YPF presentará el 29 de octubre los resultados del tercer trimestre de 2026. En la previa, su presidente y CEO, Horacio Marín, anticipó un diciembre histórico para las exportaciones de petróleo, impulsadas por el crecimiento de la producción de Vaca Muerta. Además, proyectó que la Argentina se consolidará entre los principales productores y exportadores mundiales de hidrocarburos. 

Marín sostuvo que el país podría ubicarse entre los seis principales exportadores mundiales de gas natural licuado (GNL) y convertirse en el segundo exportador de etano del mundo, un insumo utilizado para fabricar plásticos. También señaló que la Argentina podría alcanzar el quinto puesto entre los exportadores de gas licuado en garrafas.

Para concretar esas proyecciones, el ejecutivo destacó la necesidad de ampliar la infraestructura de procesamiento y transporte. Entre los proyectos mencionó una planta de separación de petróleo y gas de gran escala, un gasoducto de 48 pulgadas y un nuevo oleoducto con capacidad para transportar 100.000 barriles. Además, confirmó que la decisión final de inversión del proyecto Argentina LNG, que YPF desarrolla junto con Eni y XRG, está prevista para el 26 de noviembre, con una inversión estimada que podría pasar de US$ 51.000 millones a US$ 76.000 millones.

YPF y McDonald’s inauguraron su primer establecimiento conjunto en la estación YPF Black Melo, ubicada en Vicente López. La apertura marca el inicio de una alianza entre la petrolera y Arcos Dorados, operadora de la cadena de comida rápida en la Argentina, que busca transformar las estaciones de servicio en espacios que integren combustibles, gastronomía y otros servicios. 

El local se convirtió en la sucursal número 237 de McDonald’s en el país y en la cuarta estación Black de YPF. La propuesta combina el restaurante con la tienda Full, la marca de conveniencia de la petrolera, que ofrece café, pastelería y otras alternativas gastronómicas para distintos momentos del día.

La iniciativa forma parte de la estrategia de YPF para diversificar sus ingresos y ampliar la oferta comercial de su red. Marín indicó que Full pasó de facturar US$ 280 millones cuando asumió al frente de la compañía a una proyección de US$ 680 millones para 2026, y fijó como objetivo superar los US$ 1.000 millones el año próximo. La empresa también analiza nuevas ubicaciones para extender el modelo a otras ciudades del país. 

El desarrollo de Vaca Muerta podría movilizar inversiones superiores a los US$ 200.000 millones hasta 2035, impulsado por nuevos proyectos de petróleo, gas natural licuado (GNL) e infraestructura de transporte. Las proyecciones contemplan tanto los desembolsos para ampliar la producción como los recursos necesarios para sostener la actividad de los pozos existentes. 

Uno de los principales componentes de ese proceso será el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), que concentra proyectos por más de US$ 108.000 millones. Entre las iniciativas se destacan los desarrollos de Pluspetrol en Bajo del Choique-La Invernada, con US$ 12.240 millones; Tecpetrol en Los Toldos II Este, con US$ 6.432 millones; y Pampa Energía en Rincón de Aranda, con US$ 4.522 millones. A ellos se suma el proyecto de Chevron en El Trapial, que prevé una inversión de US$ 13.800 millones.

La expansión también depende de las obras necesarias para trasladar y procesar los hidrocarburos. El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), con una inversión estimada en US$ 3.000 millones, conectará la cuenca neuquina con la costa de Río Negro. En paralelo, el proyecto Argentina LNG, impulsado por YPF junto con Eni y XRG, contempla inversiones iniciales de US$ 51.000 millones, con posibilidades de ampliación. Además, las empresas deberán destinar alrededor de US$ 10.000 millones anuales a sostener la producción y desarrollar nuevos pozos. 

La capacidad mundial de generación de energía nuclear podría más que triplicarse hacia 2060, según las proyecciones presentadas por el director general del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi, ante la Asamblea General de las Naciones Unidas. El crecimiento estaría impulsado por la electrificación de la economía, la expansión de los centros de datos y la demanda de fuentes de energía confiables y con bajas emisiones de carbono. 

Grossi destacó el papel de la energía nuclear en las estrategias de seguridad energética de distintos países y señaló que sus perspectivas de expansión aumentaron de manera considerable. En 2025, más de 400 reactores distribuidos en más de 30 países generaban alrededor del 10% de la electricidad mundial y una cuarta parte de la electricidad de bajas emisiones de carbono. Además, más de 60 reactores se encontraban en construcción.

El titular del OIEA también advirtió sobre los desafíos relacionados con la seguridad nuclear internacional. Entre ellos, mencionó los programas nucleares de Irán y Corea del Norte, y la situación de la central de Zaporiyia, en Ucrania, expuesta a riesgos derivados de la guerra y de las interrupciones en el suministro eléctrico. En el caso iraní, reclamó retomar las negociaciones diplomáticas y permitir el regreso de los inspectores del organismo para avanzar en los mecanismos de verificación. 

La expansión de la minería argentina comenzó a atraer nuevas inversiones en servicios y tecnología industrial. FLS, una de las compañías internacionales especializadas en procesamiento de minerales, abrió su primera oficina comercial en Argentina, ubicada en la provincia de San Juan, con el objetivo de acompañar el crecimiento de los grandes proyectos de cobre y desarrollar capacidades técnicas locales.

La novedad fue confirmada por Juan Quispe, presidente de FLS Sudamérica, quien explicó que la empresa decidió establecer una presencia permanente en el país ante las perspectivas de desarrollo de nuevos emprendimientos mineros.

Hasta ahora, FLS contaba con representación legal en Argentina, pero no disponía de una oficina con personal contratado directamente para atender el mercado local.

La apertura representa, por lo tanto, un cambio concreto en su estructura operativa.

San Juan fue elegida por la concentración de proyectos cupríferos de gran escala que avanzan en diferentes etapas de ingeniería, preparación y desarrollo.

Entre ellos se destaca Vicuña, el emprendimiento que integra Josemaría y Filo del Sol, impulsado por BHP y Lundin Mining.

Según la evaluación técnica presentada por Vicuña durante 2026, la primera etapa del desarrollo, centrada en Josemaría y una planta concentradora, contempla una inversión inicial estimada de US$ 7.100 millones.

Esa cifra corresponde al proyecto minero Vicuña y no a una inversión anunciada por FLS.

La distinción resulta importante porque el papel de la compañía internacional será principalmente el de proveedor de equipos, soluciones tecnológicas y servicios especializados.

Equipos de clase mundial para el cobre argentino

Uno de los vínculos más concretos entre FLS y el desarrollo minero sanjuanino está relacionado con los molinos que utilizará Vicuña.

Quispe confirmó que los equipos de molienda del proyecto serán provistos por FLS.

Se trata de maquinaria de gran escala destinada a una de las etapas fundamentales del procesamiento de minerales.

Después de la extracción, la roca debe atravesar procesos de trituración y molienda para reducir su tamaño y permitir la posterior separación y concentración de los minerales de interés económico.

En el caso del cobre, esa etapa tiene un impacto decisivo sobre el rendimiento de la planta y sus costos operativos.

Los molinos requieren grandes inversiones, consumen energía y deben operar con elevados niveles de disponibilidad.

Por eso, su desempeño es una variable central para la rentabilidad de una mina.

FLS cuenta con soluciones que abarcan diferentes etapas del procesamiento, desde la reducción del tamaño de la roca hasta la concentración y el filtrado del producto final.

La compañía identifica esa oferta integral como full flowsheet, una modalidad que permite acompañar distintos componentes de una misma operación.

La nueva oficina sanjuanina tendrá como una de sus funciones principales brindar soporte a los clientes que utilicen esos equipos.

La presencia local busca facilitar la atención técnica, el mantenimiento y la resolución de necesidades operativas.

Formación de especialistas argentinos

La estrategia de FLS incluye también el desarrollo de recursos humanos.

La compañía comenzó a buscar profesionales argentinos para incorporarlos a programas de entrenamiento y capacitación.

Entre los perfiles requeridos aparecen ingenieros químicos, metalurgistas, mecánicos, eléctricos y especialistas en electrónica.

Durante las primeras etapas, la operación local contará con apoyo de equipos regionales de Chile, Perú y Brasil, además de especialistas internacionales.

El objetivo es formar progresivamente una estructura técnica argentina capaz de atender los proyectos mineros sin depender exclusivamente de profesionales provenientes del exterior.

Quispe explicó que preparar un especialista con el nivel necesario para asesorar sobre el desempeño de estos equipos puede demandar al menos tres años de formación y experiencia.

Ese plazo explica por qué la empresa decidió instalarse antes de que los principales proyectos cupríferos entren en producción.

La construcción de una mina requiere maquinaria, pero también personal capacitado para operar y mantener los sistemas durante décadas.

Analítica avanzada e inteligencia artificial

La nueva etapa tecnológica también ocupa un lugar importante en la estrategia de FLS.

La compañía desarrolla herramientas de analítica avanzada mediante su área Performance IQ, destinadas a mejorar el desempeño de los equipos de procesamiento.

Estas soluciones permiten analizar información operativa, identificar pérdidas de eficiencia y detectar oportunidades de mejora.

La aplicación de inteligencia artificial en minería tiene características particulares.

A diferencia de otras industrias, las instalaciones mineras utilizan activos de gran tamaño y alto costo, cuya modificación puede requerir inversiones significativas.

Por eso, una de las aplicaciones más inmediatas consiste en optimizar el funcionamiento de los equipos existentes.

La información generada durante la operación puede utilizarse para ajustar variables, mejorar el rendimiento y anticipar necesidades de mantenimiento.

En una planta concentradora de cobre, incluso pequeñas mejoras porcentuales pueden representar diferencias económicas relevantes debido a los volúmenes procesados.

FLS desarrolla parte de estas soluciones desde su estructura de investigación y desarrollo en Dinamarca, con posibilidades de aplicación en diferentes mercados.

San Juan se prepara para una nueva cadena industrial

La apertura de la oficina se produce mientras San Juan busca fortalecer su red de proveedores mineros.

Los grandes proyectos de cobre no solamente requieren inversiones en extracción y procesamiento.

También demandan transporte, mantenimiento, ingeniería, servicios profesionales, tecnología, insumos y formación de trabajadores.

La llegada de proveedores internacionales puede contribuir a desarrollar esas capacidades y ampliar la vinculación entre empresas globales y profesionales argentinos.

Sin embargo, el crecimiento dependerá del avance efectivo de los proyectos mineros y de sus decisiones de inversión.

FLS ya dio un paso concreto al establecer su primera oficina con personal propio en el país.

La compañía no informó un monto de inversión específico para esa apertura, por lo que no corresponde atribuirle las cifras previstas por sus clientes.

Su apuesta consiste en posicionarse dentro de una cadena industrial que podría crecer significativamente durante los próximos años.

Con presencia permanente en San Juan, participación en el suministro de equipos para Vicuña y planes de formación de especialistas, FLS comienza a construir una estructura local para acompañar el desarrollo del cobre argentino.

La aplicación de YPF incorporó la posibilidad de comprar y vender acciones de la compañía y alcanzó el millón de títulos adquiridos durante el primer mes de funcionamiento de la herramienta. La iniciativa busca ampliar el acceso al mercado de capitales mediante una plataforma digital que ya utilizan los clientes de la petrolera.

La operatoria permite ingresar a una sección específica para ejecutar órdenes de compra y venta y consultar las tenencias y los movimientos de la cartera en tiempo real. El desarrollo se realizó a partir de una alianza entre YPF y Santander, entidad que participa como banco custodio y agente de la operatoria bursátil.

YPF puso en marcha una planta de tratamiento de petróleo y una compresora de gas en el bloque La Angostura Sur, en Neuquén, con una inversión cercana a los US$ 400 millones. Las nuevas instalaciones permitirán procesar hasta 63.000 barriles diarios de crudo y comprimir cuatro millones de metros cúbicos de gas por día, como parte de la estrategia para ampliar la producción y preparar mayores volúmenes para la exportación.

El objetivo de la compañía es elevar la producción del área hasta aproximadamente 100.000 barriles diarios a comienzos de 2027. En apenas un año y medio, el bloque pasó de producir unos 2.000 barriles por día a acercarse a los 70.000, lo que lo ubicó entre los principales yacimientos de petróleo no convencional de Vaca Muerta. Actualmente, representa cerca del 25% de la producción no convencional de YPF.

Las obras forman parte de la infraestructura asociada al proyecto de inversión que la petrolera presentó bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con un desembolso global proyectado superior a los US$ 21.000 millones. La ampliación de la capacidad de tratamiento y compresión apunta a acompañar el crecimiento de la producción y los compromisos de transporte vinculados al oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que permitirá conectar los hidrocarburos con los mercados internacionales.

Las intensas lluvias registradas el viernes 16 de octubre provocaron inundaciones y complicaciones en la zona hidrocarburífera de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén. En Añelo, una de las localidades centrales para la actividad petrolera, el agua y el barro descendieron desde las zonas altas hacia los barrios urbanos, mientras varias rutas quedaron afectadas por la acumulación de sedimentos y agua.

La situación también alcanzó a Rincón del Sauce. En Añelo, algunas familias debieron abandonar sus viviendas, las clases fueron suspendidas y los equipos de emergencia comenzaron a trabajar para asistir a los afectados y despejar los caminos. Las interrupciones en la circulación impactaron en una región estratégica para las operaciones vinculadas con la extracción de petróleo y gas no convencional.

El fenómeno climático también afectó a otras provincias argentinas, especialmente en el noreste del país, donde las crecidas de los ríos Paraná y Uruguay provocaron evacuaciones y anegamientos. En Entre Ríos, Corrientes y Misiones se registraron complicaciones en localidades ribereñas, mientras las autoridades mantenían los operativos de asistencia y monitoreo ante la previsión de nuevas tormentas.

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, destacó la necesidad de fortalecer la competitividad de la Cuenca del Golfo San Jorge mediante inversiones en infraestructura, mejoras logísticas y acuerdos entre el Estado, las empresas y los sindicatos. Durante su participación en la Cumbre Federal de Logística 2026, realizada en Buenos Aires, compartió un panel sobre el futuro del sector hidrocarburífero con el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, y representantes de empresas operadoras.

Torres sostuvo que el principal desafío de la cuenca madura es frenar el declive de la producción, estabilizarla y, si es posible, revertirlo. En ese sentido, señaló que las medidas de alivio fiscal, la reducción de regalías y los compromisos vinculados con los derechos de exportación deben acompañarse con reinversiones de las compañías y mejoras en la eficiencia operativa. También destacó las obras de dragado del puerto de Comodoro Rivadavia para ampliar su función logística y facilitar actividades relacionadas con la recuperación terciaria de petróleo.

El mandatario también mencionó las perspectivas de la exploración no convencional en Chubut, con cinco pozos exploratorios y la posibilidad de movilizar inversiones superiores a los US$ 1.000 millones a mediano y largo plazo. Según planteó, la infraestructura de gasoductos y acueductos ya existente representa una ventaja para acelerar los proyectos. Además, reclamó avances en rutas y líneas de transporte eléctrico, y defendió una coordinación entre Nación, la provincia, las operadoras y los gremios para impulsar la actividad y sostener el empleo.

La provincia de La Pampa sumará 30 megavatios (MW) de nueva generación renovable con la construcción de dos parques solares fotovoltaicos en General Pico. La inversión privada prevista asciende a US$ 24 millones y permitirá ampliar la capacidad del complejo energético de la ciudad.

El Directorio de Pampetrol aprobó la adjudicación de una nueva etapa del proyecto al consorcio integrado por Cimepro S.A., Martínez y De la Fuente S.A. y Megatrans S.A. La decisión se tomó en el marco de la Licitación Pública N.º 1/26, luego de la evaluación de las propuestas y del dictamen unánime de la Comisión de Preadjudicación.

Con las nuevas instalaciones, el Polo de Abastecimiento Energético y Desarrollo Productivo de General Pico alcanzará una potencia total de 45 MW, al sumar los 30 MW proyectados a los 15 MW de la primera etapa. La firma de los contratos está prevista para el 23 de octubre, como parte de la estrategia provincial para atraer capital privado, ampliar la generación renovable y fortalecer la actividad productiva local.

YPF puso en marcha una nueva Planta de Tratamiento de Crudo (PTC) con una Planta Compresora de gas integrada en el yacimiento La Angostura Sur, en Neuquén. Se trata de una obra estratégica para el desarrollo del Hub Sur de Vaca Muerta que permitirá acompañar el crecimiento de la producción y la exportación de petróleo.

La nueva capacidad permitirá acompañar el desarrollo del área hasta alcanzar una producción cercana a los 100.000 barriles diarios a comienzos de 2027, consolidándola como uno de los principales desarrollos de YPF y uno de los proyectos más relevantes de la industria energética argentina.

“Estas obras son claves para el crecimiento acelerado que proyectamos en los próximos meses. El crudo que tratemos en esta planta va a llegar a todo el mundo a través del proyecto VMOS, que va a poner a Vaca Muerta y Argentina en el plano mundial en materia energética”, aseguró el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.

El proyecto comprende una nueva Planta de Tratamiento de Crudo (PTC) con capacidad para procesar 10.000 m³ diarios de petróleo y una Planta Compresora (PC) con capacidad para comprimir 4 millones de m³ diarios de gas, además de la infraestructura asociada para el transporte y evacuación de la producción.

La obra demandó una inversión de aproximadamente USD 400 millones y forma parte de la infraestructura necesaria para acompañar el desarrollo de LLL Oil, el proyecto que YPF presentó recientemente bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y que contempla inversiones por más de USD 21.000 millones.

Las plantas fueron diseñadas bajo el estándar YPF 2.0, un nuevo concepto de instalaciones desarrollado para maximizar la eficiencia operativa, la confiabilidad y la escalabilidad de los desarrollos no convencionales.

La producción proveniente de las plantas satélites, donde se realiza la separación primaria entre gas y líquidos, es recibida y acondicionada en estas nuevas instalaciones antes de ser despachada mediante los oleoductos y gasoductos construidos especialmente para este proyecto.

La construcción fue liderada por AESA como contratista principal y movilizó una extensa cadena de valor integrada por más de 20 empresas locales y nacionales. Durante el pico de actividad, la obra generó trabajo para aproximadamente 1.300 personas entre personal directo, indirecto y equipos de YPF.

Con la PTC de La Angostura Sur, YPF incorpora una de las piezas de infraestructura más importantes para la próxima etapa de desarrollo del Hub Sur de Vaca Muerta.

La minería argentina comenzó a incorporar una nueva generación de tecnología para sus operaciones. Epiroc introdujo en el país los primeros dos equipos de perforación SmartROC D65, una plataforma diseñada para mejorar la precisión, la productividad y el control de las tareas mineras, con capacidad para evolucionar progresivamente hacia operaciones autónomas.

La novedad fue difundida a inicios de este mes de octubre de 2026 y representa un avance en la modernización del equipamiento utilizado en la actividad extractiva.

Los dos equipos comenzarán trabajando mediante operación manual, pero cuentan con tecnología que permite incorporar funciones de automatización a medida que avancen las condiciones técnicas y operativas necesarias.

El SmartROC D65 pertenece a la familia de equipos de perforación de superficie de Epiroc, compañía internacional especializada en maquinaria, herramientas y soluciones tecnológicas para minería e infraestructura.

Su utilización está vinculada principalmente con tareas de perforación de barrenos en explotaciones a cielo abierto, una actividad fundamental para preparar los procesos posteriores de voladura y extracción de mineral.

La incorporación de tecnología digital permite optimizar una etapa que tiene consecuencias directas sobre la eficiencia de toda la operación.

Una perforación correctamente planificada mejora la distribución de los barrenos, contribuye a obtener una fragmentación más uniforme del material y facilita las tareas posteriores de carga y transporte.

En una mina de gran escala, pequeñas mejoras en esos procesos pueden tener impacto sobre el consumo de combustible, los tiempos operativos y el aprovechamiento de los equipos.

De la operación convencional a la perforación automatizada

Uno de los principales atributos del SmartROC D65 es su capacidad para integrar sistemas de control digital y funciones de asistencia al operador.

Estas herramientas permiten ejecutar patrones de perforación con mayor precisión y registrar información relevante sobre el desarrollo de cada tarea.

La digitalización también facilita la trazabilidad de las operaciones.

En lugar de depender exclusivamente de registros manuales, los sistemas pueden reunir información sobre la ejecución de los trabajos y permitir su análisis posterior.

Eso resulta especialmente importante para operaciones que necesitan coordinar perforación, voladura, carga, transporte y procesamiento.

La posibilidad de avanzar hacia esquemas autónomos representa otra dimensión del cambio tecnológico.

En la minería internacional, distintos fabricantes vienen desarrollando equipos capaces de ejecutar determinadas tareas con menor intervención humana directa.

El objetivo no consiste únicamente en aumentar la productividad, sino también en reducir la exposición de trabajadores a zonas operativas de mayor riesgo.

Sin embargo, la autonomía no se incorpora de manera automática por el solo hecho de disponer de maquinaria compatible.

Para utilizarla es necesario contar con procedimientos adecuados, infraestructura de comunicaciones, capacitación y condiciones de seguridad específicas.

Por eso, la estrategia anunciada para los primeros equipos argentinos contempla una transición progresiva desde la operación manual.

Una tecnología que acompaña la expansión minera

La incorporación de estos equipos ocurre en un momento de creciente interés por los proyectos mineros argentinos.

El desarrollo de nuevos emprendimientos de cobre, oro y litio está aumentando la demanda de maquinaria especializada y servicios técnicos.

San Juan, Catamarca, Salta y otras provincias concentran proyectos que necesitarán ampliar sus capacidades operativas durante los próximos años.

En ese contexto, la disponibilidad local de equipos modernos puede contribuir a mejorar la competitividad de las operaciones.

Las empresas mineras evalúan cada vez más no solamente la capacidad nominal de las máquinas, sino también su eficiencia, confiabilidad, consumo energético y posibilidades de integración digital.

El costo de adquisición constituye una parte de la ecuación.

También importa cuánto tiempo puede operar un equipo, qué mantenimiento necesita y cómo se integra con el resto del proceso productivo.

Para los proveedores internacionales, Argentina representa un mercado que podría ampliar significativamente su demanda de tecnología durante la próxima década.

Pero ese crecimiento dependerá de que los proyectos actualmente en evaluación se transformen en operaciones efectivas.

Capacitación y nuevas competencias laborales

La automatización también modifica las capacidades que necesita la industria.

Los operadores continúan cumpliendo un papel fundamental, pero deben incorporar conocimientos sobre sistemas digitales, monitoreo de datos y procedimientos de control.

A su vez, crece la importancia de los técnicos especializados en electrónica, software, comunicaciones y mantenimiento predictivo.

La minería inteligente exige una combinación de conocimientos mecánicos tradicionales y nuevas habilidades tecnológicas.

Esa transformación abre oportunidades para proveedores de servicios, instituciones de formación técnica y empresas vinculadas con soluciones digitales.

La incorporación de los dos SmartROC D65 no significa que la minería argentina haya alcanzado ya la perforación completamente autónoma.

El avance consiste en disponer de equipos preparados para evolucionar hacia ese modelo.

Con esta incorporación, Epiroc introduce una plataforma tecnológica que permite iniciar una transición gradual hacia operaciones más digitalizadas, en un sector que busca aumentar productividad y seguridad mientras prepara una nueva etapa de crecimiento.

YPF prevé solicitar en 2027 su incorporación al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar con la explotación de Vaca Muerta en Mendoza. El anuncio fue realizado por el presidente de la compañía, Horacio Marín, en el marco de los planes para desarrollar el potencial de la formación no convencional en el sur provincial.

La estrategia contempla continuar con los trabajos exploratorios en Malargüe y avanzar en el desarrollo de las áreas que la empresa posee en territorio mendocino. La iniciativa busca determinar las posibilidades productivas de los recursos y establecer las condiciones necesarias para una eventual explotación a mayor escala.

La presentación al RIGI está prevista para 2027 y forma parte de la planificación de inversiones de la petrolera. El avance del proyecto dependerá de los resultados de las tareas exploratorias y de las definiciones técnicas y económicas que adopte la compañía.

YPF acordó adquirir el 24,99% de las acciones de YPF Luz que todavía estaban en manos de BNR Power Investments B.V., por un monto de US$ 430 millones. Con la operación, la petrolera pasará a controlar la totalidad del capital de la compañía dedicada a la generación eléctrica.

La adquisición se enmarca en la estrategia de YPF para fortalecer su participación en el negocio energético y consolidar su presencia en el mercado eléctrico. La operación permitirá incorporar el control total de una empresa que desarrolla proyectos de generación y abastece a grandes consumidores.

La transacción deberá completar las condiciones previstas para su concreción. Una vez finalizada, YPF tendrá el 100% de YPF Luz y podrá integrar plenamente las decisiones estratégicas de la generadora a su planificación corporativa.

El 54% de los profesionales argentinos del sector energético que trabajan en el exterior evalúa regresar al país, según un relevamiento difundido en el marco del crecimiento de la actividad en Vaca Muerta. El dato refleja la posibilidad de recuperar parte de los recursos humanos especializados que desarrollan su carrera fuera de la Argentina.

La encuesta de la consultora NUMAN identificó que una parte de los consultados analiza activamente la posibilidad de volver, mientras que otros condicionan esa decisión a la aparición de una propuesta laboral adecuada. Las oportunidades profesionales y las condiciones económicas aparecen entre los factores que pueden influir en el regreso.

La disponibilidad de personal calificado constituye un aspecto relevante para la expansión de la industria energética, que demanda especialistas para sus proyectos de exploración, producción e infraestructura. En ese escenario, el eventual retorno de trabajadores argentinos podría contribuir a cubrir las necesidades de contratación del sector.

Genneia inauguró un nuevo parque solar en San Juan, en una iniciativa que amplía la capacidad de generación de energía renovable de la provincia. El acto contó con la participación de Jorge Brito, presidente de la compañía, y del gobernador Marcelo Orrego.

El complejo cuenta con una capacidad instalada de 129 megavatios y una superficie de aproximadamente 500 hectáreas, donde se distribuyen paneles fotovoltaicos. El proyecto demandó una inversión de US$ 110 millones y apunta a abastecer la demanda eléctrica de grandes usuarios, entre ellos empresas vinculadas con la actividad minera.

La puesta en marcha de la instalación fortalece la presencia de Genneia en el mercado de energías renovables y amplía la infraestructura energética de San Juan. La compañía busca responder a las necesidades de consumo de las actividades productivas mediante una mayor participación de fuentes solares en la matriz eléctrica.

La Comuna de Chañar Ladeado en Santa Fe concretó la firma del contrato para construir un Parque de Energía Solar Fotovoltaica Comunal Los trabajos incluyen nuevas perforaciones y la incorporación de tecnología para optimizar la calidad del agua distribuida a la población.

El proyecto contempla la instalación de módulos de ósmosis inversa, sistemas de filtrado y cisternas para almacenar agua cruda y tratada. Estas incorporaciones buscan aumentar la capacidad de procesamiento y fortalecer la infraestructura disponible para responder a la demanda local.

La obra se encuentra en su etapa final, con tareas pendientes para completar las instalaciones y realizar las pruebas de funcionamiento. Una vez finalizados esos trabajos, el sistema permitirá mejorar las condiciones de producción, tratamiento y almacenamiento del agua potable en la localidad.

Santa Fe Bio, la sociedad conformada entre YPF y Essential Energy, y TOTSA TotalEnergies Trading SA suscribieron un acuerdo de compraventa de largo plazo para la futura producción de combustible sostenible para aviación (SAF) y otros combustibles renovables que serán elaborados en la biorrefinería de San Lorenzo, provincia de Santa Fe.

El acuerdo constituye un hito clave para el desarrollo y financiamiento del proyecto bajo un esquema de Project Finance y aporta previsibilidad comercial para avanzar en las próximas etapas de ingeniería y desarrollo de una instalación destinada a abastecer la creciente demanda global de combustibles renovables.

La futura biorrefinería tendrá una capacidad estimada de producción de aproximadamente 170.000 toneladas anuales de SAF y HVO (Hydrotreated Vegetable Oil), orientadas principalmente a los mercados internacionales.

En ese marco, TOTSA TotalEnergies Trading SA adquirirá la mayor parte de esa producción bajo un compromiso firme de largo plazo y tendrá un derecho de preferencia sobre los volúmenes remanentes.

La iniciativa contempla inversiones de más de USD 400 millones para la reconversión del complejo industrial de San Lorenzo.

La participación de TotalEnergies, uno de los principales actores globales del mercado energético y presente en la Argentina desde hace 48 años con actividades que abarcan tanto la producción y la comercialización de gas y petróleo como la generación de energías renovables, permitirá conectar la producción de la futura biorrefinería con destinos que avanzan en la incorporación de combustibles sostenibles para aviación como parte de sus objetivos de reducción de emisiones del transporte.

Con este proyecto, YPF continúa ampliando su presencia en nuevos negocios energéticos y promoviendo iniciativas que contribuyan a generar inversiones, trabajo, exportaciones y desarrollo para la Argentina, aprovechando las ventajas competitivas del país para abastecer la creciente demanda mundial de energías.

Las dos monoboyas que formarán parte del sistema de exportación offshore de VMOS arribaron desde Emiratos Árabes Unidos al Puerto de San Antonio Este, en Río Negro, marcando un nuevo hito en el desarrollo de la infraestructura que permitirá conectar la producción de Vaca Muerta con los mercados internacionales.

Las estructuras constituyen el componente central de la Terminal Marítima offshore del proyecto y serán instaladas frente a las costas de Punta Colorada como parte del sistema que permitirá que, por primera vez, arriben al país los VLCC (Very Large Crude Carrier), los buques petroleros más grandes del mundo.

“Las monoboyas son un componente estratégico de la infraestructura de exportación de VMOS. Su llegada a Río Negro marca un nuevo paso en la construcción de una solución logística de escala internacional que permitirá acompañar el crecimiento de la producción y potenciar las exportaciones energéticas del país”, señaló Gustavo Chaab, CEO de VMOS.

Las características de las monoboyas

Las dos monoboyas son del tipo CALM (Catenary Anchor Leg Mooring), una tecnología ampliamente utilizada en terminales petroleras offshore de todo el mundo. Este sistema permite que los buques tanque se amarren en altamar para realizar operaciones de carga sin necesidad de construir un muelle fijo.

Una vez instaladas, estarán ubicadas a aproximadamente siete kilómetros de la costa y conectadas al sistema submarino mediante cañerías flexibles de gran diámetro y equipamiento de monitoreo y control remoto de última generación.

Cada una de las monoboyas estará anclada al lecho marino mediante seis anclas de alta capacidad, diseñadas para garantizar una operación segura y eficiente bajo condiciones marítimas exigentes.

Junto con las monoboyas, el sistema offshore incluye estructuras submarinas denominadas PLEM (Pipeline End Manifold), que funcionarán como punto de conexión entre el oleoducto y las instalaciones de carga en el mar.

Una vez en operación, el sistema estará preparado para recibir a los buques VLCC, que permiten transportar dos millones de barriles de crudo por viaje. Esta posibilidad de operar con buques de gran escala constituye una de las principales ventajas del sistema offshore desarrollado para Punta Colorada y fortalecerá la competitividad de las exportaciones argentinas.

La llegada de las monoboyas se suma a los avances registrados en los distintos frentes de obra del proyecto y representa un paso clave hacia la puesta en marcha de VMOS, una infraestructura estratégica para consolidar a Vaca Muerta como uno de los principales polos exportadores de energía de la región.

Acerca de VMOS

VMOS es un proyecto de transporte de petróleo de gran escala, que integra upstream y midstream, diseñado para desarrollar los recursos de Vaca Muerta y abastecer a los mercados internacionales.

La minera surcoreana POSCO inauguró la Planta II de Sal de Oro, ubicada en el Salar del Hombre Muerto, en la zona de cooperación entre Salta y Catamarca. La instalación posee una capacidad proyectada de 23.000 toneladas anuales de carbonato de litio y se convirtió en el primer proyecto minero que entra en funcionamiento con inversiones realizadas bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

La inauguración fue realizada durante los primeros días de octubre, con participación de autoridades nacionales y de ambas provincias.

Entre los asistentes estuvieron los gobernadores Gustavo Sáenz, de Salta, y Raúl Jalil, de Catamarca, además de funcionarios del Gobierno nacional y representantes de la compañía.

La nueva planta forma parte de una estrategia de largo plazo destinada a ampliar la producción argentina de litio y agregar capacidad industrial en una de las principales regiones productoras del país.

El proyecto contempla una inversión garantizada de US$ 547 millones bajo el RIGI, régimen al que POSCO ingresó durante junio de 2026.

La instalación comenzará un proceso de incremento progresivo de producción durante 2027, hasta acercarse a su capacidad nominal.

El producto final será carbonato de litio destinado principalmente al mercado internacional de baterías.

La inauguración constituye un avance respecto de las etapas anteriores del proyecto, cuando la compañía concentraba sus esfuerzos en la construcción, ingeniería y puesta en marcha de instalaciones.

POSCO ya desarrolla en Argentina una operación integrada que combina extracción de salmuera en la Puna con producción de compuestos químicos de litio.

El complejo Sal de Oro contempla instalaciones para elaborar tanto carbonato como hidróxido de litio, dos productos utilizados en diferentes procesos de fabricación de baterías.

La empresa mantiene además una planta industrial en General Güemes, Salta, donde desarrolla parte de sus actividades de procesamiento.

La nueva Planta II amplía esa capacidad y permite incorporar un volumen adicional de producto destinado a exportación.

Pero el anuncio de octubre incluyó otra novedad.

Los gobiernos de Salta y Catamarca firmaron un memorándum de entendimiento para avanzar con las etapas III y IV de Sal de Oro, con el objetivo de alcanzar una capacidad conjunta de hasta 100.000 toneladas anuales de productos de litio.

Esa meta corresponde a futuras expansiones y no debe confundirse con la capacidad actualmente instalada.

El acuerdo establece una hoja de trabajo para coordinar inversiones, desarrollo de proveedores, capacitación y otras necesidades vinculadas con el crecimiento del complejo.

La cooperación entre ambas provincias tiene una importancia particular.

El Salar del Hombre Muerto se encuentra en una región donde existen diferencias de delimitación jurisdiccional que requieren resolución institucional.

Frente a esa situación, Salta y Catamarca impulsaron mecanismos de coordinación para evitar que las diferencias territoriales paralicen inversiones productivas.

La inauguración de la nueva planta representa uno de los resultados concretos de esa cooperación.

En términos financieros, Sal de Oro contempla una inversión total superior a US$ 2.000 millones distribuida entre las distintas etapas del proyecto.

A esa estructura se suma el financiamiento de hasta US$ 700 millones anunciado recientemente por BID Invest, destinado a acompañar la expansión de las actividades de extracción y producción.

Ese financiamiento ya había sido informado en septiembre, pero la noticia de octubre incorpora un hecho distinto: una instalación terminada que ingresa en su etapa operativa.

La diferencia es importante para la industria minera argentina.

Durante años, buena parte de las noticias del sector estuvieron vinculadas con descubrimientos, estudios de factibilidad, permisos e inversiones proyectadas.

El ingreso de nuevas plantas en funcionamiento permite comenzar a medir resultados en capacidad industrial, producción efectiva y exportaciones.

El litio argentino atraviesa precisamente esa transición.

Jujuy, Salta y Catamarca concentran operaciones que comenzaron a producir o ampliar capacidad durante los últimos años.

La llegada de nuevas instalaciones también incrementa la demanda de servicios industriales, mantenimiento, logística, energía y proveedores especializados.

Para POSCO, el objetivo es consolidar una plataforma productiva que abastezca a las cadenas internacionales de fabricación de baterías.

La compañía forma parte de un conglomerado industrial surcoreano con presencia en sectores como acero, materiales avanzados y tecnologías vinculadas con la movilidad eléctrica.

Su desarrollo argentino responde a la necesidad de asegurar materias primas y productos químicos para esas cadenas industriales.

El mercado del litio continúa atravesando ciclos de precios y cambios tecnológicos, pero las empresas con proyectos avanzados buscan mejorar competitividad mediante escala y eficiencia operativa.

En ese contexto, la Planta II de Sal de Oro aporta una capacidad concreta de 23.000 toneladas anuales y abre el camino hacia nuevas expansiones.

La meta de 100.000 toneladas todavía dependerá de futuras inversiones, permisos y decisiones empresariales.

Pero la inauguración de octubre marca un cambio de etapa: POSCO ya no anuncia solamente nuevas inversiones en el litio argentino.

Ahora también incorpora una planta productiva que comienza a operar.

El mercado energético argentino registró un cambio importante en su esquema de comercialización. Pluspetrol y Central Puerto concretaron el primer acuerdo de suministro de gas natural entre un productor y una empresa generadora no integrados, fuera del sistema de contratos administrado por Cammesa.

El entendimiento fue informado el 5 de octubre de 2026, aunque comenzó a regir el primer día del mes. Su vigencia se extenderá hasta diciembre de 2028, cuando finalice el actual esquema del Plan Gas.

La operación representa uno de los primeros resultados concretos de las modificaciones regulatorias destinadas a ampliar la contratación privada dentro del Mercado Eléctrico Mayorista.

Hasta ahora, buena parte del gas utilizado por las centrales térmicas se encontraba bajo un sistema de abastecimiento centralizado, en el que Cammesa cumplía un papel fundamental como administradora de compras de combustible.

El nuevo mecanismo permite que determinadas empresas generadoras negocien directamente con productores las condiciones comerciales para recibir gas natural.

En este caso, Pluspetrol acordó con Central Puerto la cesión de los contratos correspondientes a volúmenes de gas que estaban comprometidos dentro del Plan Gas.

La medida fue posible gracias a dos resoluciones de la Secretaría de Energía.

La Resolución 400/2025 abrió la posibilidad de que los productores retiraran voluntariamente determinados contratos del esquema administrado por Cammesa.

Posteriormente, la Resolución 501/2025 reglamentó el procedimiento y estableció las condiciones necesarias para concretar esas operaciones.

Para salir del sistema, el productor debe encontrar un comprador dispuesto a adquirir los volúmenes comprometidos.

Ese comprador puede ser una empresa generadora de electricidad, una distribuidora de gas o un gran usuario.

La modificación también habilita a las generadoras a gestionar directamente parte de su combustible, en lugar de depender exclusivamente de compras centralizadas.

El acuerdo entre Pluspetrol y Central Puerto constituye así una primera aplicación empresarial de ese nuevo marco.

Pluspetrol es una de las principales compañías productoras de hidrocarburos del país, con operaciones convencionales y no convencionales en distintas cuencas.

Durante los últimos años amplió significativamente su presencia en Vaca Muerta, incorporando activos y proyectos destinados a aumentar la producción de petróleo y gas.

Central Puerto, por su parte, es una de las mayores empresas privadas de generación eléctrica de Argentina.

Su cartera incluye centrales térmicas, instalaciones hidroeléctricas y proyectos renovables, lo que la convierte en un participante relevante del sistema eléctrico nacional.

Para una generadora térmica, el costo y la disponibilidad de gas natural son variables fundamentales.

Las centrales necesitan asegurar combustible para producir electricidad y cumplir con sus compromisos operativos.

La posibilidad de contratar directamente con un productor puede ofrecer mayor previsibilidad comercial y permitir acuerdos adaptados a las necesidades de cada instalación.

Desde el punto de vista de las petroleras, el nuevo sistema también amplía las alternativas para comercializar su producción.

En lugar de vender determinados volúmenes exclusivamente dentro de programas administrados por el Estado, pueden negociar directamente con clientes industriales o empresas generadoras.

El objetivo de la reforma es introducir mayores señales de mercado en la relación entre producción de gas y generación eléctrica.

Sin embargo, el cambio no implica que Cammesa deje inmediatamente de cumplir funciones dentro del sistema.

La compañía continuará participando de la administración del mercado eléctrico y del esquema de abastecimiento correspondiente a los contratos que permanezcan bajo su órbita.

La transformación será progresiva y dependerá de la cantidad de productores y compradores que decidan utilizar los nuevos mecanismos.

Otro aspecto importante es que el acuerdo no constituye por sí mismo una inversión en nuevos pozos o centrales.

Se trata de una modificación contractual y comercial sobre volúmenes de gas previamente comprometidos.

Su relevancia está en el precedente que establece para futuras operaciones.

Las dos compañías destacaron que la contratación directa puede contribuir a mejorar la competitividad y aumentar la flexibilidad de los participantes del sector.

Para Central Puerto, el esquema permite asumir un papel más activo en la gestión del abastecimiento de sus centrales.

Para Pluspetrol, representa una oportunidad de profundizar su participación en un mercado con mayor contratación privada.

La iniciativa llega además en un momento en el que Argentina busca aprovechar el crecimiento de la producción de gas no convencional.

Vaca Muerta permite aumentar la oferta, pero la expansión del sector también requiere mecanismos comerciales capaces de vincular a productores con compradores de manera eficiente.

El contrato entre Pluspetrol y Central Puerto muestra cómo esa transformación comienza a trasladarse desde las resoluciones regulatorias hacia operaciones concretas.

Con vigencia hasta diciembre de 2028, el acuerdo abre una nueva etapa en la relación comercial entre productores de gas y generadores eléctricos argentinos.

YPF inauguró en la ciudad de Córdoba la primera estación YPF Black del interior del país y la primera de este formato desarrollada y operada por un concesionario independiente de la red. Ubicada frente al puente de Villa Warcalde, representa un nuevo paso en la transformación que la compañía impulsa para evolucionar la experiencia de sus clientes en todo el país.

Desarrollada por Grupo Vespasiani y Guillermo Bollatti, la estación cuenta con una superficie cercana a los 5.000 metros cuadrados, cuatro surtidores para combustibles líquidos, dos posiciones de GNC, operación dual y una dotación de más de 30 colaboradores.

Bajo el concepto “Más que una estación, un destino”, YPF Black representa la máxima expresión de la experiencia YPF. Su propuesta combina excelencia operativa, atención personalizada, servicios innovadores, gastronomía y conveniencia, con el objetivo de transformar la tradicional parada para cargar combustible en una experiencia integral pensada para las nuevas formas de movilidad y consumo.

La estación incorpora modernos estándares de servicio y espacios diseñados para acompañar cada etapa de la experiencia del cliente. Entre sus principales atributos se destacan YPF Pit Stop y una propuesta de valor diferencial a través de su tienda FULL, que integra una completa experiencia gastronómica con productos de Carne, la marca creada por el chef argentino Mauro Colagreco, y la incorporación de Fonte D'Oro, ampliando la variedad y calidad de su oferta.

Todo esto se complementa con una operación disponible las 24 horas, acompañando a los consumidores en cualquier momento del día.

Con esta inauguración, Córdoba se convierte en una de las primeras ciudades del país en incorporar la propuesta más innovadora y diferencial de la compañía fuera del Área Metropolitana de Buenos Aires.

YPF está transformando su red de estaciones para responder a nuevas formas de movilidad, consumo y conveniencia. Como parte de esta evolución, la compañía desarrolla un portfolio de modelos compuesto por YPF Black, YPF Núcleo y Refiplus, con propuestas adaptadas a distintos perfiles de clientes, ubicaciones y necesidades.

Esta transformación comenzó a materializarse en 2026 y, para fin de año, YPF prevé contar con 8 estaciones Black y más de 21 estaciones Refiplus operativas en distintas regiones del país.

Con una red de más de 1.600 estaciones de servicio, la compañía avanza hacia un modelo que amplía el rol tradicional de sus puntos de venta, incorporando nuevas propuestas de servicios, gastronomía y conveniencia para ofrecer experiencias cada vez más relevantes para sus clientes.

YPF, Eni y XRG firmarán el próximo 26 de noviembre la decisión final de inversión del proyecto Argentina LNG, una iniciativa estimada en US$51.000 millones que busca convertir los recursos de Vaca Muerta en una plataforma de exportación de gas natural licuado a escala global.

La primera etapa contempla dos unidades flotantes de licuefacción, con una capacidad conjunta inicial de 12 millones de toneladas anuales. El proyecto podría alcanzar posteriormente las 18 millones de toneladas y, según las estimaciones de YPF, generar exportaciones cercanas a los US$10.000 millones anuales durante dos décadas.

Para avanzar con la infraestructura, YPF busca estructurar hasta US$16.000 millones de financiamiento. Entre los respaldos previstos aparece un acuerdo que habilita hasta US$6.000 millones del EXIM Bank de Estados Unidos, mientras que todavía resta avanzar con la licitación de los tubos destinados a los gasoductos.

La petrolera logró perforar 4.770 metros de rama lateral en una sola carrera dentro de un pozo de diseño slim, de diámetro reducido. La marca fue replicada en tres pozos diferentes durante un período de apenas diez días, con tres equipos de perforación y la participación coordinada de empresas de servicios especializados.

La técnica permite reducir el volumen de acero utilizado y el consumo de fluidos de perforación frente a los tradicionales pozos de mayor calibre. El objetivo es disminuir los costos operativos y mejorar la eficiencia en el desarrollo de las ramas horizontales de la formación neuquina.

La operación también cuenta con seguimiento tecnológico en tiempo real desde el Real Time Intelligence Center de YPF, ubicado en Puerto Madero. Desde allí, geólogos e ingenieros analizan de manera permanente los datos de perforación y fractura para ajustar los parámetros de trabajo.

La comisión de Hidrocarburos y Energía de la Legislatura de Neuquén dio despacho por mayoría al acuerdo entre la provincia y 15 operadoras para financiar obras viales en la zona de Vaca Muerta. El esquema contempla adelantos de regalías por hasta US$177,6 millones para pavimentar y repavimentar las rutas 7, 8 y 51.

Las obras estarán destinadas a mejorar la circulación hacia Añelo y Rincón de los Sauces e incluyen distintos tramos de las tres rutas. Una vez terminadas, permitirán contar con tres alternativas para llegar a Añelo y contribuirán a descongestionar el tránsito que actualmente concentra parte de la actividad petrolera.

El acuerdo generó cuestionamientos de sectores del kirchnerismo y la izquierda, principalmente por el mecanismo de devolución de los fondos mediante regalías. El proyecto todavía debe pasar por otras comisiones antes de llegar al recinto, mientras que el Gobierno neuquino estima que algunas obras podrían comenzar antes de fin de año y otras durante 2027.

YPF inauguró en la ciudad de Córdoba la primera estación YPF Black del interior del país y la primera desarrollada y operada por un concesionario independiente de la red. El establecimiento está ubicado frente al puente de Villa Warcalde y cuenta con una superficie cercana a los 5.000 metros cuadrados, cuatro surtidores para combustibles líquidos y dos posiciones de GNC.

La estación fue desarrollada por Grupo Vespasiani y Guillermo Bollatti y cuenta con más de 30 colaboradores. La propuesta incorpora YPF Pit Stop y una tienda FULL con una oferta gastronómica que incluye productos de Carne, la marca creada por el chef Mauro Colagreco, además de Fonte D'Oro.

El concepto busca ampliar el tradicional servicio de una estación de combustible y convertirla en un espacio de servicios, gastronomía y conveniencia. La operación funciona las 24 horas y forma parte de la transformación que YPF lleva adelante sobre su red, que también contempla los formatos YPF Núcleo y Refiplus.

Pampa Energía aseguró que dispone de 800 MW de generación eléctrica para abastecer proyectos de centros de datos vinculados con inteligencia artificial en Vaca Muerta. La compañía también señaló que cuenta con tierra disponible para desarrollar una instalación de gran escala en la zona.

El presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, planteó que la oportunidad consiste en utilizar el gas de Vaca Muerta para generar electricidad y abastecer la creciente demanda de la inteligencia artificial. La empresa ya desarrolla otras formas de agregado de valor al gas, como el procesamiento de líquidos y la producción de urea.

La compañía tiene una capacidad instalada de 5.207 MW eléctricos, de los cuales 4.016 MW corresponden a generación termoeléctrica. En Neuquén opera la central Loma La Lata, de 780 MW, y la represa Pichi Picún Leufú, de 285 MW; según la empresa, esos recursos permitirían disponer de 780 MW en pocos meses para alimentar eventuales centros de datos.

El desarrollo de Vaca Muerta sumó una nueva inversión de gran escala. Pluspetrol y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) obtuvieron la aprobación para incorporar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) un proyecto de US$ 12.400 millones destinado a desarrollar el bloque Bajo del Choique-La Invernada, en la provincia de Neuquén.

La autorización fue anunciada el 2 de octubre y representa un avance decisivo para uno de los principales activos de petróleo no convencional de la cuenca neuquina.

El plan contempla la perforación de 620 pozos horizontales, la construcción de cuatro plantas de procesamiento y una producción máxima proyectada superior a 100.000 barriles de petróleo diarios.

La inversión se ejecutaría durante un horizonte de 25 años, por lo que no corresponde interpretarla como un desembolso inmediato.

El proyecto se encuentra dentro de los activos que Pluspetrol incorporó a su cartera después de adquirir operaciones de ExxonMobil en Argentina durante 2024.

Esa transacción permitió a la petrolera argentina ampliar significativamente su presencia en Vaca Muerta y acceder a áreas con recursos no convencionales de gran potencial.

Bajo del Choique-La Invernada es uno de los bloques más relevantes de esa adquisición.

Su desarrollo requiere un programa sostenido de perforación, instalaciones de superficie y obras que permitan procesar y transportar el petróleo producido.

La perforación de 620 pozos constituye uno de los componentes más importantes del proyecto.

En Vaca Muerta, los pozos horizontales permiten aumentar el contacto con las formaciones productivas y mejorar la recuperación de hidrocarburos mediante técnicas de estimulación hidráulica.

Sin embargo, cada pozo exige inversiones en equipos, servicios especializados, logística y materiales.

Por ese motivo, la ejecución de un programa de esta magnitud tiene impacto sobre toda la cadena de valor petrolera.

La construcción de cuatro plantas de procesamiento también resulta fundamental.

Estas instalaciones permiten acondicionar los hidrocarburos extraídos, separar componentes y preparar el petróleo para su posterior transporte.

Sin capacidad suficiente de tratamiento y evacuación, el aumento de la perforación puede encontrar limitaciones operativas.

La inversión anunciada busca acompañar ambas necesidades: incrementar la cantidad de pozos productivos y desarrollar infraestructura capaz de procesar los volúmenes adicionales.

El objetivo de superar los 100.000 barriles diarios ubicaría a Bajo del Choique-La Invernada entre los desarrollos petroleros más importantes de la cuenca, siempre que se alcance el nivel de producción previsto.

La aprobación bajo el RIGI representa además un hito regulatorio.

El régimen fue diseñado para incentivar inversiones de gran escala mediante condiciones tributarias, aduaneras y cambiarias específicas, sujetas al cumplimiento de los compromisos establecidos para cada proyecto.

Para las compañías petroleras, la previsibilidad adquiere especial relevancia porque los desarrollos no convencionales necesitan inversiones continuas durante muchos años.

A diferencia de una instalación industrial que se construye y comienza a operar con una capacidad relativamente estable, un proyecto de shale oil requiere perforar y completar nuevos pozos de manera sostenida para mantener y aumentar la producción.

Por eso, los programas de inversión se distribuyen a lo largo de períodos prolongados.

La aprobación del proyecto también fortalece el papel de GyP, la empresa provincial neuquina que participa en el desarrollo de los recursos hidrocarburíferos de Neuquén.

Su asociación con Pluspetrol combina la presencia de una compañía operadora con la participación del Estado provincial en un activo estratégico.

El impacto económico potencial va más allá de la extracción.

Un programa de 620 pozos demanda servicios de perforación y fractura, transporte de arena, equipos de bombeo, mantenimiento industrial, ingeniería, seguridad y logística.

Parte de esa actividad se desarrolla directamente en Neuquén, pero también moviliza proveedores de otras provincias.

El crecimiento petrolero argentino depende cada vez más de esta clase de proyectos de gran escala.

Durante los últimos años, Vaca Muerta permitió revertir la tendencia declinante de la producción nacional y aumentar las exportaciones de petróleo.

La construcción de infraestructura de transporte hacia el Atlántico busca acompañar ese crecimiento y permitir mayores ventas externas.

Pero la producción futura no depende solamente de nuevos oleoductos.

También necesita que las operadoras sostengan sus programas de inversión y conviertan recursos disponibles en barriles efectivamente extraídos.

El proyecto aprobado para Pluspetrol apunta precisamente a esa etapa.

Con US$ 12.400 millones previstos durante 25 años, 620 pozos horizontales y cuatro plantas de procesamiento, Bajo del Choique-La Invernada incorpora un programa de desarrollo de largo plazo.

La aprobación del RIGI no significa que todos los pozos estén construidos ni que la producción objetivo ya se haya alcanzado.

Pero establece un marco para avanzar con uno de los mayores desarrollos de shale oil anunciados en Argentina.

La compañía francesa TotalEnergies anunció una cartera de proyectos por US$ 10.000 millones en Argentina, destinada a ampliar su actividad petrolera y gasífera en Neuquén y Tierra del Fuego. El anuncio fue realizado el 1 de octubre por su CEO, Patrick Pouyanné, durante un encuentro empresarial celebrado en París.

La iniciativa coloca nuevamente a la Argentina entre los destinos estratégicos de inversión de una de las mayores compañías energéticas del mundo. El programa contempla nuevos desarrollos de petróleo no convencional, ampliaciones de producción de gas y proyectos destinados a fortalecer la actividad en distintas cuencas.

El componente de mayor envergadura está localizado en San Roque, dentro de Vaca Muerta, donde TotalEnergies analiza desarrollar un proyecto de petróleo no convencional por aproximadamente US$ 5.000 millones.

La compañía prevé presentar esa iniciativa al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) durante el primer semestre de 2027.

La segunda gran apuesta se concentra en Aguada Pichana Este, uno de los bloques gasíferos más importantes de la compañía en Neuquén. Allí, TotalEnergies contempla inversiones por alrededor de US$ 4.000 millones para ampliar la producción.

Ambos desarrollos forman parte de una estrategia que combina el crecimiento de la extracción de petróleo con el fortalecimiento de la oferta de gas natural.

TotalEnergies es uno de los principales productores de gas de Argentina. Su actividad comprende operaciones en la cuenca neuquina y proyectos costa afuera en Tierra del Fuego, donde posee una trayectoria de varias décadas.

La empresa participa actualmente de aproximadamente una cuarta parte de la producción nacional de gas, lo que convierte sus decisiones de inversión en una variable relevante para el abastecimiento energético.

El nuevo programa llega en un momento de expansión de la producción no convencional argentina.

Vaca Muerta pasó de ser un recurso geológico con enormes expectativas a convertirse en el principal motor de crecimiento de la producción petrolera nacional.

El desarrollo de pozos horizontales, las mejoras de productividad y la incorporación de tecnologías de fractura hidráulica permitieron aumentar significativamente los volúmenes extraídos.

Sin embargo, la próxima etapa exige inversiones de mayor escala.

Los nuevos proyectos necesitan instalaciones de procesamiento, redes de recolección, equipos de perforación, infraestructura logística y capacidad suficiente para transportar los hidrocarburos hacia refinerías, consumidores industriales y mercados internacionales.

En ese contexto, el proyecto San Roque podría sumar una nueva fuente de producción de shale oil.

La inversión prevista de US$ 5.000 millones permitiría desarrollar el bloque durante varios años, aunque la ejecución dependerá de las aprobaciones, la ingeniería y las decisiones definitivas de capital.

El caso de Aguada Pichana Este presenta características diferentes.

Allí, el objetivo principal consiste en ampliar la producción de gas natural, un combustible que Argentina utiliza para generación eléctrica, industria, hogares y exportaciones regionales.

El crecimiento de la oferta gasífera abre oportunidades comerciales, especialmente hacia Brasil y Chile, pero también requiere ampliar la infraestructura de transporte.

La posibilidad de colocar mayores volúmenes en esos mercados depende tanto de los contratos internacionales como de la disponibilidad de gasoductos y capacidad de procesamiento.

Por eso, los proyectos productivos y las inversiones en transporte energético deben avanzar de manera coordinada.

El anuncio de TotalEnergies también tiene importancia para la cadena de proveedores argentinos.

La perforación y terminación de nuevos pozos moviliza empresas de servicios petroleros, transporte, ingeniería, mantenimiento, construcción y equipamiento industrial.

Neuquén concentra buena parte de ese entramado, aunque la actividad también genera demanda en otras provincias y centros industriales del país.

La presencia de una compañía internacional con operaciones consolidadas agrega previsibilidad a proyectos que requieren compromisos financieros de largo plazo.

El RIGI aparece como uno de los instrumentos que TotalEnergies evalúa utilizar para mejorar las condiciones de desarrollo de San Roque.

Ese régimen contempla beneficios e incentivos para inversiones que cumplen determinados requisitos, aunque su aplicación depende de la aprobación formal de cada proyecto.

Por lo tanto, la presentación de una cartera de US$ 10.000 millones no significa que la totalidad de los desembolsos ya esté ejecutada ni que todos los proyectos tengan autorización definitiva.

Se trata de una planificación de inversiones que deberá concretarse progresivamente.

La relevancia del anuncio está en la escala y en la definición de activos específicos.

TotalEnergies identificó proyectos por miles de millones de dólares en dos áreas clave de Vaca Muerta y mantuvo a Tierra del Fuego dentro de su estrategia argentina.

Con una cartera de US$ 10.000 millones, la compañía busca ampliar su presencia en un mercado que combina recursos no convencionales, demanda regional de gas y oportunidades de exportación.

El desafío será transformar esos compromisos en pozos, infraestructura y producción efectiva durante los próximos años.

Santiago del Estero se muestra cada día más. A la revelación de pleno empleo del INDCE de semanas pasadas, se sumó el éxito de espectáculos deportivos y ahora la presencia en la Feria Internacional de Turismo. Industria vitivinícola, hotelería de nivel internacional y una diversidad de servicios que ponen a la provincia en el ranking de las más buscadas. Newstad estuvo y conversó con los representantes de la provincia que lidera Gerardo Zamora. 

La provincia de Santiago del Estero tuvo una fuerte participación en la Feria Internacional de Turismo (FIT) 2026, con una delegación encabezada por el subsecretario de Turismo, Nelson Bravo, y la presencia de más de 40 empresarios del sector privado. También participaron representantes de los municipios de Capital, Termas de Río Hondo, Sumampa, Ojo de Agua y Monte Quemado.

Durante las jornadas, el stand provincial ofreció degustaciones, experiencias de spa, espectáculos culturales, experiencias interactivas, presentaciones y sorteos destinados a mostrar distintos atractivos y propuestas turísticas de Santiago del Estero.

Entre las actividades se destacó la presentación sobre el desarrollo del turismo alternativo en Termas de Río Hondo, con eje en la naturaleza, el patrimonio, la cultura, la producción local y las experiencias vinculadas al turismo sostenible. Sumampa, por su parte, presentó su propuesta turística basada en el turismo religioso, los paisajes serranos, la gastronomía y las tradiciones locales.

El subsecretario de Turismo, Nelson Bravo celebró que “durante la FIT se generaron encuentros para compartir propuestas, fortalecer vínculos y abrir nuevas oportunidades para el desarrollo y la promoción de los destinos santiagueños”, señaló Bravo.

Además, ponderó el “trabajo conjunto, articulación y nuevas oportunidades para seguir haciendo crecer el turismo de Santiago del Estero”.

En diálogo con Newstad, la directora de Turismo de Termas de Río Hondo Patricia Jaimes, destacó: “Ya van muchas ediciones en la que asistimos desde la dirección de Turismo de Termas de Río Hondo. Aprovechamos esta oportunidad toda la oferta turistia y termal que tenemos, somos la única ciudad termal de Latinoamérica”

“Trabajamos junto a la secretaria de turismo de la Provincia, por eso venimos con todas las promociones turísticas  y acompañamos todos estos días en distintos workshops”, resumió.

Al sintetizar el fenómeno turístico en Santiago del Estero, Jaimes agregó: “Nuestro turismo es netamente de bienestar entonces con nuestras tan mencionadas aguas termales, hospitalidad, gastronomía, calidad y de vida y clima que acompaña. Todo eso suma a que también suceda que mucha gente decide cambiar de vida y venirse a vivir”.

El proyecto Kachi superó uno de los principales obstáculos necesarios para avanzar hacia su construcción. Lake Resources obtuvo la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) para la etapa de explotación de su proyecto de litio en Catamarca, que contempla una inversión inicial estimada de US$ 1.157 millones y una primera fase productiva de 25.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente.

La autorización fue otorgada por el Ministerio de Minería de Catamarca después de completar el proceso de evaluación ambiental y las instancias de participación ciudadana.

Con la DIA aprobada, Lake Resources puede avanzar ahora hacia la etapa FEED —Front-End Engineering Design—, donde profundizará la ingeniería civil, estructural, mecánica y eléctrica del proyecto y definirá con mayor precisión costos, equipamiento y cronograma de construcción.

Kachi está ubicado en el Salar de Carachi Pampa, departamento de Antofagasta de la Sierra, y posee un recurso estimado de aproximadamente 11,1 millones de toneladas de carbonato de litio equivalente (LCE).

La primera fase fue diseñada para producir 25.000 toneladas anuales de carbonato de litio grado batería durante una vida útil estimada de 25 años.

El proyecto contempla además una eventual segunda etapa que podría elevar la capacidad hasta 50.000 toneladas anuales.

Pero una de las principales características de Kachi no es solamente su escala.

Lake Resources desarrolla el proyecto junto con la estadounidense Lilac Solutions, que posee una participación del 20%, mediante una tecnología de extracción directa de litio (DLE).

A diferencia del método tradicional utilizado en buena parte de los salares sudamericanos, el esquema no depende de grandes piletas de evaporación para concentrar el litio contenido en la salmuera.

La tecnología Lilac IX utiliza un material de intercambio iónico para separar selectivamente el litio y está diseñada para reinyectar más del 95% de la salmuera procesada en el acuífero de origen.

La aprobación ambiental de Catamarca tiene por eso una relevancia adicional.

Según Lilac Solutions, Kachi se convirtió en el primer proyecto comercial de DLE en Sudamérica autorizado para operar con reinyección de salmuera.

La compañía considera que el modelo puede reducir la ocupación superficial y el consumo asociado con los sistemas tradicionales de evaporación.

La DIA establece también condiciones específicas para el desarrollo.

Entre ellas se incluye una zona de exclusión superficial de 200 metros alrededor de la costa de la laguna. Lake Resources deberá actualizar su estimación de recursos para incorporar esa restricción, aunque informó que no espera cambios sobre las reservas existentes ni sobre el diseño previsto para los campos de pozos.

La empresa asumió además el compromiso de aportar US$ 1 millón al Fondo Fiduciario de Concesiones Mineras de Catamarca para financiar infraestructura destinada a comunidades locales.

Los desembolsos están previstos entre octubre de 2026 y junio de 2027.

El proyecto todavía debe atravesar etapas relevantes antes de iniciar la construcción.

Lake Resources necesita completar la ingeniería FEED, cerrar el financiamiento, avanzar con su presentación ante el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones y finalmente alcanzar una Decisión Final de Inversión (FID).

Por eso, la aprobación ambiental no implica que los US$ 1.157 millones comiencen a ejecutarse inmediatamente.

Pero sí elimina uno de los principales riesgos regulatorios del proyecto y permite avanzar sobre ingeniería, contratos, equipos de largo plazo y estructura financiera.

La compañía australiana viene trabajando además en una estrategia para reducir el costo de capital del desarrollo.

La actualización del estudio de factibilidad presentada en 2025 introdujo modificaciones destinadas a bajar tanto la inversión inicial como los costos operativos, manteniendo como objetivo una producción de carbonato de litio con pureza superior al 99,5%, apta para baterías.

Kachi se incorpora así a una cartera cada vez mayor de proyectos que están llevando a Catamarca desde la exploración hacia la producción industrial de litio.

La provincia ya cuenta con operaciones y desarrollos de compañías como Rio Tinto, Zijin Mining y POSCO, mientras otros proyectos continúan atravesando etapas de construcción, ampliación o permisos.

La competencia entre ellos ya no pasa solamente por la cantidad de recurso disponible.

Tecnología, consumo de agua, costos de producción, financiamiento y capacidad para obtener permisos ambientales empiezan a convertirse en variables igualmente importantes.

En ese escenario, Kachi acaba de superar una barrera central.

Con una inversión estimada de US$ 1.157 millones, una primera capacidad proyectada de 25.000 toneladas anuales y una tecnología de extracción directa que prevé reinyectar más del 95% de la salmuera procesada, el proyecto entra ahora en la fase de ingeniería previa a una eventual decisión de construcción.

YPF prevé tomar a fines de noviembre la decisión final de inversión para Argentina LNG, el proyecto destinado a producir y exportar gas natural licuado de Vaca Muerta. La iniciativa, desarrollada junto con la italiana ENI y la emiratí XRG, contempla una inversión total estimada en US$ 51.000 millones en distintas etapas.

El proyecto recibió una propuesta de financiamiento de hasta US$ 6.000 millones del Eximbank de Estados Unidos, mientras la compañía negocia otros créditos por entre US$ 14.000 millones y US$ 16.000 millones. En paralelo, YPF avanza con acuerdos para la venta futura del GNL y con las definiciones de infraestructura necesarias.

Entre los próximos hitos figura la definición, el 20 de octubre, de la empresa que proveerá los caños para el gasoducto de 48 pulgadas que conectará Vaca Muerta con Punta Colorada, en Río Negro. Las obras del proyecto comenzarían a principios de 2027 y contemplan plantas de tratamiento, ductos, infraestructura portuaria y unidades flotantes de licuefacción.

La Pampa presentará en noviembre un nuevo esquema de beneficios destinado a empresas que busquen instalarse en la provincia para abastecer a Vaca Muerta. El gobernador Sergio Ziliotto dará a conocer la propuesta el 5 de noviembre, durante un encuentro con alrededor de un centenar de empresarios en la Ciudad de Buenos Aires.

El programa contempla créditos fiscales por generación de empleo, exenciones tributarias de largo plazo en Ingresos Brutos, Sellos e Inmobiliario y financiamiento bonificado a través del Consejo Federal de Inversiones (CFI). También se ofrecerá infraestructura en parques industriales y en la Zona Franca de General Pico.

La iniciativa busca aprovechar la ubicación de La Pampa como punto de conexión entre los principales centros industriales del país y la cuenca neuquina. La provincia apunta a desarrollar un hub logístico y de servicios para la cadena de Vaca Muerta, a partir del tránsito de insumos y equipos y de sus menores costos operativos frente a otras zonas de la región.

El Gobierno de Neuquén recibió al embajador de Indonesia en Argentina, Uruguay y Paraguay, Sulaiman Syarif, para analizar oportunidades de cooperación e inversión en sectores estratégicos. La agenda incluyó conversaciones sobre energía, minería, producción agropecuaria y posibles vínculos entre empresas de ambos países.

Durante las reuniones se presentó el potencial energético de la provincia, con especial énfasis en Vaca Muerta, y se analizaron posibilidades de cooperación en energía geotérmica. También se planteó avanzar en contactos con empresas proveedoras de GNL ante el eventual interés de Indonesia por el gas natural licuado producido en Argentina.

Desde Neuquén también destacaron el interés de Indonesia en fortalecer su seguridad energética y acceder a fuentes confiables para sus necesidades de largo plazo. El embajador anticipó que transmitirá los resultados de la visita a empresas estatales de su país con actividad e inversiones en América Latina.

Brasil realizará en octubre su primera subasta de gas natural destinado a la industria, en un esquema que podría abrir posteriormente una oportunidad para el gas producido en Vaca Muerta. La estatal Pre-Sal Petróleo (PPSA) prevé licitar 1,1 millones de metros cúbicos diarios para entregas entre marzo y diciembre de 2027.

La primera compulsa será de corto plazo y apunta a consumidores industriales libres, con prioridad para sectores como el químico y petroquímico, fertilizantes, cerámico, vidrio y siderurgia. El Gobierno brasileño busca ampliar la oferta y reducir los costos del gas para las industrias, que en los últimos años enfrentaron precios elevados por la menor disponibilidad de gas regional y el aumento de las importaciones de GNL.

El esquema contempla además futuras subastas de largo plazo, con entregas a partir de 2030. En ese escenario, Brasil analiza incorporar gas importado de Vaca Muerta o GNL, una posibilidad que podría favorecer el desarrollo de nuevos proyectos de transporte en Argentina si se concretan contratos de suministro de largo plazo.

La Unión Europea advirtió sobre una posible crisis de precios de la energía como consecuencia del impacto de la guerra en Irán sobre los mercados internacionales de petróleo y gas. El comisario europeo de Energía, Dan Jorgensen, pidió a los Estados miembros evaluar medidas para reducir el consumo de gas natural y electricidad ante el escenario de mayores costos.

El bloque no registra por ahora problemas de abastecimiento, pero el aumento de los precios dificulta la reposición de las reservas antes del invierno europeo. Los depósitos de gas se encuentran cerca del 70% de su capacidad, unos 12 puntos porcentuales por debajo del nivel registrado durante el mismo período del año pasado.

Entre las alternativas planteadas figuran medidas para reducir la demanda durante los períodos de mayor consumo, como limitar la temperatura en edificios públicos, restringir la calefacción exterior y apagar el alumbrado público considerado no esencial. La Comisión Europea señaló que el suministro continúa estable y que los hogares y servicios esenciales mantienen protección ante eventuales problemas graves de abastecimiento.

Gualcamayo pasó en apenas tres años de preparar su cierre a proyectar una nueva etapa productiva de largo plazo. La mina de oro ubicada en Jáchal, San Juan, avanza con Carbonatos Profundos, un desarrollo subterráneo que contempla una inversión inicial de US$ 665 millones y podría extender el horizonte del distrito por al menos otras tres décadas.

El proyecto pertenece a Minas Argentinas, controlada desde 2023 por AISA Group, y ya fue aprobado dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones.

Carbonatos Profundos busca explotar un recurso localizado debajo de las zonas históricamente trabajadas en Gualcamayo y desarrollar una nueva mina subterránea junto con una planta de procesamiento mediante oxidación a presión (POX).

La iniciativa cambia de manera significativa el futuro de una operación que hace apenas tres años se encaminaba hacia el cierre.

Cuando AISA Group adquirió Minas Argentinas en septiembre de 2023, Gualcamayo acumulaba alrededor de 15 años de producción comercial y había extraído más de 3 millones de onzas de oro.

Los recursos conocidos rondaban entonces 1,4 millones de onzas y el plan de cierre ya había sido presentado ante las autoridades de San Juan.

La nueva administración decidió revisar tanto el potencial geológico como la infraestructura existente.

En abril de 2024 dejó de extraer y triturar mineral nuevo debido a que el material remanente en los rajos y en la antigua mina subterránea no justificaba económicamente continuar con ese esquema.

La operación pasó entonces a concentrarse en recuperar oro y plata del mineral que ya había sido extraído y depositado en el valle de lixiviación.

Para sostener esa etapa se reconstruyó parte de la pila, se modificó el sistema de riego, se incrementó la capacidad de flujo y se realizaron ajustes metalúrgicos destinados a mejorar la recuperación.

Los resultados permitieron mantener activa la operación mientras avanzaban los estudios para Carbonatos Profundos.

Durante 2025, Gualcamayo produjo alrededor de 43.700 onzas equivalentes de oro, con un costo por onza vendida cercano a US$ 1.150.

Según Minas Argentinas, la operación obtuvo además un resultado antes de impuestos cercano a US$ 116 millones.

Ese flujo permite sostener parte de las actividades mientras la empresa prepara la nueva fase.

El verdadero salto, sin embargo, depende de Carbonatos Profundos.

El proyecto contempla recursos del orden de 7,1 millones de onzas de oro y requerirá una nueva configuración productiva.

La mineralización se encuentra a mayor profundidad y presenta características que exigen un tratamiento diferente al utilizado históricamente en Gualcamayo.

Por ese motivo, el diseño incorpora una planta de oxidación a presión.

La tecnología POX utiliza altas temperaturas y presión para tratar minerales refractarios y liberar el oro antes de las etapas posteriores de recuperación.

Es una solución utilizada internacionalmente para depósitos en los que los métodos convencionales no consiguen recuperaciones suficientes.

Para San Juan, la inversión permitiría conservar actividad minera en un distrito que parecía acercarse al final de su ciclo.

Gualcamayo está ubicado en el departamento de Jáchal y posee caminos, energía, campamento, equipos y conocimiento operativo acumulado durante más de una década.

Reutilizar parte de esa infraestructura puede reducir los requerimientos y tiempos respecto de un proyecto completamente nuevo.

AISA también busca ampliar el potencial más allá de Carbonatos Profundos.

La compañía controla un distrito de aproximadamente 40.000 hectáreas y prepara nuevas campañas de exploración destinadas a identificar recursos adicionales.

La estrategia consiste en transformar a Gualcamayo de una mina individual en un distrito con distintas fuentes potenciales de mineral.

La aprobación del proyecto dentro del RIGI aporta además estabilidad fiscal y beneficios vinculados con una inversión que supera ampliamente el mínimo exigido por el régimen.

La construcción todavía requerirá ingeniería, equipamiento y ejecución de las obras previstas.

Pero la situación actual contrasta fuertemente con la de 2023.

Entonces, la discusión giraba alrededor del cierre de una mina que había agotado buena parte de sus sectores económicamente explotables.

Hoy, Gualcamayo continúa exportando oro y plata mientras prepara una inversión de US$ 665 millones para construir una nueva operación subterránea.

El cambio resume uno de los desafíos centrales de la minería madura: extender la vida de los distritos aprovechando infraestructura existente, nueva exploración y tecnologías capaces de procesar recursos que antes no eran económicamente viables.

Si Carbonatos Profundos avanza según lo previsto, Gualcamayo podría pasar de un horizonte de cierre a al menos otros 30 años de actividad.

Y San Juan conservaría uno de sus históricos centros productores de oro mientras sus grandes proyectos de cobre avanzan hacia etapas posteriores de desarrollo.

La vicepresidencia de Infraestructura de YPF realizó este 17 de septiembre la primera edición del Infraestructura Day, una jornada para compartir los proyectos, desafíos y capacidades que se están desarrollando para acompañar la nueva escala de Vaca Muerta.

El encuentro tuvo como objetivo acercar el trabajo que realiza el equipo de Infraestructura: qué hace, cómo lo hace y, fundamentalmente, cómo conecta y habilita a los distintos negocios, aportando valor al Plan 4x4 y preparando a la compañía para los próximos años.

“Vaca Muerta está entrando en una nueva escala y el desafío es estar preparados para acompañarla. Desde Infraestructura estamos construyendo la capacidad que necesita el Plan 4x4 para producir, transportar, procesar y exportar”, afirmó Gustavo Gallino, vicepresidente de Infraestructura de YPF.

Y agregó: “Para hacerlo necesitamos una gestión cada vez más eficiente, con mejores prácticas, alertas tempranas y capacidad para anticiparnos a los problemas. Tenemos una oportunidad enorme y tenemos que aprovecharla, sumando a los mejores profesionales para hacer realidad todo lo que tenemos por delante”.

Durante el evento se realizaron charlas y se presentaron distintas iniciativas a través de stands en los que AESA, Argentina LNG, VMOS e IISS – Midstream compartieron sus principales avances, desafíos y herramientas de trabajo, con especial foco en la incorporación de tecnología para mejorar la gestión y ejecución.

La jornada también permitió mostrar una mirada común sobre la gestión de los proyectos, basada en la adopción de mejores prácticas y en la capacidad de anticiparse a los riesgos. La generación de alertas tempranas permite detectar posibles desvíos, articular acciones preventivas y tomar decisiones de manera oportuna.

En este proceso, la tecnología ocupa un rol cada vez más relevante. La escala y complejidad de los proyectos que YPF tiene por delante requiere incorporar nuevas herramientas para gestionar información, identificar riesgos, optimizar procesos y tomar decisiones con mayor velocidad y precisión.

Con tecnología, experiencia, talento y seguridad, la vicepresidencia de Infraestructura trabaja para construir la capacidad que permita acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y convertir el potencial energético de la Argentina en valor, conectando los negocios y desarrollando la infraestructura necesaria para que sus recursos lleguen al mercado.

Ese es el desafío y también la oportunidad que tiene la compañía por delante.

La Argentina registró en agosto un superávit comercial de US$2.187 millones, impulsado especialmente por el crecimiento de las exportaciones de combustibles y energía. Según los datos del INDEC, las ventas externas alcanzaron los US$8.883 millones, un 12,4% más que en agosto de 2025, mientras que el rubro de combustibles y energía creció 41,2%, hasta los US$1.494 millones.

Entre enero y agosto, las exportaciones acumularon US$67.240 millones, unos US$11.835 millones más que durante el mismo período del año pasado. En ese lapso, el saldo comercial positivo llegó a US$18.249 millones, frente a los US$5.109 millones registrados en 2025. El incremento de las ventas energéticas se produce en paralelo con la expansión de la producción de Vaca Muerta y el aumento de la capacidad destinada a la exportación.

VMOS, la sociedad integrada por YPF y otras petroleras para desarrollar la infraestructura de evacuación de crudo desde Vaca Muerta hacia el Atlántico, colocó su primera obligación negociable en el mercado argentino por US$233,6 millones, más del doble de los US$100 millones que había establecido como objetivo inicial. Los títulos tienen un plazo de 48 meses y una tasa fija anual del 6,25%.

La operación complementa el préstamo sindicado internacional de US$2.000 millones obtenido en 2025 para financiar el proyecto. La obra de Vaca Muerta Oil Sur registra un avance del 80% sobre una inversión inicial estimada en US$3.000 millones e incluye un oleoducto de 437 kilómetros, estaciones de bombeo, almacenamiento y una terminal exportadora en Punta Colorada, Río Negro. El sistema fue diseñado para ampliar progresivamente su capacidad hasta unos 550.000 barriles diarios, con posibilidades de futuras expansiones.

YPF presentó al RIGI un proyecto denominado LLL Oil, que contempla una inversión estimada en US$25.000 millones durante 15 años para desarrollar de manera integrada distintas áreas de Vaca Muerta. El programa prevé la perforación y terminación de 1.152 pozos y apunta a alcanzar una producción estabilizada de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032.

De acuerdo con las proyecciones difundidas por la compañía, la totalidad del petróleo producido por LLL Oil tendría como destino el mercado externo y sería evacuado mediante VMOS. YPF calcula que el proyecto podría generar unos US$6.000 millones anuales de exportaciones desde 2032 y más de US$100.000 millones a lo largo de toda su vida útil. El gas asociado, estimado en unos 10 millones de metros cúbicos diarios, quedaría destinado al abastecimiento del mercado argentino.

El gobierno de Neuquén impulsa un esquema para que las empresas petroleras participen del desarrollo productivo de unas 5.000 hectáreas cercanas a las zonas de explotación de Vaca Muerta. La propuesta contempla aprovechar agua de río para proyectos de riego y promover el tratamiento y reutilización del flowback generado durante las operaciones de fractura hidráulica.

La iniciativa está vinculada con el Decreto 792/26, que triplicó inicialmente el canon por el uso de agua para la actividad hidrocarburífera y prevé nuevos incrementos. La provincia plantea reducir el impacto del canon para las compañías que desarrollen proyectos productivos, mientras que las petroleras reclaman precisiones sobre la implementación y advierten sobre el aumento de costos. Entre las alternativas productivas aparecen viñedos, olivares y cultivos forrajeros.

El sistema energético cubano sufrió el viernes una caída total de la red eléctrica, que dejó a millones de personas sin suministro. Según informó la Agencia AP, las autoridades cubanas atribuyeron el inicio del incidente a una falla en líneas de transmisión del occidente de la isla, que posteriormente provocó la desconexión de la zona oriental. Al momento de los primeros reportes, apenas el 5% de los usuarios de La Habana había recuperado el servicio.

El episodio se produjo en un contexto de reiterados apagones nacionales y déficit de generación. Según datos oficiales citados por AP, la demanda en las horas pico ronda los 3.200 MW, mientras que el déficit había llegado a 2.300 MW en agosto y se ubicaba en unos 1.900 MW durante esta semana. Las autoridades señalaron como factores de la reciente mejora parcial el regreso de unidades de generación, un mayor uso de crudo nacional y la incorporación de paneles solares.