacidad de exportación a países como Estados Unidos, que llegan a gravar con aranceles del 50 % al acero argentino. -La importación de acero, en particular desde China, “que entra con actitud agresiva y predatoria”.

Rocca remarcó que Techint continúa invirtiendo en la Argentina en sectores con potencial de desarrollo, entre ellos el de petróleo y gas. “En 2024 la inversión fue de 1.400 millones de dólares, en 2025 es de 1.700 millones, y será mayor en 2026”, puntualizó.

Poco antes, expuso en el encuentro el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, para detallar el estado de desarrollo del proyecto “Los Toldos II Este” en Vaca Muerta para el que está estimado desplegar una inversión total de U$S 2.500 millones.

Ubicado en cercanías de Rincón de los Sauces, este yacimiento de petróleo No Convencional entrará en producción en junio de 2027, y se espera produzca 70 mil barriles día.

“Vaca Muerta va a seguir creciendo y crecerá su impacto en la macroeconomía”, señaló Markous., quien estimó que la balanza comercial energética cerrará 2025 con un superavit de U$S 6.000 millones.

Bullrich y la Reforma

Por su parte, la ahora senadora Bullrich, jefa del bloque de LLA, procuró explicar la secuencia de la gestión del gobierno que integró como ministra de seguridad señalando que “debimos enfrentar una situación macro difícil, y a un Congreso cuya actitud impactó negativamente sobre 47 millones de argentinos”. “El triunfo electoral nos da la posibilidad de que la estabilidad macroeconómica comience a sentirse en el crecimiemto de la economía, y ahora estamos enviando una serie de proyectos para ayudar a ése crecimiento”.
Aludió entonces al proyecto de Presupuesto 2026 “que esperamos votar antes de fin de año”, y al proyecto de reforma laboral. “La reforma impositiva vendrá más adelante, se está trabajando en ello”, explicó, y luego describió los aspectos principales de los cambios que el gobierno se propone alcanzar en materia de legislación del trabajo.
Redefinición del concepto Remuneración (sin adicionales del Salario conformado) a los efectos del cálculo de la indemnización.
Nueva fórmula que limita el cálculo de actualización de la indemnización por despido.
La posibilidad de disponer una mayor movilidad del trabajador en lo que hace a su puesto laboral.
Creación de un Banco de Horas semanal Voluntario para el trabajador.
Prevalencia de acuerdos laborales por empresa por sobre los del sindicato local y nacional.
Limitaciones horarias para la gestión del delegado y para asambleas (previa autorización). Penalización de bloqueos.
Blanqueo laboral para empresarios que operan en la informalidad.
Creación del Fondo de Asistencia Laboral (FAL) conformado por las empresas para hacer frente a despidos u otras contingencias.
La lectura del resumen por parte de Bullrich fue seguida con atención y mereció aplausos por el auditorio empresario. Paolo Rocca le preguntó acerca del grado de consenso de este proyecto en el Parlamento. Bullrich eludió responder.

El​‍​‌‍​‍‌​‍​‌‍​‍‌ mercado de crudo apunta a un escenario equilibrado para el 2026, según los últimos datos publicados por la OPEP. La organización estima que la oferta global se alineará con la demanda, en contraste al informe de la IEA, que anticipan superávit.

Según el informe, OPEP+ produjo 43.06 millones de barriles por día en noviembre, es decir, un aumento marginal respecto a octubre. La organización prevé que la demanda de crudo proveniente del grupo promediará 43 millones diarios en 2026, un nivel idéntico a la producción actual.

El cártel estima que la oferta mundial se ajustará a la demanda, una hipótesis que choca de lleno con las proyecciones de la IEA y de otros organismos, que esperan un gran ​‍​‌‍​‍‌​‍​‌‍​‍‌exceso.

Para el primer trimestre del año próximo, la proyección se ajusta a 42,6 millones de barriles diarios. Si el bloque mantuviera el ritmo de noviembre durante todo 2026, la oferta superaría la demanda por sólo 60.000 barriles diarios, según un cálculo de Reuters basado en el informe.

La lectura de la IEA es distinta. El organismo estima que la oferta global excederá la demanda por 3,84 millones de barriles diarios el año próximo, un volumen equivalente a casi el cuatro por ciento del consumo mundial. Ese escenario implica un mercado mucho más holgado que el presentado por OPEP.

En este contexto, OPEP+ decidió suspender los aumentos de producción durante el primer trimestre de 2026, una señal que busca contener posibles presiones bajistas en un entorno donde las advertencias de sobreoferta se volvieron frecuentes entre analistas y agencias. La organización también mantuvo sin cambios sus previsiones de crecimiento de la demanda mundial para 2025 y 2026 y sostuvo que la economía global se mantiene en una posición ​‍​‌‍​‍‌​‍​‌‍​‍‌estable.

Fuentes: Reuters, OPEP, IEA

San Antonio Internacional S.A. (“San Antonio Internacional”), pionera en servicios petroleros en la Argentina con de 65 años de experiencia, y Precision Drilling Corporation (“Precision Drilling”), una de las principales compañías de perforación de alta especificación a nivel mundial, anunciaron hoy (11/12) la firma de un acuerdo definitivo de alianza estratégica para el desarrollo conjunto de oportunidades en el segmento de perforación no convencional en Argentina.  

Esta alianza combina la capacidad operativa, logística y el profundo conocimiento local de San Antonio Internacional, con la tecnología de clase mundial, los rigs de alta performance y la experiencia internacional de Precision Drilling, creando una plataforma única para atender las crecientes demandas del desarrollo energético argentino, especialmente en Vaca Muerta. 

“Esta alianza marca un hito estratégico para San Antonio Internacional. Nos posiciona con tecnología de última generación, fortalece nuestra propuesta de valor y consolida nuestra proyección de crecimiento en el segmento no convencional” comentó Nicolás Ziperovich, CEO de San Antonio.

“Argentina representa una oportunidad estratégica de primer nivel a nivel global. Junto a San Antonio Internacional encontramos un socio con conocimiento local, solidez operativa y una cultura de excelencia compatible con nuestros estándares internacionales”, destacó Shuja Goraya, Presidente Internacional de Precision Drilling. 

Ambas compañías trabajarán de manera conjunta en la identificación de oportunidades comerciales, licitaciones y contratos con operadoras líderes del sector energético argentino. 

Como primer paso operativo de esta alianza, San Antonio Internacional pondrá la tecnología de Precision Drilling a disposición de sus clientes en sus equipos actuales.

Compromiso con el Desarrollo Energético Argentino

La alianza refuerza el compromiso de ambas compañías con el desarrollo de Argentina como uno de los principales polos energéticos de América Latina, contribuyendo al aumento de la producción, la competitividad del shale argentino y la creación de empleo calificado. 

En la foto: Edgardo Lorenzo, Nicolás Ziperovich y Suja Goraya

Acerca de San Antonio Internacional

San Antonio Internacional es una compañía líder en servicios petroleros en Argentina, con más de 65 años de experiencia en el sector energético argentino y con presencia en las principales cuencas productivas del país. Cuenta con una sólida trayectoria en perforación, workover, pulling, producción y servicios especiales, operando bajo estrictos estándares de seguridad, calidad y eficiencia. 

Acerca de Precision Drilling

Precision Drilling es una de las principales compañías globales de perforación, con operaciones en América, Medio Oriente y otras regiones clave, reconocida por su liderazgo tecnológico, altos estándares operativos y soluciones integradas de perforación. 

Por Santiago Magrone

El gobierno encaró la privatización de ENARSA en sus diversas áreas de participación, una suerte de desguace en función del interés del sector privado de participar de algunas de las actividades que la empresa estatal ha venido desarrollando.

Una de ellas es la importación de GNL para completar el abasto de gas natural al mercado interno en los meses de mayor demanda por razones estacionales (otoño e invierno).

El ministerio de Economía, a través de la Secretaría de Energía, prepara un esquema que desplazará a ENARSA de la tarea de importación del GNL y la pondrá en manos de “un productor y/o comercializador” de este insumo, cuyo costo vale recordar ha sido subsidiado por el Estado desde hace varios años.

El agente privado saldrá de una licitación cuyos términos no están del todo definidos, según admitió la Secretaria de Energía Tettamanti ante una consulta periodística al respecto.

El precio de abasto tendrá como base la cotización internacional de este insumo energético, y se consideraría clave para resultar adjudicatario la cantidad de barcos (cargamentos) garantizados para cada período. La explicación careció de precisiones necesarias.

Tampoco esta claro si el cambio de actores en la operatoria de importación del GNL (el Estado por un Privado) incluye además que el Estado deje de subsidiar el costo de dicho insumo, y pase a ser pagado por los usuarios Residenciales e Industriales en sus facturas mensuales.

Por otra parte, Economía está preparando lo que sería el texto de un decreto por el cual los usuarios de gas natural pasarán a pagar facturas con tarifa plana, vale decir que el mayor gasto propio de los meses del invierno se distribuiría en las facturas del verano, que son los meses de menor consumo. Es para “evitar sobresaltos”, argumenta Economía. Pero pensando además en eliminar el subsidio al GNL.

En otro orden, Economía también procura descentralizar los contratos de compra de gas natural que CAMMESA realiza para abastecer a las centrales generadoras térmicas de electricidad. Energía habla de proceso de normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

De hecho, la Secretaría a cargo de María Tettamanti oficializó la Resolución 501/2025, estableciendo pautas para que las productoras de gas natural puedan retirar total o parcialmente los volúmenes comprometidos en los contratos del Plan GasAr, bajo acuerdos con CAMMESA o ENARSA, y cederlos directamente a las generadoras térmicas. (ver aparte).

El presidente de la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de la Industria Renovable (CEA), Martín Brandi, renovó su expectativa respecto de una prórroga por 20 años del Régimen que fomenta el uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la Producción de Energía Eléctrica (Ley 26.191), que vence a fin de este año.

“Lamentablemente no hemos logrado ése objetivo este año (2025)”, manifestó Brandi en alusión a las gestiones encaradas por la entidad empresaria, ante el Poder Ejecutivo Nacional y en el ámbito del Parlamento, donde una iniciativa en tal sentido llegó a tener dictámen favorable de la Comisión de Energía, pero no llegó a tratarse en el recinto, y caducó.

El directivo, que es CEO de PCR Energy, destacó la importancia de la prórroga de un régimen que ofrece estabilidad fiscal de largo plazo, lo que redundó en “inversiones por más de ocho mil millones de dólares”.

En lo inmediato, la CEA espera que en la Ley de Presupuesto 2026, que habrá de tratarse en las sesiones extraordinarias durante el mes en curso, se incluya un artículo que prorrogue al menos por un año la vigencia del esquema fiscal todavía vigente, mientras se impulse la nueva ley para renovables.

Al respecto, y en el marco de una encuentro organizado por la Cámara, y al cual asistió la Secretaria de Energía, María Tettamanti, Brandi manifestó que “todas las fuerzas políticas (representadas en el Parlamento) han manifestado apoyo a la prórroga solicitada”.

Por su parte, Tettamanti consideró ante los empresarios “muy importante garantizar la estabilidad fiscal en el sector por al menos otros 20 años”. Admitió no obstante un desacople entre los tiempos políticos de la gestión gubernamental y los requeridos por la CEA para resolver la prórroga esperada.

Y destacó la tarea encarada por el gobierno “para lograr una macro ordenada, y un país que sea viable”. Asimismo agradeció la ayuda brindada por el sector generador renovable para el diseño de la desregulación del Mercado Eléctrico Mayorista, en proceso de desarrollo.

La escucharon, entre otros, el vicepresidente de CEA y CEO de Genneia, Bernardo Andrews, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz; Adrian Salvatore (Central Puerto), Rodolfo Freyre (PAE), y Gonzalo Jurado (Total Energies).

Impulsada por el gobierno nacional, en 2015 el Congreso sancionó con amplio consenso político la Ley 27.191 de Energías Renovables, fundamental hacia la diversificación y reducción de emisiones de su matriz energética.

La implementación de la ley permitió, en diez años, pasar de una participación prácticamente nula de las energías renovables en la generación eléctrica, a 7,1 GW de capacidad instalada, liderada por la eólica y solar, aunque aún no se alcanzó la meta del 20 % de la producción en la torta energética que había sido prevista en la ley para el 2025. La producción actual ronda el 17 por ciento.

La red de transporte en A.T.

Otro factor clave para la continuidad del desarrollo de energías renovables está dado por la red de transporte en Alta Tensión, que presenta serias limitaciones en su extensión y ampliación de capacidad, lo que está aletargando el desarrollo de nuevas inversiones en el rubro, a la espera de mejoras en la disponibilidad para sumar energía al sistema.

Al respecto, la secretaria Tettamanti volvió a referirse a la intención del gobierno de avanzar con licitaciones para el tendido de nuevas redes, a cargo del sector privado, anunciadas hace varios meses.

En julio último la S.E. dictó la resolución 311/2025, para avanza con la ejecución del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, al definir las tres primeras obras estratégicas que serán licitadas bajo un modelo de concesión a inversores privados.

“Las licitaciones serán de carácter nacional e internacional, abiertas a empresas con capacidad técnica y financiera para llevar adelante los proyectos”, se indicó.

Consultada al respecto, Tettamanti estimó ahora que en el curso del primer cuatrimestre del 2026 será activada la primera licitación, empezando por la AMBA I.

Las obras seleccionadas son AMBA I, que mejorará la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires que concentra el 40 % del consumo eléctrico nacional.

Luego sería el turno de la Línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, un corredor que permitirá la evacuación de mayor generación renovable y convencional que se puede instalar en la región Cuyo, a la vez que permitirá evacuar parte de la generación del COMAHUE; y de la Línea de 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que mejorará la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.

Estas obras forman parte del conjunto de 16 proyectos prioritarios definidos por la Resolución 715/2025, en el marco del Plan de Contingencia para Meses Críticos 2024–2026, que identificó zonas críticas del país donde el crecimiento de la demanda eléctrica no fue acompañado por la infraestructura necesaria. La planificación se basó en estudios técnicos liderados por la Secretaría de Energía junto a CAMMESA, ATEERA y el Consejo Federal de la Energía Eléctrica.

La Secretaría de Energía a través de la Resolución 501/2025, dio un nuevo paso dentro del proceso de normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). La medida establece las pautas para que las productoras de gas natural puedan retirar total o parcialmente los volúmenes comprometidos en los contratos del Plan GasAr, bajo acuerdos con CAMMESA o ENARSA, y cederlos directamente a generadoras térmicas. Esta decisión se enmarca en la transición hacia un esquema de mayor competencia, eficiencia y descentralización en la gestión de combustibles para generación eléctrica.

El Plan GasAr —implementado originalmente para asegurar oferta y previsibilidad en el abastecimiento de gas natural— establece contratos a largo plazo entre el Estado y las productoras, con precios regulados y obligaciones de entrega mínima (TOP y carry forward). Su finalidad ha sido garantizar volúmenes para la generación eléctrica y la demanda prioritaria, reduciendo importaciones y aportando estabilidad al sector energético. Sin embargo, su estructura centralizada implica que CAMMESA gestiona la compra de combustibles y define la asignación de gas para el despacho térmico.

Con la nueva resolución, el Gobierno habilita un mecanismo para que los productores puedan retirar parte de esos volúmenes y transferirlos a generadores bajo condiciones pactadas. Ese gas, denominado “Gas Retirado”, será considerado como combustible de “gestión propia”, lo que permite a las centrales declarar su Costo Variable de Producción (CVP) bajo las reglas del MEM y competir en el despacho con señales más cercanas a los costos reales del mercado.

Según la norma, el retiro es irrevocable y forma parte de una transición de 24 meses prevista por el Decreto 450/2025. Durante este período, la política energética busca migrar desde un sistema altamente centralizado hacia uno con mayor responsabilidad de mercado por parte de generadores y productores. La medida también clarifica que la prioridad de despacho no estará garantizada para las generadoras asociadas al retiro, reforzando la lógica competitiva del sistema.

En términos prácticos, el retiro implica que los productores asumirán un rol más activo en la comercialización de su gas, mientras que los generadores podrán acceder a combustible con reglas más flexibles, dentro de rangos de precios definidos. A su vez, CAMMESA continuará publicando quincenalmente el costo del “Gas Acuerdo”, referencia clave para la declaración de CVP y la valorización del gas retirado.

Con esta resolución, la Secretaría de Energía continúa delineando el esquema operativo que regirá al MEM desde noviembre de 2025 y que apunta a introducir señales económicas más transparentes, fortalecer la autosuficiencia del sistema eléctrico y preparar el camino para una descentralización plena de la gestión de combustibles en los próximos años.

Dow y Mastellone desarrollaron en Bahía Blanca una nueva solución de empaque circular para leches. Se trata de un film termocontraíble con contenido reciclado posconsumo para envases de leche.

El nuevo material mantiene los estándares de protección y seguridad necesarios para el transporte de productos lácteos, al mismo tiempo que mejora y reduce el impacto ambiental.

En un contexto en el que la industria alimentaria enfrenta el desafío de innovar sin comprometer la seguridad ni el rendimiento, Dow y Mastellones alcanzaron un nuevo hito hacia la economía circular en el país.
Ambas compañías desarrollaron un film termocontraíble que incorpora 20% de REVOLOOP Resina de Plástico Reciclado Posconsumo, para envolver y proteger botellas de leche.

Este nuevo empaque mantiene los estándares de protección y seguridad necesarios para el transporte de productos lácteos, al mismo tiempo que impulsa la circularidad de los plásticos y ayuda a reducir el impacto ambiental. Los films termocontraíbles cumplen un rol clave en la logística de alimentos: permiten agrupar envases individuales para facilitar su transporte y distribución, un proceso crítico para productos frescos como la leche.
Además, con este film se logra
·       100% reciclabilidad
·       Menor consumo de plástico
·       Alta resistencia y seguridad durante el transporte
 
“En Mastellone Hnos. estamos comprometidos con liderar la transformación hacia envases más sustentables en la industria láctea argentina. Este nuevo film termocontraíble, desarrollado junto a Dow, representa un avance concreto en nuestro plan 2030 de packaging sustentable: incorpora materiales reciclados, es 100% reciclable y nos permite reducir el uso de plástico virgen de origen fósil y el impacto ambiental de nuestros productos. Creemos que la innovación y la colaboración son claves para construir una cadena de valor más responsable y ofrecer a nuestros consumidores productos que cuidan el planeta, sin comprometer la calidad ni la seguridad”, dijo Gastón Domínguez, Jefe de Desarrollo de Packaging de Mastellone Hnos.
 
INNOVACION

El desarrollo tiene un eje central: Bahía Blanca. Desde la planta productiva de Dow Packaging & Specialty Plastics (PS&P) -la más importante de Latinoamérica- se produce la materia prima que da vida a estos empaques, garantizando calidad, seguridad y ahora también mayor circularidad. Este avance reafirma el rol estratégico de la ciudad como punto clave en la cadena de valor que permite que millones de argentinos reciban productos esenciales de forma eficiente y sustentable.
El nuevo film termocontraíble se diseñó bajo los principios de circularidad, combinando innovación tecnológica con desempeño funcional. Elaborado con un 20% de REVOLOOP -resina reciclada posconsumo-, no solo promueve la reutilización de plásticos, sino que también ha sido diseñado para ser reciclable, reafirmando el compromiso de Dow hacia soluciones más sustentables que respondan a las expectativas de la industria y de los consumidores.

“En Dow, creemos que la innovación debe ir de la mano de la sustentabilidad. Este nuevo empaque, desarrollado junto a Mastellone Hnos., demuestra cómo la colaboración y la ciencia de materiales pueden transformar la industria: al incorporar un 20% de resina reciclada posconsumo, damos un paso concreto hacia la economía circular y un futuro más sostenible para todos.” Alvaro Romano, Market Development Manager Packaging & Specialty Plastics, Dow.
Este proyecto representa un paso concreto en el camino para que Dow se convierta en la empresa de ciencia de materiales más innovadora, centrada en el cliente y sustentable del mundo, demostrando que la colaboración entre industria, tecnología y diseño puede impulsar transformaciones de alto impacto y beneficio en la economía circular.
 

Tecnored, compañía líder en infraestructura digital, integración tecnológica y soluciones de energía inteligente, anunció la inauguración del parque solar de la Cooperativa de Obras y Servicios Públicos de Río Tercero, el más grande de la Argentina.

El parque ocupa un predio de 2,4 hectáreas, tiene instalados 3000 paneles solares con una potencia de 2,12 megavatios y se prevé una vida útil de 30 años.

Juan Domínguez, CEO de Tecnored, señaló: “este es un día histórico para el cooperativismo argentino y para la transición energética del país. Desde Tecnored impulsamos este tipo de transformaciones y hoy vemos el impacto en una comunidad que apuesta por un futuro más sostenible”.

Domínguez también destacó que el logro adquiere especial relevancia: “Hay muchos proyectos solares, pero este parque está terminado, operativo y al servicio de los usuarios. Es fundamental valorarlo como el estándar que demuestra que el modelo cooperativo puede ejecutar obras de alto nivel tecnológico con resultados concretos.”

El parque diseñado, provisto y construido por Tecnored, incorpora tecnología de última generación y sistemas de monitoreo inteligente que permitirán una operación estable y eficiente durante todo el año. El desarrollo contempla ingeniería de alto desempeño, infraestructura solar de gran escala y un esquema de gestión orientado a maximizar la producción energética.

El proyecto, señalan, posiciona a Río Tercero como ciudad modelo en sustentabilidad, y refuerza la visión estratégica de las cooperativas como actores claves en la generación distribuida del país.

El parque solar permitirá fortalecer la sustentabilidad energética local, mejorar la eficiencia del sistema y brindar una fuente de energía limpia. Además, se suma la capacidad de expansión futura sobre la misma traza, lo que podría incrementar la potencia y consolidar la posición de la cooperativa como líder nacional en generación renovable distribuida para potenciar el desarrollo regional.

El Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Avila, convocó a una movilización general para el próximo lunes en la Administración de Kilómetro 3, con el objetivo de enviar un mensaje contundente a YPF por la manera en que está abandonando Comodoro Rivadavia tras casi 120 años de explotación, comunicó el gremio.

El principal punto de fricción es la venta del yacimiento Manantiales Behr, el más productivo de la zona, por 500 millones de dólares que, según Ávila, “se van de la Cuenca sin dejar ninguna inversión a cambio, dejando a Comodoro desamparada”.

El sindicalista fue especialmente crítico con Horacio Marín, quien preside la compañía de Bandera, señalando que la nueva Operadora (Rovella Energía) no informa sobre sus planes de inversión ni sobre cómo se afrontará el pasivo ambiental, lo que sugiere que la empresa se está llevando el capital sin compromisos futuros. Ávila calificó las promesas sobre el pasivo ambiental como “un cuento chino”.

Desde el Gremio se subraya que la defensa de la Cuenca del Golfo San Jorge debe ser un esfuerzo de toda la comunidad, ya que el futuro económico de Comodoro, Rada Tilly, Sarmiento y Caleta Olivia depende de estas decisiones.

En tanto del pasivo ambiental y la responsabilidad de YPF, subrayó que “es un cuento chino que hoy están haciendo, y me parece que hay que sentarse a hablar con el Gobernador y decirle que el camino no estaba ahí, sino que el camino estaba en tener reuniones para ver la Inversión y Garantías de la nueva Operadora en la Cuenca, y resulta que hoy en día no hay nada concreto que diga que van ‘a dejar esto’ para Comodoro”.

Avila sostuvo que “la ciudad creció en base a lo que era la empresa YPF, y hoy termina siendo una venta enorme lo que hace Marín, y quiere ocultarnos todas las cartas a nosotros y que salga a la luz lo que él quiere y no lo que nosotros queremos saber”.

Por Santiago Magrone

El gobierno nacional decidió la creación de la Secretaría de Asuntos Nucleares, en la órbita del ministerio de Economía, de manera que ésta área específica, que tendrá dos Subsecretarías, una de Aplicaciones de Tecnología Nuclear, y otra de Políticas Nucleares.

No estará bajo la órbita de la Secretaría de Energía, ni de la Secretaría de Coordinación de Energía y Mineria. Ambas también forman parte del organigrama de Economía. Tampoco dependerá de la Jefatura de Gabinete.

La nueva Secretaría estaría a cargo de Federico Ramos Nápoli, ex presidente de Dioxitek S.A. empresa encargada de la conversión de uranio para la centrales nucleares y la producción de fuentes de Cobalto-60 (isótopo radiactivo que se usa en medicina para radioterapia y esterilización, y en industria).

La modificación implica una mayor autonomía del sector nuclear, que viene a ocurrir en momentos en que el gobierno quiere avanzar con la privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina (44 %), operadora de las tres usinas nucleares del país, y de fuerte experiencia en términos de desarrollo tecnológico y económico del Area.

La investigación y desarrollo de la actividad nuclear en la Argentina fue impulsada por el Estado Nacional en el arranque de la década del 50 (gobierno de J.D. Perón).

Argentina es productora de energía nuclear a través de las centrales Atucha I (inaugurada en 1974), Atucha II (2013) , y Embalse (1983).

El país alcanzó un fuerte desarrollo propio, con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) liderando la investigación y el desarrollo de reactores.

Se está construyendo un prototipo de reactor modular de baja potencia, CAREM25, diseñado y desarrollado en el país. La Administración Milei casi paralizó su avance desde mediados de 2024, en momentos en que los Estados Unidos aceleró el desarrollo de su prototipo.

Asimismo, Argentina cuenta con plantas de enriquecimiento de uranio para producir combustible para sus reactores. También desarrolla la Planta Industrial de Agua Pesada, cuyo financiamiento ha sido interrumpido.

El gobierno dispuso, a través del decreto 866/2025, una serie de modificaciones a la estructura de la Administración Pública Nacional, sustituyendo aspectos del organigrama que hasta el nivel de Subsecretarías estuvo contenido en el decreto 50/2019.

El artículo 15 del Decreto 866 ya oficializado incorpora en el Apartado IX, Ministerio de Economía, los Objetivos de la flamante Secretaría de Asuntos Nucleares y de las dos Subsecretarías mencionadas.

SECRETARÍA DE ASUNTOS NUCLEARES

OBJETIVOS

1. Entender en la definición de la política nuclear en todo lo relacionado con los usos pacíficos de la energía nuclear o fuentes radiactivas, el ciclo de combustibles, la gestión de residuos radiactivos, el desarrollo e investigación de la actividad nuclear, en coordinación con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).
2. Entender en el monitoreo del funcionamiento del complejo industrial nuclear, promoviendo acciones que tiendan a mejorar la eficiencia del sistema, incluyendo reformas institucionales, optimización de procesos y participación del capital privado.
3. Evaluar la factibilidad y sustentabilidad económico-financiera de los proyectos estratégicos en materia nuclear.
4. Evaluar y monitorear los componentes científicos y tecnológicos de los proyectos en materia nuclear, fiscalizando el cumplimiento de las metas planteadas.
5. Intervenir en la coordinación del accionar de los diferentes actores políticos y empresarios involucrados con la actividad estratégica nuclear, tanto a nivel nacional, local o de la sociedad civil.
6. Identificar y determinar, en el ámbito de su competencia, los asuntos prioritarios, estratégicos y de relevancia para el desarrollo nacional en materia nuclear.
7. Asesorar, en el ámbito de su competencia, en lo relativo a la participación de la República Argentina en los foros, organizaciones o cualquier ámbito a nivel internacional en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
8. Asistir al Ministro, en el ámbito de su competencia, en las acciones que propendan al cumplimiento de los compromisos internacionales de la República Argentina en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
9. Coordinar, en el ámbito de su competencia, las acciones orientadas al cumplimiento de las funciones y objetivos establecidos por la Ley 24.804 (Ley Nacional de la Actividad Nuclear) y sus normas modificatorias y reglamentarias, con la excepción de las que establecen las funciones regulatorias.
10. Intervenir en todo lo relacionado con la generación nucleoeléctrica, como así también en el funcionamiento de la infraestructura nucleoeléctrica.
11. Ejercer el control tutelar de la COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ATÓMICA (CNEA).
12. Participar en la elaboración de políticas en materia de investigación, diseño, y construcción de reactores nucleares, en coordinación con la CNEA.
13. Participar en el diseño e implementación de la política de desarrollo, fomento y cooperación para la explotación de “tierras raras” y minerales nucleares, en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional.
14. Participar, en el ámbito de su competencia, en la interacción entre los distintos actores del sector minero y las provincias para aumentar sostenidamente la producción de “tierras raras” y de minerales nucleares, como así también la inversión de capital privado para su explotación, en coordinación con la Secretaría de Minería.
15. Promover políticas públicas y acciones de colaboración y articulación con los actores públicos y privados y de la sociedad civil involucrados en la materia, que permitan viabilizar los proyectos relativos a la minería de materiales nucleares, su procesamiento y aplicación de tecnologías nucleares.
16. Participar, en el ámbito de su competencia, en el diseño y establecimiento de tecnologías asociadas a la refinación de “tierras raras”, como así también a su desarrollo nacional.
17. Dictar, en el marco de las políticas establecidas por el Ministerio y en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional, medidas relativas a los proyectos estratégicos en materia nuclear y otros asuntos estratégicos relacionados.
18. Dirigir el planeamiento, seguimiento y evaluación de los asuntos vinculados a los proyectos en materia nuclear y otras cuestiones estratégicas relacionadas, en coordinación con las empresas y sociedades con participación estatal mayoritaria del sector nuclear y la COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ATÓMICA (CNEA).
19. Asesorar al Ministro, en coordinación con las áreas competentes de la Administración Pública Nacional, en los proyectos estratégicos en materia nuclear, como así también en la identificación de información estratégica relevante en dicha materia y en aquellos asuntos de su competencia.
20. Intervenir, en coordinación con la CNEA, en las distintas etapas correspondientes al desarrollo del ciclo del combustible nuclear.
21. Dirigir la representación en las empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria.
22. Coordinar la gestión de los directores que representan al Estado Nacional en aquellas empresas donde la Secretaría posea participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria.
23. Asistir al Ministro en la aplicación del RÉGIMEN DE INCENTIVO PARA GRANDES INVERSIONES (RIGI)- de la Ley 27.742 (Ley Bases), en el ámbito de su competencia, y en coordinación con la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería.

El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) publicó la versión 2025 de la Norma NAG-402, que establece los requisitos técnicos y administrativos para la habilitación, operación y control de los Módulos Contenedores de Gas Natural Comprimido (GNC) utilizados en el transporte por carretera. La medida, que actualiza integralmente la normativa vigente, busca elevar los estándares de seguridad, trazabilidad y eficiencia del transporte de gas natural en todo el país.

Los Módulos Contenedores —estructuras autoportantes que alojan recipientes de alta capacidad para traslado de gas— son una pieza esencial para abastecer zonas sin acceso directo a gasoductos o como complemento en situaciones de demanda estacional. La nueva normativa incorpora lineamientos de diseño, construcción, operación y mantenimiento, además de fijar obligaciones explícitas para operadores, organismos certificadores y responsables técnicos.

Requisitos técnicos reforzados

La norma establece que todos los componentes sometidos a presión deberán cumplir normas internacionales reconocidas, contemplando condiciones de carga, vibraciones, temperaturas extremas y riesgos asociados a accidentes durante el transporte. Del mismo modo, se detallan las especificaciones para colectores, válvulas de bloqueo y alivio, manómetros, cañerías, soldaduras y dispositivos de seguridad.

Uno de los puntos más relevantes es la exigencia de válvulas de alivio por sobrepresión calibradas anualmente, diseñadas para evacuar como mínimo el 50 % de la capacidad total del módulo por hora, con descarga obligatoria hacia la atmósfera en forma vertical. También se fortalecen las condiciones de anclaje al semirremolque y los requisitos estructurales que deben soportar hasta dos veces el peso total del módulo cargado.

Nuevas obligaciones para operadores y responsables técnicos

La NAG-402 impone un esquema estricto de responsabilidades: los operadores deberán contar con un Responsable Técnico (RT) habilitado y con experiencia en recipientes sometidos a presión, quien será el encargado del diseño, certificación, inspección y mantenimiento del módulo.

Además, cada Módulo Contenedor deberá disponer de:

• Placa identificatoria con datos críticos como capacidad, presión de trabajo, peso total, fechas de habilitación y vencimiento.
• Libro de Novedades para registrar recorridos, inspecciones, calibraciones y antecedentes de incidentes.
• Manuales de operación, seguridad y plan de emergencias firmados por el RT.

El transporte también deberá cumplir con la señalización obligatoria para mercancías peligrosas: leyendas visibles de “PELIGRO EXPLOSIVO — GAS NATURAL COMPRIMIDO — GAS INFLAMABLE” y la identificación ONU 1971 en los cuatro lados de la unidad.

Capacitación obligatoria: el Anexo II como guía clave

El Anexo II de la resolución incluye una guía de contenidos mínimos para la capacitación del personal involucrado en la operación de los VTGN (Vehículos de Transporte de Gas Natural). Allí se desarrollan temas como propiedades del gas natural, riesgos asociados, procedimientos de operación segura y actuación en emergencias. La capacitación es obligatoria y debe ser certificada y registrada por el operador.

Inspecciones periódicas y renovaciones cada cinco años

La norma dispone un cronograma de revisiones mensuales, semestrales, anuales y quinquenales. Esta última implica desmontaje, pruebas de resistencia, verificación integral del sistema y revisión individual de los recipientes según normas ISO. Solo tras superar satisfactoriamente estas etapas se renueva la habilitación por otro período de cinco años.

Un marco regulatorio más robusto

Con la actualización de la NAG-402, ENARGAS apunta a fortalecer la seguridad del transporte de GNC, armonizando normas locales con estándares internacionales y promoviendo una mayor profesionalización del sector. La medida impactará de manera directa en distribuidores, operadores logísticos, fabricantes de módulos y empresas que utilizan gas natural como insumo en zonas alejadas de gasoductos.

TotalEnergies renovó su compromiso con la comunidad de Aguada San Roque (NQN) relanzando el programa “Aguada San Roque Activa 2025” junto al Gobierno del Neuquén y la Comisión de Fomento de la localidad.

La continuidad del programa por un segundo año consecutivo fue anunciada con la firma de un Convenio Marco de Colaboración entre el gobernador Rolando Figueroa, el Director General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni, y Andrea Jaquelina Campo, presidenta de la Comisión de Fomento de Aguada San Roque.

También participaron del encuentro el ministro jefe de Gabinete, Juan Luis “Pepé” Ousset, el intendente de Añelo, Milton Morales, y la Gerente de Gestión y Estrategia Social de TotalEnergies en Argentina, Claudia Borbolla.

La empresa ratificó su alianza estratégica con el Gobierno de la provincia del Neuquén dando continuidad a una serie de programas de gestión social que abordan ejes prioritarios para la provincia: la seguridad vial, la educación, el desarrollo local y el acceso a la energía.

“TotalEnergies está presente en Neuquén desde hace más de 30 años y siempre ha buscado ser un socio activo de la provincia, promoviendo el desarrollo económico, social y cultural, y generando un impacto positivo para todas las comunidades y actores con los que trabajamos”, señaló Sergio Mengoni.

La primera edición del programa reunió en 2024 a la comunidad de Aguada San Roque en talleres de prevención de la violencia familiar y búsqueda de soluciones para fortalecer la cohesión social y promover la participación.

Esta segunda edición está llevando adelante en la localidad de Aguada San Roque y consta de 17 talleres comunitarios con temáticas clave como prevención de violencias, inclusión digital, sostenibilidad ambiental, educación financiera y desarrollo local, promoviendo al mismo tiempo valores transversales como el respeto, la empatía y la equidad de género.

La ejecución del programa esta nuevamente a cargo de la Asociación Civil MOIRU, una organización comprometida con el desarrollo comunitario y la promoción de los derechos humanos. El rol de gobierno ha sido brindar acompañamiento institucional, mientras que la Comisión de Fomento de Aguada San Roque aporta el soporte logístico y territorial necesario para garantizar el desarrollo de las actividades.

Otras acciones de TotalEnergies junto a la Provincia del Neuquén

A través de su Estrategia de Gestión Social, TotalEnergies acompaña a la provincia del Neuquén en el abordaje de temáticas sociales prioritarias como los derechos humanos, la seguridad vial, la educación y la inclusión de las juventudes, el desarrollo local y el acceso a la energía.

En torno al eje seguridad vial, TotalEnergies – junto a la Asociación Civil Minu y con el apoyo del Ministerio de Educación del Neuquén viene implementando desde 2021 el Programa VIA para la concientización y educación en seguridad vial y movilidad sustentable entre estudiantes de escuelas secundarias de la provincia, particularmente en la Ciudad de Neuquén, Añelo y Región de Los Lagos.

Además, la compañía dio inicio este año a un nuevo programa junto a Red de Innovación Local y los municipios de Añelo, San Patricio del Chañar, Centenario y Vista Alegre, con el objetivo de contribuir al diagnóstico de problemáticas de seguridad vial en el corredor Vaca Muerta y al diseño de respuestas locales e integrales.

Con el objetivo de mejorar la seguridad vial TotalEnergies participa junto a otras operadoras en la financiación de la pavimentación de 51 kilómetros del bypass de Añelo, conectando las Rutas Provinciales 8 y 17 lo cual ayudará a mejorar la conectividad de una ruta muy transitada por la industria.

Energía Joven y Acceso a la Energía

En alianza con el Ministerio de Educación de la provincia, TotalEnergies continuará el programa Energía Joven, a través del cual se brindan en escuelas secundarias de la provincia charlas formativas y didácticas sobre los distintos tipos de energías y la matriz energética.

También se reafirmó la continuidad del programa de Acceso a la Energía, iniciado en 2024, en respuesta a una necesidad concreta en zonas rurales sin conexión a la red eléctrica y vecinas a las operaciones de la compañía. La iniciativa, que ya otorgó energía limpia a familias en el área de influencia de Aguada Pichana Este y San Roque, en Añelo, es implementada en colaboración con TotalEnergies Renovables Argentina y la empresa especializada ALP Group.

El objetivo es brindar acceso a energía renovable a través de la instalación de paneles solares y todo el sistema eléctrico de acuerdo con las necesidades individuales relevadas.

TotalEnergies también participa desde hace dos años en el programa de Becas Gregorio Álvarez, una iniciativa del Gobierno de Neuquén que apunta a fortalecer la permanencia, el egreso y la reinserción educativa de jóvenes neuquinos de entre 4 y 35 años, tanto en los niveles obligatorios como en la formación técnica, profesional y laboral.

La compañía Shell comunicó su decisión de no participar del proyecto que impulsa YPF para el desarrollo de la producción de GNL en el país con el objetivo de su exportación al mercado internacional.

La información fue publicada por la Agencia Reuters, y confirmada por la Casa Matriz de la petrolera multinacional de origen anglo-holandesa.

La comunicación difundida señala que “Shell decidió no avanzar con la fase inicial del proyecto Argentina LNG. Había participado inicialmente sólo en la etapa de pre-FEED”, (que es preliminar a la de Ingeniería de Diseño, donde se definen detalles técnicos del proyecto).

En la comunicación de la compañía se indica además que “Seguimos viendo a la Argentina como un mercado potencialmente atractivo para el crecimiento de las exportaciones de GNL. Por lo tanto, (Shell) continúa analizando opciones de expansión junto a YPF para Argentina LNG”. Sin entrar en detalles.

En los meses que transcurrieron desde que en el arranque del año se realizára el anuncio de un pre acuerdo para avanzar en un proyecto para producir GNL (a partir del gas de Vaca Muerta) para su colocación en el mercado internacional, Shell mantuvo su reserva, lejos de eventuales anuncios acerca de la evolución de las conversaciones con YPF.

En tanto, fue el presidente de YPF, Horacio Marín, quien admitió en noviembre que el proyecto no estaría avanzando hacia la etapa de consolidación.

Shell es principal protagonista en el mercado internacional del GNL, y el anuncio de su ingreso al proyecto encarado por YPF se produjo pocos meses después de conocerse el desestimiento de avanzar en un proyecto similar con YPF por parte de la malaya Petronas, otra fuerte protagonista internacional en esta industria.

En las últimas semanas, Horacio Marín continuó con intensas gestiones para firmar acuerdos de adhesión con otros potenciales socios en el emprendimiento Argentina LNG, y al respecto se anunció un preacuerdo con la italiana ENI. Y con ADNOC, de Emiratos Arabes (EAU).

“Eni y ADNOC van a ser offtakers del GNL que se va a producir en Río Negro. Son empresas muy grandes y sólo queda un cuarto de la producción (estimada en 12 millones de toneladas anuales)para venderle a otros países”. “Eso le da solidez al proyecto. Por esa razón, pienso que no debería ser complicado lograr el Project Finance”, consideró Marin.

En el marco del Programa Nacional de Focalización de Subsidios Energéticos, el Gobierno Nacional continúa con la revisión integral del padrón del Registro del Acceso a los Subsidios Energéticos (RASE) mediante el cruce de información georreferenciada, registros administrativos y bases públicas y privadas.

Al respecto incorpora el análisis de urbanizaciones cerradas de la provincia de Córdoba, donde se identificaron 2.854 hogares que recibían subsidios a pesar de residir en countries y barrios de alto poder adquisitivo.

La metodología aplicada utiliza herramientas de Sistemas de Información Geográfica (GIS), imágenes satelitales y padrones provistos por los entes reguladores. Gracias a este enfoque, se detectaron suministros categorizados como N2 y N3 dentro de áreas que exhiben manifiesta capacidad contributiva, lo que implica un claro error de inclusión, describió la Secretaría de Energía de la Nación.

Como resultado de ésta tarea, “todos los usuarios residenciales del RASE ubicados dentro de las urbanizaciones georreferenciadas serán recategorizados como Nivel 1 (Mayores Ingresos), conforme a los criterios establecidos para garantizar una distribución equitativa de los subsidios”, se indicó.

Los usuarios recategorizados podrán pedir revisión mediante la plataforma de Trámite a Distancia (TAD), pero cargan con la obligación de probar que la exclusión es incorrecta.

Esta medida complementa la primera etapa del proceso, donde en el AMBA y en el barrio porteño de Puerto Madero ya se habían detectado y recategorizado más de 15.518 usuarios que percibían subsidios de manera indebida. En conjunto, ambas recategorizaciones representan un ahorro fiscal estimado de $ 3.560 millones, reforzando así la eficiencia y sostenibilidad del sistema de subsidios, se detalló.

“El Gobierno reafirma su compromiso con un sistema de subsidios justo, transparente y sin privilegios, que cuide los recursos públicos y enfoque la ayuda únicamente en quienes realmente la necesitan. La depuración del padrón continuará avanzando en todas las regiones del país para consolidar un esquema sostenible y equitativo”, advirtió Energía.

YPF, Vista, Shell Argentina y Equinor firmaron acuerdos con la Empresa Nacional de Petróleo de Chile (Enap) para la exportación de shale oil desde Vaca Muerta, con vigencia hasta junio de 2033.

Los acuerdos contemplan la exportación al país trasandino de un volumen inicial agregado de hasta 70.000 barriles diarios, lo que podría generar ingresos para el país estimados en 12.000 millones de dólares a lo largo de su ejecución, describió YPF.

El vínculo con Enap se profundizó en los últimos años a partir de la rehabilitación del Oleoducto Trasandino (OTA), y la construcción del Oleoducto Vaca Muerta Norte, infraestructura clave para optimizar la evacuación de crudo hacia Chile y, potencialmente, a los mercados internacionales por el Pacífico, destacó un comunicado.

En la actualidad el 40 % de las exportaciones de crudo de la cuenca neuquina se realizan por este sistema de transporte, se indicó.

“Este acuerdo refleja el compromiso de las principales compañías del sector en trabajar para impulsar la producción y las exportaciones, consolidando al país como un proveedor confiable de energía para distintos mercados del mundo”, se destacó.

El Mercado Electrónico del Gas, MEGSA, realizó una Subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 15/12/2025 al 28/12/2025 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

Se formularon 41 ofertas por un total de 51.100.000 metros cúbicos/día, con Precios Promedio Ponderados de u$s 1,82 por millón de BTU en el PIST, y de u$s 2,46 por MBTU puesto en el Gran Buenos Aires.

Los precios en el PIST fueron desde u$s 0,45 hasta u$s 2,53 el MBTU según los puntos de carga del gas. Y los precios del gas puesto en el GBA fueron desde u$s 0,85 hasta u$s 3,42 el MBTU.

Desde Neuquén se realizaron 13 ofertas por un volúmen de gas a suministrar de 16.800.000 m3/día. Desde Santa Cruz se hicieron 7 ofertas por un total de 7.400.000 m3/día. Desde Tierra del Fuego llegaron 9 ofertas que totalizaron 13.200.000 m3/día, desde la cuenca Noroeste llegaron 7 ofertas por un total de 6.400.000 m3/día, y desde Chubut 5 ofertas por 7.300.000 m3/día.

YPF fue reconocida por el Energy Council como la compañía regional del año, un premio que destaca el impacto concreto del Plan 4×4 y el proceso de modernización que la compañía viene impulsando. El premio fue recibido por Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía en el marco de las jornadas de la World Energy Capital Assembly (WECA) que tienen lugar en Londres.

“Estoy muy contento por haber recibido este reconocimiento internacional que confirma que estamos avanzando con decisión para alcanzar el objetivo de convertirnos en una empresa de clase mundial”, afirmó el presidente de YPF. “Nada de esto sería posible sin el compromiso y la pasión de cada uno de los que hacemos YPF. Este premio es de todos ustedes”.

El reconocimiento fue otorgado por los resultados alcanzados durante el último año: más de 200.000 barriles diarios de producción propia de shale oil, un crecimiento del 82 % en menos de dos años; avances en eficiencia operativa que ubican la producción no convencional de YPF a niveles de competitividad comparables con los de Estados Unidos; y la consolidación de proyectos estratégicos como el Vaca Muerta Oil Sur y Argentina LNG, que permitirán consolidar al país como un exportador de energía a nivel mundial.

“Seguimos trabajando para que YPF sea cada día más competitiva, más innovadora y un orgullo para todos los argentinos”, concluyó Marín.

En el puerto de San Antonio Este finalizó el miércoles 3/12 la descarga del primer embarque crítico de tuberías destinadas a la construcción del gasoducto que permitirá la conexión con el primer barco procesador de Gas Natural Licuado (GNL) que llegará a la Argentina (Hilli Episeyo), en el marco del proyecto del consorcio Southern Energy.

La operatoria estuvo a cargo de la Terminal de Servicios Portuarios Patagonia Norte, empresa rionegrina concesionaria del puerto de San Antonio Este desde hace más de 25 años.

La descarga consistió en 10.000 toneladas de tubos de acero y arribó al puerto a bordo del buque Billion Star, un carguero de 175,53 metros de eslora y 29,4 metros de manga. Estos materiales, 2.265 tubos de diferentes diámetros, serán utilizados para la construcción del gasoducto asociado al proyecto Argentina FNLG, de licuefacción de gas, impulsado por el consorcio Southern Energy, para exportar GNL derivado del gas producido en Vaca Muerta (NQN).

Cristian López, gerente general de Patagonia Norte, destacó que “con esta operación, al igual que con la descarga de chapas de acero para la construcción de tanques de almacenamiento de petróleo en Punta Colorada (Proyecto VMOS), la Terminal de Servicios Portuarios Patagonia Norte, confirma su especialización y eficiencia en este tipo de trabajos, que contribuyen al desarrollo económico de Río Negro y la región”.

Desde 1998 y con sede en San Antonio Este, Patagonia Norte es la estación marítima que canaliza exportaciones de frutas, hortalizas, jugos concentrados, minerales y pescado producidos en las provincias de Río Negro, Neuquén, Mendoza, San Juan y la región sur de la provincia de Buenos Aires. Hoy consolida su perfil energético con nuevas cargas para los proyectos de GNL y VMOS.

Patagonia Norte, con el respaldo técnico, económico y financiero de Grupo Murchison, compañía argentina especializada en la actividad portuaria, logística y de transporte. emplea en forma directa a más de 200 trabajadores y técnicos rionegrinos durante todo el año. Se consolidó por el nivel de profesionalización de su actividad portuaria, que permite a los productores locales exportar desde su propia provincia.

Para la operatoria de descarga de los tubos de acero, se utilizaron grúas ubicadas en la cubierta del barco, más el equipamiento especializado propiedad de la Terminal, juntamente con personal calificado coordinado por la Terminal. Estos materiales serán acopiados temporariamente en los predios que dispone Patagonia Norte, hasta la carga y posterior traslado para su instalación, estimado para los próximos meses.

Grupo Murchison es un ecosistema de empresas dedicado a brindar soluciones integrales en operaciones portuarias, logística, almacenaje, transporte, provisión de equipos y servicios para diversas industrias estratégicas. Con más de 127 años de trayectoria, la compañía se ha consolidado como un referente en sectores clave como el automotriz, la energía, los commodities, la pesca, la siderurgia y la química, así como en grandes proyectos de infraestructura.

Edison Energía S.A., el grupo inversor argentino integrado por los hermanos Neuss, Inverlat Investments, Rubén Chernajovsky y Luis Galli, fue adjudicado para operar (por 30 años) la central hidroeléctrica Alicurá y el complejo hidroeléctrico Cerros Colorados, dos activos relevantes del sistema energético del Comahue.

En el marco de los procesos licitatorios internacionales impulsados por el Estado nacional, la compañía presentó las mejores ofertas: U$S 162 millones por Alicurá y U$S 64 millones por Cerros Colorados, “imponiéndose en ambos concursos, consolidando su estrategia de crecimiento y su apuesta de inversión en infraestructura energética argentina”, comunicó la compañía.

La inversión no solo contempla el pago de U$S 226 millones al Estado nacional en concepto de precio, sino también un compromiso adicional de inversión por U$S 200 millones, destinado a garantizar el óptimo mantenimiento, modernización y operación de los activos adjudicados, se indicó.

Si se suman los 191 MW del activo que Edison opera en Mendoza, ambos representan alrededor del 17 % de la generación hidroeléctrica nacional y aproximadamente 4.0 % de la generación eléctrica total, consolidándose como un actor clave del sistema energético argentino, se describió.

Alicurá es una central clave del sistema hidroeléctrico nacional, con 1.050 MW de potencia instalada y un embalse de 3.215 hm3, cumpliendo un rol esencial tanto en la regulación del río Limay como en el abastecimiento del Sistema Argentino de Interconexión.

Cerros Colorados constituye otro complejo estratégico del Comahue: ubicado sobre el río Neuquén, está integrado por las presas Portezuelo Grande, Loma de la Lata, El Chañar y Planicie Banderita, y tiene una potencia instalada cercana a 480 MW. Ambos activos cumplen un papel multipropósito, tanto para la matriz energética como para la gestión integral del recurso hídrico del país.

La incorporación de Alicurá y Cerros Colorados se integra al plan de desarrollo de Edison Energía, que este año adquirió la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán (EDET), la Empresa Jujeña de Energía (EJESA), Líneas de Transmisión del Litoral (LITSA) y la generadora hidroeléctrica CEMPPSA en Mendoza.

“Edison Energía asumirá la operación de ambos complejos bajo los más altos estándares de seguridad, gestión ambiental y eficiencia técnica. La compañía impulsará inversiones orientadas al mantenimiento, modernización y optimización operativa de las centrales, con foco en garantizar confiabilidad, calidad de servicio y una gestión responsable del recurso hídrico”, aseveró la adjudicataria.

“Estamos muy entusiasmados con estos proyectos. Las adjudicaciones de Alicurá y Cerros Colorados reafirmaron nuestra confianza en el potencial energético del país y nuestro compromiso con un modelo de gestión profesional, moderno y orientado al desarrollo regional. Vamos a trabajar para potenciar estos activos emblemáticos y seguir fortaleciendo la matriz eléctrica argentina”, señalaron desde Edison Energía.

La Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura de la Provincia de Buenos Aires inició la ejecución del “Plan Verano”, una medida que se realiza por cuarto año consecutivo y que reforzará la generación eléctrica en los puntos críticos del territorio bonaerense para mejorar la calidad del servicio en la temporada de mayor demanda.

A partir del 15 de diciembre se instalarán unidades de Generación Temporaria en 6 nodos de transporte eléctrico claves de la Provincia de Buenos Aires, y su ubicación beneficiará no sólo al municipio donde se ubique, sino también a las localidades cercanas contempladas en los corredores eléctricos, se indicó.

Dichas unidades generadoras se colocarán en:
● Carmen de Areco: 4 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Pergamino, Arrecifes, Capitán Sarmiento y San Antonio de Areco.
● 25 de Mayo: 4 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Bragado y 9 de Julio.
● 9 de Julio: 4 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Bragado, Carlos Casares, Pehuajó y Trenque Lauquen.
● Pergamino: 5,7 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Rojas, Junín, Colón y Carabajales.
● Gral. Viamonte: 4,2 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán Junín, Baigorria, Zavalia, Coronel Eduardo O´Brien, Warnes, El Arbolito, y Mariano H. Alfonso.
● Mar del Tuyu: 2,1 Mw de potencia
Las localidades beneficiadas serán las del Corredor Atlántico, comprendido por General Lavalle, San Clemente, Las Toninas, Santa Teresita, Mar de Ajó, Pinamar y Villa Gesell.

Para desarrollar este plan, la Dirección Provincial de Energía (DPE) realizó junto con Distribuidoras Eléctricas, cooperativas y municipios los estudios de cargabilidad de las redes de Alta Tensión para analizar y prever el mapa de nodos críticos para definir los puntos de posible déficit de potencia.

Además de esta solución coyuntural para la época de alta demanda, la Subsecretaría de Energía realizó obras de infraestructura que beneficiarán la calidad del servicio eléctrico en otros municipios, se destacó.

En los municipios de Mercedes y Bragado, las obras de infraestructura eléctrica de repotenciación permiten prescindir de los equipos de Generación Temporaria a los que la Provincia recurrió en otras temporadas, beneficiando al corredor norte de la provincia de Buenos Aires.

Asimismo, se están desarrollando obras en la red de Alta Tensión (AT) en las localidades de Chivilcoy, Guaminí y Quequén, que buscan fortalecer el mapa eléctrico de la Provincia de Buenos Aires, permitiendo transportar energía eléctrica a mayores distancias con pérdidas mínimas, mejorando la disponibilidad de potencia y la seguridad y confiabilidad del suministro.

Obras finalizadas 2025

La potencia que se instalará con el Plan Verano en los distintos nodos bonaerenses está relacionada con la demanda estacional, y con los picos de consumo en temporada. Para evitar gradualmente la instalación de las Unidades de Generación Móvil, la Subsecretaría de Energía finalizó durante el 2025 distintas obras eléctricas que refuerzan de forma permanente el servicio de energía y el mapa eléctrico provincial.

Tal es el caso de las Estaciones Transformadoras de media tensión en los municipios de Lincoln y Tres Lomas financiadas por el tesoro provincial.

Asimismo, se ejecutaron ampliaciones en el sistema que benefician a los municipios de San Nicolás, San Antonio de Areco, Saavedra, Mar Chiquita, Mercedes y 25 de Mayo.

El objetivo es generar proyectos de expansión para la red de transporte y subtransmisión de energía, que acompañan e impulsan el crecimiento de las economías regionales, se explicó.