YPF incorporó al país el primer set de fractura eléctrica para operaciones no convencionales, un hito tecnológico que marca un nuevo paso en la transformación de la industria energética argentina y fortalece las capacidades operativas necesarias para acompañar la creciente actividad en Vaca Muerta.

Desarrollado por Halliburton, el nuevo sistema representa un avance significativo respecto de los equipos convencionales de fractura. Su tecnología eléctrica permite una operación más eficiente y confiable, con mayor precisión en el control de los parámetros operativos y una reducción de las tareas de mantenimiento asociadas a sistemas tradicionales.

“Estamos incorporando la última tecnología disponible en el mundo para seguir mejorando la productividad, la eficiencia y la competitividad de nuestras operaciones. Nuestro objetivo es claro: convertir a YPF en la compañía de no convencionales más importante del mundo, y eso requiere innovar permanentemente e incorporar las mejores soluciones disponibles para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta”, señaló Matías Farina, vicepresidente ejecutivo de Upstream de YPF.

La llegada de este equipamiento se enmarca en el plan de crecimiento de la compañía y en la estrategia 4x4, orientada a acelerar el desarrollo de sus recursos no convencionales mediante la incorporación de tecnologías que mejoren la productividad, optimicen los tiempos de operación y eleven los estándares de desempeño ambiental.

El nuevo set de fractura eléctrica incorpora unidades de bombeo capaces de entregar de forma sostenida hasta 5.000 caballos de fuerza, con sistemas de control de precisión que permiten realizar ajustes instantáneos durante la operación.

Además, su configuración eléctrica reduce la dependencia de componentes mecánicos tradicionales, mejora la confiabilidad operativa y contribuye a optimizar los tiempos de ejecución en locación.

La incorporación de este equipamiento refuerza la posición de YPF como líder en el desarrollo del shale argentino y ratifica su compromiso con la adopción de soluciones tecnológicas de vanguardia para producir más energía.

INFINIA TURBOCLEAN, la línea premium de combustibles de YPF, obtuvo la certificación internacional TOP TIER™+. Este logro consolida el liderazgo de la compañía en innovación y reafirma el posicionamiento de INFINIA TURBOCLEAN como un combustible desarrollado para proteger y potenciar la performance de los motores más avanzados del mercado.

En 2019, YPF fue pionera en Sudamérica al obtener la certificación TOP TIER™ para sus naftas. Ahora vuelve a marcar un nuevo hito al alcanzar la homologación TOP TIER™+, un nuevo estándar aún más exigente, enfocado en motorizaciones modernas que incorporan turbo e inyección directa.

Para alcanzar este reconocimiento internacional, INFINIA TURBOCLEAN completó y superó nuevas pruebas vinculadas al control de depósitos en inyectores de inyección directa, la calidad de la combustión y la protección frente a eventos de preignición en motores turbo.

Estas evaluaciones permiten validar un desempeño superior en aspectos clave para la eficiencia y la durabilidad de las nuevas tecnologías automotrices.

TOP TIER™+ pone en valor la propuesta tecnológica de INFINIA TURBOCLEAN, basada en tres atributos diferenciales: más limpieza, más autonomía y más potencia.

Entre sus beneficios se destacan una combustión más eficiente, una mayor limpieza del sistema de inyección y un mejor cuidado de los componentes del vehículo. Gracias a su tecnología y a sus aditivos de última generación, INFINIA TURBOCLEAN ayuda a mantener el rendimiento del motor, preservar su potencia y acompañar las exigencias de los vehículos de nueva generación.

La obtención de TOP TIER™+ reafirma el compromiso de YPF con la innovación, la investigación y la excelencia en calidad, acercando a los consumidores argentinos combustibles de clase mundial, desarrollados bajo los estándares internacionales más exigentes.

Acerca de INFINIA TURBOCLEAN

INFINIA TURBOCLEAN es la nafta premium de YPF, desarrollada para acompañar la evolución tecnológica de la industria automotriz y responder a los estándares más exigentes.

Su calidad está respaldada por la certificación internacional TOP TIER™+, la evolución más reciente del programa creado por fabricantes como General Motors, BMW, Toyota y Honda para identificar combustibles con un desempeño superior en materia de limpieza y protección del motor.

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, destacó la estrategia de la provincia para recuperar competitividad y avanzar en la reconversión de una cuenca hidrocarburífera madura hacia el no convencional. Lo hizo durante su participación en el panel que cubrió Newstad Energía 2050, “Energía: Inversión, Desarrollo y Oportunidades para Argentina” del Council of the Americas 2026, en Buenos Aires. 

Junto a otros mandatarios, sostuvo que el principal desafío es lograr que el desarrollo energético se traduzca en inversiones, infraestructura y una mejora concreta en la calidad de vida de los ciudadanos.

Torres planteó que Chubut atraviesa una situación diferente a la de Vaca Muerta debido a su ciclo geológico. “Hay dilemas que son similares en el caso de Vaca Muerta y en el caso de Chubut, que es un ciclo geológico distinto. Nosotros estamos en una etapa similar a la del 2010, aproximadamente: una cuenca madura, donde estamos camino a reconvertirla hacia el no convencional”, explicó.

En ese contexto, señaló que “el gran desafío que tenemos es un desafío de competitividad” y remarcó que para alcanzarlo deben participar distintos sectores. “Ahí tiene que estar el Estado provincial, el Estado nacional —es necesario—, pero también los sindicatos”, sostuvo. Para el mandatario, uno de los puntos centrales es “sostener la paz social” y encontrar la manera de competir con “cuencas mucho más activas, como es Vaca Muerta”.

El gobernador destacó como un aspecto central el entendimiento alcanzado entre los distintos actores de la actividad. “Nosotros logramos algo que es muy importante desde lo simbólico, en una Argentina que siempre se agrieta entre el empresariado y los trabajadores: o proempresa o sos protrabajador”, afirmó. En esa línea, valoró la mesa de diálogo en la que participaron “todos los gremios, las operadoras, el Gobierno nacional y la provincia”, donde, según remarcó, “cada uno puso su parte” para alcanzar el objetivo de recuperar competitividad.

Torres explicó que el esquema busca atraer nuevos jugadores tras la salida de YPF de algunas áreas y promover mayores inversiones en el segmento convencional. “Ante una salida de YPF, tener nuevos actores que inviertan más en el convencional”, planteó, y agregó que la provincia avanzará con una reducción de regalías “sobre todo en áreas marginales”.

El mandatario también resaltó los compromisos asumidos por las compañías para mejorar la competitividad de las operaciones. “Se comprometieron también a ser más competitivos en la forma de operar, lo que hicieron las empresas, las operadoras”, señaló. Además, destacó que “el ahorro fiscal que le generaban justamente estas medidas de alivio fiscal se reinvierte íntegramente en la cuenca”.

En ese marco, Torres destacó la incorporación de la actividad convencional al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). “Cuando se empezó a hablar del RIGI, la actividad no estaba incluida. Hoy podemos decir que el primer RIGI convencional, de más de mil millones de dólares en la provincia de Chubut, se va a dar justamente gracias a que el Gobierno nacional entendió que también hay oportunidades de inversiones en cuencas convencionales como la de Chubut”, afirmó.

El gobernador también puso el foco en el impacto que debe tener el desarrollo hidrocarburífero sobre las comunidades. “No es de un día para el otro”, advirtió, y sostuvo que la licencia social para avanzar con la reconversión de la cuenca debe estar acompañada por resultados concretos para la población.

“Esa licencia social que logramos para poder reconvertir la cuenca, en una ley que se aprobó el año pasado, tiene que verse reflejado en el metro cuadrado de la ciudadanía”, afirmó Torres. Y agregó: “Quienes tenemos la responsabilidad de gobernar tenemos que poder demostrarle a la gente que esas inversiones se ven reflejadas en mejor calidad de vida”.

Como ejemplo, mencionó la situación de Comodoro Rivadavia y cuestionó la distancia entre la riqueza generada por la actividad petrolera y la resolución de necesidades básicas. “Comodoro Rivadavia generó aproximadamente 300 mil millones de dólares solamente en producción de hidrocarburos. ¿Cuánto produjo para solucionar el problema de acceso al agua, algo tan básico?”, planteó.

Torres sostuvo que las inversiones deben estar acompañadas por infraestructura que permita transformar el desarrollo energético en crecimiento económico. “Las inversiones tienen que venir de la mano de mejor infraestructura que verdaderamente permita dinamizar la economía y diversificar la economía”, afirmó.

El gobernador cerró destacando la coordinación entre las provincias patagónicas para avanzar con obras estratégicas. “Después de muchas discusiones, hoy tengamos una agenda de desarrollo común entre los patagónicos”, señaló, y mencionó la ejecución conjunta de obras de gas y el financiamiento de infraestructura interprovincial.

Entre esas iniciativas, destacó “un gasoducto que es interprovincial para Chubut, Río Negro y Neuquén” y también obras viales vinculadas con rutas nacionales. Para Torres, este esquema representa una nueva forma de articulación entre las provincias: “Esa es la forma de trabajar entre los estados subsoberanos”.

El mandatario cerró con un mensaje de continuidad sobre esa estrategia y remarcó la necesidad de sostener la coordinación con la Nación: “Tenemos que lograr sostenerlo en el tiempo, junto con el Gobierno nacional”.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, se reunió con Dharmesh Mehta, Executive Chairman de Corva, en el marco de la renovación del acuerdo entre ambas compañías para seguir impulsando la transformación digital de la construcción de pozos.

YPF y Corva están transformando la construcción de pozos mediante un modelo de operación en tiempo real, basado en datos, analítica avanzada e inteligencia artificial.

Desde la creación del RTIC de Perforación y Workover, Corva se consolidó como una de las plataformas tecnológicas centrales para integrar las operaciones de perforación, fractura e intervenciones en un único entorno digital.

Esta evolución permitió avanzar desde un esquema tradicional de monitoreo hacia una gestión activa de las operaciones, donde especialistas y equipos de campo pueden visualizar el desempeño en tiempo real, anticipar eventos de riesgo, reducir tiempos improductivos y tomar decisiones con mayor velocidad y precisión.

El acuerdo entra ahora en una nueva etapa de colaboración, orientada a avanzar hacia operaciones progresivamente autónomas mediante advisors, analítica predictiva, alertas inteligentes, automatización, copilotos digitales y agentes capaces de asistir procesos operativos de creciente complejidad.

El objetivo compartido es consolidar al RTIC como el sistema operativo digital para la construcción de pozos, integrando personas, procesos, datos e inteligencia artificial para lograr operaciones más seguras, eficientes, predictivas y escalables, y acompañar el crecimiento sostenido de YPF en Vaca Muerta.

Atucha II comenzó una etapa clave para asegurar su operación de largo plazo: Nucleoeléctrica Argentina inició las pruebas de equipos del nuevo sistema de almacenamiento en seco de combustible gastado que se construye dentro del complejo nuclear ubicado en Lima, partido bonaerense de Zárate.

El proyecto, denominado ASECG II —Almacenamiento en Seco de Combustibles Gastados de Atucha II—, tendrá capacidad para almacenar hasta 50.000 elementos combustibles utilizados por la central.

Las pruebas fueron informadas el 28 de agosto y forman parte del proceso de verificación previo a la puesta en funcionamiento de la instalación.

El proyecto es especialmente relevante porque las piletas donde actualmente se almacena el combustible usado de Atucha II podrían alcanzar su capacidad máxima hacia finales de 2027.

Sin una alternativa disponible, esa limitación física podría transformarse en una restricción para la continuidad operativa de la central.

El almacenamiento en seco busca resolver ese problema.

Cuando el combustible nuclear es retirado de un reactor, inicialmente permanece bajo agua dentro de piletas especialmente diseñadas. El agua permite disipar calor y actúa como barrera radiológica durante los primeros años posteriores al uso.

Después de un período prolongado de enfriamiento, esos elementos pueden trasladarse a sistemas de almacenamiento en seco.

El ASECG II utilizará un sistema de ventilación pasiva que mantiene los elementos dentro de rangos seguros de temperatura sin depender de electricidad ni de intervención humana constante.

Ese diseño aumenta la robustez del sistema y reduce la cantidad de componentes activos necesarios para mantener las condiciones de almacenamiento.

Entre los equipos que se encuentran actualmente bajo prueba está una grúa pórtico especialmente diseñada para mover los contenedores de manera segura y precisa dentro de las instalaciones.

La grúa fue desarrollada por IMPSA a partir de especificaciones técnicas elaboradas por Nucleoeléctrica y fue entregada a finales de 2025.

Su instalación y puesta en servicio forman parte de un programa de trabajo que demandó varios meses.

La experiencia no es completamente nueva para el complejo Atucha.

En 2022 se inauguró un sistema de almacenamiento en seco para los combustibles utilizados por Atucha I. El nuevo proyecto aplica una solución similar adaptada a las características y necesidades de la segunda unidad.

Atucha II es un reactor de agua pesada presurizada con una potencia eléctrica de aproximadamente 693 MW.

El proyecto fue originalmente encargado en 1979 y su construcción comenzó en 1981, aunque atravesó décadas de interrupciones.

Las obras fueron suspendidas en 1994 cuando la central tenía alrededor del 81% de avance.

A partir de 2006 se retomó el programa para completar la instalación. Atucha II alcanzó su primera criticidad en junio de 2014, se conectó posteriormente a la red eléctrica y llegó a plena potencia en febrero de 2015.

La central recibió además durante mayo de 2026 una nueva licencia de operación por diez años, que permite su funcionamiento hasta mayo de 2036, sujeta al cumplimiento de los requisitos regulatorios correspondientes.

Ese horizonte operativo hace todavía más importante resolver el almacenamiento de combustible.

La central puede contar con autorización para seguir generando energía, pero también necesita infraestructura suficiente para manejar de manera segura los elementos que retira del núcleo durante las recargas.

El ASECG II forma parte de esa infraestructura.

La energía nuclear representa una porción relativamente acotada pero estable del sistema eléctrico argentino. Su principal característica es la capacidad de entregar grandes volúmenes de generación de manera continua, sin depender de condiciones climáticas.

Argentina cuenta actualmente con Atucha I, Atucha II y Embalse como centrales nucleares de potencia.

En paralelo, el país analiza nuevos proyectos vinculados con reactores modulares y continúa desarrollando capacidades industriales y tecnológicas en el sector.

Pero mantener las centrales existentes también requiere inversiones.

Sistemas de seguridad, mantenimiento, almacenamiento de combustible y modernizaciones son tan importantes como la construcción de nuevas unidades.

El avance del depósito de Atucha II muestra precisamente esa dimensión menos visible de la actividad nuclear.

No suma nuevos megavatios ni implica una nueva central. Su objetivo es otro: eliminar un cuello de botella operativo antes de que las piletas alcancen su capacidad máxima.

Con espacio para 50.000 elementos combustibles, ventilación pasiva y equipamiento desarrollado por la industria local, el nuevo sistema se convierte así en una pieza fundamental para que Atucha II pueda aprovechar plenamente su licencia de operación hasta 2036.

El Proyecto Los Azules aseguró US$ 240 millones de financiamiento para continuar su desarrollo en San Juan y avanzar hacia una decisión final de inversión prevista para mediados de 2027.

McEwen Copper confirmó el 27 de agosto el cierre de un préstamo garantizado a cuatro años, cuyos fondos serán destinados principalmente a ingeniería, trabajos tempranos y actividades necesarias para acercar el proyecto cuprífero a su etapa de construcción.

El financiamiento fue aportado por un sindicato encabezado por Sprott Natural Resource Investment Partners, que comprometió US$ 112 millones.

El empresario y presidente de McEwen, Rob McEwen, aportó otros US$ 85 millones, mientras que distintos prestamistas completaron los US$ 43 millones restantes.

El préstamo tendrá una tasa anual del 12%, con intereses pagaderos mensualmente y vencimiento del capital al final del cuarto año.

Además, los prestamistas recibirán 15.000 warrants de compra de acciones de McEwen Copper por cada millón de dólares desembolsado, con un precio de ejercicio de US$ 40 por acción y una vigencia de cinco años.

La operación proporciona liquidez mientras la compañía avanza en un paquete financiero mucho mayor para construir la mina.

McEwen Copper designó en mayo a Société Générale como asesor financiero exclusivo para estructurar el financiamiento integral del proyecto.

En paralelo, la empresa analiza una eventual oferta pública inicial de acciones de McEwen Copper.

Los Azules está ubicado en el departamento Calingasta, en plena cordillera sanjuanina, y es considerado uno de los proyectos de cobre más relevantes de Argentina.

La compañía apunta a tomar una decisión final de inversión hacia mediados de 2027, mientras que el comienzo de producción comercial de cátodos de cobre está proyectado para 2030, siempre sujeto a financiamiento, permisos y aprobaciones correspondientes.

El proyecto avanzó de manera significativa durante la campaña 2025-2026.

La empresa completó más de 5.600 metros de perforaciones, con resultados geotécnicos que, según McEwen, estuvieron por encima de lo esperado y permitirán optimizar el diseño del futuro rajo abierto.

También se realizaron perforaciones para verificar la ubicación prevista del área de almacenamiento de roca del sector nordeste.

En materia de ingeniería, la compañía informó que los trabajos necesarios para llegar a la decisión final de inversión se encuentran adelantados respecto del cronograma.

Los principales paquetes de equipos de proceso ya comenzaron a adjudicarse.

La ingeniería para los sistemas de extracción por solventes y electroobtención, planta de ácido sulfúrico y trituración fue asignada a Metso, mientras que la licitación de la flota minera se encuentra en evaluación final.

La selección del contratista EPCM —responsable de ingeniería, compras y gestión de construcción— está prevista para el cuarto trimestre de 2026.

El impacto laboral también comienza antes de que exista una mina.

Durante el pico de actividad de la última campaña, Los Azules empleó a más de 500 personas, de las cuales aproximadamente 90% fueron contratadas en San Juan.

McEwen Copper informó además que cerca de 2.000 residentes de Calingasta participaron de programas de capacitación técnica asociados al proyecto.

La compañía viene planteando un modelo productivo basado en la elaboración de cátodos de cobre dentro de Argentina, en lugar de exportar únicamente concentrado.

También apunta a reducir consumo de agua y emisiones en comparación con esquemas convencionales de procesamiento de cobre.

El contexto internacional favorece la búsqueda de financiamiento para proyectos cupríferos.

La demanda asociada con redes eléctricas, generación renovable, vehículos eléctricos y centros de datos aumentó el interés de inversores por nuevos depósitos capaces de entrar en producción durante la próxima década.

Argentina no produce cobre a escala comercial desde el cierre de Bajo de la Alumbrera, pero posee una cartera de grandes proyectos en San Juan, Mendoza, Catamarca y Salta.

El desafío es transformar recursos geológicos en minas efectivamente financiadas.

En ese punto, los US$ 240 millones conseguidos por Los Azules tienen un significado concreto.

No financian todavía la construcción completa de la mina, pero permiten sostener ingeniería, obras tempranas y preparación mientras se estructura el paquete de capital definitivo.

El calendario ahora tiene dos fechas centrales: decisión final de inversión en 2027 y producción comercial objetivo en 2030.

Entre ambas existe todavía un largo camino. Pero desde agosto, Los Azules dispone de US$ 240 millones adicionales para recorrerlo.

La minera china Ganfeng Lithium profundizó su apuesta por Argentina con una inversión de US$ 180 millones y un acuerdo para integrar tres proyectos de litio ubicados en la provincia de Salta dentro de una única operación de gran escala.

El acuerdo definitivo fue anunciado el 24 de agosto junto con Lithium Argentina y contempla la consolidación de Pozuelos-Pastos Grandes, Pastos Grandes y Sal de la Puna bajo una nueva sociedad denominada PPG JV.

El objetivo productivo es ambicioso: desarrollar una capacidad total de 150.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente, distribuidas en tres etapas de aproximadamente 50.000 toneladas cada una.

De concretarse a esa escala, PPG quedaría entre los desarrollos de litio más importantes de Argentina.

La nueva sociedad tendrá a Ganfeng como accionista mayoritario y operador, con una participación del 67%, mientras que Lithium Argentina conservará el 33%.

Las decisiones centrales vinculadas con presupuestos, financiamiento y planes de desarrollo requerirán, sin embargo, la aprobación de ambas compañías.

El acuerdo no empieza de cero. Entre adquisiciones de propiedades y trabajos de desarrollo, las empresas estiman que los activos involucrados ya acumulan alrededor de US$ 1.800 millones de inversión histórica.

La estrategia es integrar infraestructura y recursos de tres propiedades contiguas dentro de una misma cuenca productiva, evitando duplicaciones de instalaciones y generando economías de escala.

En paralelo con la creación de PPG, Ganfeng realizará una inversión estratégica de US$ 180 millones en Lithium Argentina mediante un bono convertible sin garantías, con vencimiento a seis años.

El instrumento tendrá una tasa anual del 4% y podrá convertirse en acciones de Lithium Argentina a un precio de US$ 12,50 por título.

Ese valor implica una prima cercana al 96% frente al promedio ponderado de cotización de los cinco días anteriores al 21 de agosto.

Lithium Argentina utilizará los fondos, junto con efectivo disponible, para cancelar deuda convertible por US$ 259 millones con vencimiento en enero de 2027.

La operación permitirá además terminar una línea de crédito existente por US$ 130 millones y liberar garantías y derechos preferenciales de compra de producción asociados a ese financiamiento.

Ganfeng ya posee aproximadamente 9,6% de las acciones de Lithium Argentina. Si el bono fuera convertido completamente, su participación podría crecer hasta aproximadamente 16,1% sobre una base totalmente diluida.

La relación entre ambas compañías tiene antecedentes sólidos en Argentina.

Ganfeng y Lithium Argentina son socios en Cauchari-Olaroz, en Jujuy, actualmente una de las mayores operaciones de litio por salmuera del país. Allí Ganfeng posee 46,7%, Lithium Argentina 44,8% y la empresa estatal jujeña JEMSE el 8,5% restante.

Esa experiencia es una de las bases utilizadas ahora para escalar el desarrollo en Salta.

El CEO de Ganfeng, Wang Xiaoshen, señaló que las compañías llevan casi una década trabajando juntas y acumulan más de US$ 2.000 millones de inversión combinada en el sector argentino del litio.

La aspiración conjunta es superar las 200.000 toneladas anuales de capacidad de carbonato de litio equivalente considerando los proyectos asociados de ambas compañías.

La nueva plataforma salteña todavía debe atravesar pasos relevantes antes de llegar a esa escala.

La operación societaria está prevista para cerrarse en septiembre de 2026 y necesita aprobaciones regulatorias y bursátiles.

Además, PPG presentó durante el primer trimestre del año una solicitud para ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones. La presentación contempla el desarrollo completo de 150.000 toneladas anuales y las empresas esperan una definición antes de fin de año.

En paralelo, ambas compañías trabajan sobre el esquema de financiamiento del proyecto, que podría incluir deuda específica y eventualmente el ingreso de un inversor estratégico minoritario.

La operación de agosto no significa, por lo tanto, que las 150.000 toneladas comiencen a producirse inmediatamente.

Pero sí resuelve una parte importante del rompecabezas: define propietarios, operador, estructura societaria, objetivos de capacidad y una inyección adicional de US$ 180 millones.

En una industria donde numerosos proyectos compiten por capital, infraestructura y tecnología, Ganfeng decidió profundizar su posición en Argentina.

Y Salta queda en el centro de esa estrategia.

Newmont profundiza su apuesta por la minería argentina con una inversión de US$ 800 millones en Cerro Negro, su operación de oro ubicada en la provincia de Santa Cruz. El desembolso está vinculado con las obras y desarrollos necesarios para extender la vida útil del yacimiento, aumentar su horizonte productivo y sostener una de las principales operaciones auríferas del país.

La cifra fue presentada por María Eugenia Sampalione, directora ejecutiva de Newmont para Argentina, durante la 23° edición del Council of the Americas realizada en Buenos Aires. Allí, la ejecutiva detalló el impacto que las inversiones de la compañía ya están teniendo sobre empleo, proveedores y desarrollo territorial.

Según los datos expuestos por Newmont, el programa de inversión permitió generar 330 nuevos puestos de trabajo y contratar alrededor de US$ 96 millones a proveedores locales en apenas tres meses.

Cerro Negro es una mina subterránea ubicada en el macizo del Deseado, una de las regiones geológicas más importantes para la producción de oro y plata en Argentina. La operación pertenece en un 100% a Newmont y constituye uno de sus principales activos en América Latina.

La compañía trabaja actualmente en el denominado Cerro Negro District Expansion 1, un programa que contempla el desarrollo simultáneo de los distritos Marianas y Eastern.

De acuerdo con información corporativa de Newmont, esta expansión permitirá incorporar aproximadamente 3,5 millones de onzas de oro y extender la vida útil de Cerro Negro más allá de 2038.

Para esa fase específica, la minera estima inversiones de desarrollo de entre US$ 550 millones y US$ 600 millones. Ese programa forma parte del desembolso más amplio que Newmont viene realizando sobre la operación argentina.

El proyecto había atravesado una pausa de aproximadamente un año mientras la compañía revisaba sus prioridades de asignación de capital y aplicaba mejoras de seguridad y productividad. Durante 2026, Newmont reactivó los trabajos destinados a extender la vida de la mina.

La expansión tiene un valor estratégico porque Cerro Negro opera desde hace más de una década y su continuidad depende de incorporar nuevas áreas mineralizadas a la secuencia de producción.

A diferencia de un proyecto greenfield, donde es necesario construir toda la infraestructura desde cero, Cerro Negro cuenta con instalaciones productivas, caminos, energía, campamentos y plantas ya desarrolladas. La inversión está orientada principalmente a acceder a nuevos sectores del depósito y aprovechar esa infraestructura existente durante más años.

Newmont informó al mercado que espera que la producción de Cerro Negro aumente durante la segunda mitad de 2026 gracias a mayores tasas de extracción y al acceso a sectores con mejores leyes minerales.

Para todo el año, la compañía proyectó una producción cercana a 220.000 onzas de oro en la operación santacruceña.

A finales de 2025, Cerro Negro contaba con aproximadamente 3 millones de onzas de oro en reservas y otros 1,7 millones de onzas clasificadas como recursos. También registraba reservas de alrededor de 20,3 millones de onzas de plata.

La ampliación de la vida útil resulta central para convertir una mayor parte de esos recursos y nuevas zonas mineralizadas en producción económicamente viable.

El impacto económico trasciende los límites físicos de la mina.

Los US$ 96 millones contratados con proveedores locales en un período de tres meses muestran la magnitud de la cadena de suministros que rodea a una operación minera subterránea: transporte, mantenimiento, equipos, construcción, alojamiento, alimentación, servicios técnicos y profesionales forman parte del entramado necesario para sostener la actividad.

La compañía también vinculó el desarrollo de Cerro Negro con inversiones de infraestructura fuera del yacimiento.

Newmont participa junto con organismos internacionales y autoridades provinciales en iniciativas destinadas a mejorar infraestructura energética en Santa Cruz, entre ellas una nueva línea de alta tensión entre Bajo Caracoles y Los Antiguos.

Ese proyecto contempla una inversión cercana a US$ 40 millones y apunta a beneficiar a aproximadamente 15.000 habitantes, además de sectores productivos de la región.

La combinación de inversión minera e infraestructura refleja una tendencia que comienza a adquirir mayor importancia en las provincias productoras: utilizar el desarrollo de grandes operaciones para ampliar capacidades que también puedan ser aprovechadas por otras actividades económicas.

Cerro Negro ya incorporó además tecnología poco habitual dentro de la minería subterránea argentina. En 2022 se convirtió en la primera operación subterránea del país en utilizar un vehículo automatizado de carga, transporte y descarga controlado desde una estación ubicada en superficie.

La automatización permite reducir la exposición de trabajadores en determinadas zonas de la mina y mejorar la continuidad de las operaciones.

A escala global, Newmont es uno de los mayores productores de oro del mundo. Para 2026, la compañía proyecta una producción atribuible de aproximadamente 5,3 millones de onzas de oro en su cartera internacional.

Dentro de ese portafolio, Cerro Negro representa una operación de menor escala que otros activos globales de la compañía, pero ocupa una posición estratégica por su potencial geológico y por las posibilidades de extender el distrito mediante nuevos desarrollos.

El programa de US$ 800 millones anunciado en Argentina muestra que Newmont todavía ve espacio para seguir invirtiendo en el yacimiento.

La apuesta no consiste solamente en mantener una mina existente. El objetivo es ampliar sus reservas explotables, desarrollar nuevos sectores subterráneos y llevar su horizonte productivo más allá de la próxima década.

Con 330 nuevos empleos, casi US$ 100 millones contratados a proveedores locales en tres meses y un plan para extender Cerro Negro más allá de 2038, la inversión vuelve a poner al oro de Santa Cruz entre los principales proyectos mineros en ejecución del país.

YPF da un nuevo paso en la evolución de su ecosistema digital. Desde el 18 de agosto, los usuarios de App YPF pueden comprar y vender acciones de la compañía directamente desde la aplicación, durante el horario de mercado.

Con esta nueva funcionalidad, YPF lleva el acceso al mercado de capitales a una plataforma que ya forma parte de la vida cotidiana de millones de argentinos.

La iniciativa busca hacer más simple y accesible la posibilidad de ser accionista de YPF. Luego del split de acciones realizado el 4 de agosto, que dividió cada acción en diez, el valor de cada título se redujo proporcionalmente, facilitando el acceso a nuevos inversores.

La incorporación de esta funcionalidad es posible gracias a la alianza estratégica entre YPF y Santander, que permite administrar los fondos de los usuarios de App YPF y sumar nuevas alternativas dentro del ecosistema financiero de la aplicación.

Primero fue la posibilidad de remunerar los saldos y ahora se incorpora la opción de invertir en acciones de YPF. Así, App YPF consolida una propuesta que permite “Fondear, Remunerar e Invertir” desde un mismo lugar, de manera simple y segura.

Además, suma el acceso al mercado de capitales a un ecosistema que ya permite pagar en estaciones de servicio, realizar transferencias, pagar servicios y recargas y mantener los saldos remunerados.

De esta manera, ser dueño de YPF pasa a estar al alcance de más personas.

Argentina LNG presentó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el desarrollo de su proyecto integrado de producción y exportación de gas natural licuado (GNL), con una inversión acumulada estimada de USD 51.000 millones durante todo el proyecto. Se trata de la mayor inversión privada de la historia argentina y la más elevada presentada para un proyecto RIGI hasta el momento.

El proyecto, impulsado por YPF, Eni y XRG, contempla el desarrollo de una cadena de valor integrada que permitirá transformar los recursos de gas natural de Vaca Muerta en exportaciones de GNL destinadas a los mercados internacionales.

Su diseño incluye la producción de gas rico en Neuquén, infraestructura dedicada de transporte, plantas de procesamiento, trenes de fraccionamiento de líquidos y dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cuya capacidad será de 12 MTPA en conjunto y que operarán frente a la costa de Río Negro, en el Golfo San Matías.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, afirmó: “La adhesión al RIGI es un paso fundamental para avanzar con un proyecto que abrirá una nueva etapa para la Argentina como exportador global de energía. Estamos hablando de una plataforma de crecimiento que generará empleo, desarrollo tecnológico, proveedores locales y una inserción internacional inédita para nuestro país”.

La solicitud de adhesión al RIGI constituye un hito clave para el desarrollo de Argentina LNG. El régimen proporciona un marco de estabilidad jurídica, fiscal, aduanera y cambiaria de largo plazo, fundamental para viabilizar proyectos de infraestructura energética de gran escala, intensivos en capital y orientados a la exportación. Estas condiciones son consideradas esenciales para atraer inversión y financiamiento internacional a largo plazo, necesarios para la ejecución de este tipo de iniciativas.

Se estima que el proyecto genere ingresos por exportaciones cercanos a USD 10.000 millones anuales durante dos décadas, contribuyendo significativamente al fortalecimiento de la balanza comercial y al ingreso de divisas para el país.

El plan de inversiones contempla un desembolso total estimado de USD 51.000 millones a lo largo de todo el proyecto. Hasta 2031, fecha prevista para la puesta en operación de las dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), se estima un nivel de inversión cercano a los USD 29.000 millones.

De ese monto, aproximadamente USD 24.000 millones estarán destinados al desarrollo de infraestructura estratégica, incluyendo los complejos industriales, ductos dedicados, instalaciones portuarias y las dos unidades FLNG, mientras que alrededor de USD 5.000 millones se invertirán en el desarrollo del upstream y la perforación de los pozos necesarios para alcanzar el nivel de producción que permitirá abastecer a plena capacidad ambas unidades de licuefacción.

Durante la etapa de construcción del proyecto, una parte sustancial de la inversión será financiada bajo un esquema de Project Finance, obtenida en los mercados internacionales, una de las soluciones más utilizadas a nivel mundial para grandes proyectos de infraestructura energética.

Este financiamiento estará respaldado por contratos de exportación de largo plazo con compradores internacionales con calificación “investment grade”.

En la etapa de construcción, prevista entre 2026 y 2030, Argentina LNG generará aproximadamente 20.000 puestos de trabajo anuales, entre directos, indirectos e inducidos, alcanzando picos de hasta 40.000 trabajadores durante los períodos de mayor actividad, previstos para el tercer año del proyecto.

Para la fase de operación y a lo largo de toda su vida útil, el proyecto sostendrá alrededor de 8.000 puestos de trabajo anuales, entre empleos directos e indirectos, contribuyendo al desarrollo económico de Neuquén, Río Negro y de toda la cadena de valor energética nacional.

Asimismo, se prevé una fuerte participación de proveedores nacionales, con una contratación estimada de USD 15.000 millones en bienes y servicios, impulsando el crecimiento de la industria local y el desarrollo de capacidades productivas asociadas al sector energético.

Los valores y proyecciones incluidos son estimaciones realizadas sobre la base de la información disponible a la fecha y podrán variar en función de la evolución del proyecto y de otras variables externas.

El Gobierno y las provincias del norte grande alcanzaron un acuerdo histórico para cuidar el bolsillo, evitar futuros reclamos y redefinir el esquema de subsidios a la energía eléctrica en las zonas cálidas y muy cálidas. En una reunión convocada sin perder tiempo, la Casa Rosada dio una respuesta concreta a un reclamo de años de los gobernadores, garantizando un alivio en la boleta frente al alto consumo que imponen las elevadas temperaturas en la región.

Diego Santilli es hoy el hombre que administra el temario político del Gobierno, y su vinculación con líderes del Interior permitió adelantar plazos y resolver. El encuentro de la Mesa de Diálogo juntó al ministro de Economía, Luis Caputo, y al jefe de Gabinete, Santilli, con los principales líderes de la región: los gobernadores Raúl Jalil (Catamarca), Gustavo Sáenz (Salta), Leandro Zdero (Chaco), Juan Pablo Valdés (Corrientes) y Carlos Sadir (Jujuy). También estuvieron la secretaria de Energía, María Tettamanti, el secretario coordinador Daniel González y los equipos técnicos de las diez provincias del norte. 

La iniciativa reconoce esencialmente el calor agobiante del norte argentino, donde el uso de refrigeración no es un lujo, sino una necesidad básica durante los meses de verano. Con esta medida, Nación y los gobernadores buscan acompañar a las familias de la región para que puedan enfrentar las marcas térmicas superiores a los 40 grados sin sufrir un impacto desmedido en sus presupuestos.

Las claves de la medida

Después de la jornada, los funcionarios destacaron el valor del trabajo en conjunto. Diego Santilli resaltó el dinamismo de la negociación: "En menos de una semana escuchamos el reclamo de los gobernadores, nos sentamos a trabajar y encontramos una solución. Es un reclamo histórico del Norte y demostramos que, cuando hay diálogo y voluntad de encontrar soluciones, Nación y provincias pueden trabajar juntas y dar respuestas concretas a la gente".

En la misma línea, Luis Caputo remarcó el impacto positivo del consenso: "En el marco de la Mesa de Diálogo con los gobernadores del Norte, junto con Diego Santilli y la Secretaría de Energía, consensuamos una propuesta para redefinir los subsidios a la energía en las zonas cálidas y muy cálidas, un reclamo histórico de las provincias. Acordamos trabajar en conjunto para avanzar en su implementación lo antes posible".

Este entendimiento sienta un importante antecedente de gestión federal, demostrando la capacidad de la administración nacional para coordinar soluciones ágiles junto a las provincias y amortiguar el efecto del tarifazo en las economías familiares del interior. Las comisiones técnicas mantendrán sus tareas abiertas para que el nuevo cuadro de subsidios entre en vigencia de cara a los meses más calurosos.

Arcor sumó generación renovable directamente al corazón de una de sus plantas industriales. El grupo inauguró en Recreo, Catamarca, su primer proyecto bajo el esquema de parques solares distribuidos, con una potencia instalada de 6,6 MW, 11.000 paneles y una inversión de US$ 3,8 millones.

El parque fue construido junto al complejo industrial que la compañía opera en Recreo y permitirá cubrir aproximadamente 90% del consumo eléctrico de esas instalaciones con energía solar.

La planta tiene una generación anual estimada de 11.140 MWh y ocupa alrededor de 12 hectáreas. Los 11.000 paneles fueron suministrados por la fabricante china Trina Solar, uno de los principales productores mundiales de módulos fotovoltaicos.

El proyecto demandó siete meses de construcción y fue financiado íntegramente con capital propio de Arcor. Según la compañía, el ahorro generado por el autoconsumo permitirá amortizar la inversión en aproximadamente cuatro años.

La localización fue una decisión estratégica. El parque se encuentra literalmente junto a las tres plantas del complejo industrial de Recreo, lo que permite utilizar gran parte de la electricidad en el mismo lugar donde se genera.

Eso reduce pérdidas, disminuye la dependencia de la red para parte del consumo y evita la necesidad de transportar electricidad durante cientos de kilómetros desde grandes parques renovables.

Cuando la producción solar supere el consumo instantáneo del complejo, los excedentes podrán ser inyectados al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

La inauguración contó con la presencia del gobernador de Catamarca, Raúl Jalil; autoridades provinciales y municipales; el presidente del Grupo Arcor, Alfredo Pagani; y directivos de la compañía.

El nuevo parque forma parte de una estrategia energética más amplia del grupo. Arcor opera 37 plantas distribuidas en nueve provincias argentinas, cada una con perfiles de consumo y condiciones de suministro diferentes.

Actualmente, la empresa genera por cuenta propia aproximadamente 55% de la energía que consume en sus operaciones. Con la incorporación del parque solar de Recreo, busca acercar ese nivel al 60%.

Bruno Brunetti, gerente Corporativo de Energía y Servicios del Grupo Arcor, explicó que la compañía administra de manera integrada las distintas fuentes de generación y los consumos de sus plantas. Cada complejo industrial cuenta con una estrategia específica para garantizar abastecimiento y reducir costos.

El esquema de Recreo introduce además un concepto que puede ganar peso en la industria argentina: generación renovable asociada directamente a centros de consumo.

Durante los últimos años, buena parte del crecimiento solar y eólico se concentró en parques de gran escala ubicados lejos de las industrias que finalmente consumen esa energía. Ese modelo requiere capacidad disponible en líneas de alta tensión.

Argentina enfrenta actualmente restricciones de transporte eléctrico en distintas regiones. Por eso, instalar generación cerca de las plantas puede convertirse en una alternativa para compañías que necesitan ampliar su abastecimiento sin depender únicamente de nuevas obras en la red.

El parque solar de Arcor es relativamente pequeño comparado con grandes desarrollos renovables que superan los 100 o 200 MW, pero su lógica es diferente. No fue construido principalmente para vender energía al mercado eléctrico, sino para reemplazar una parte importante del consumo propio de una operación industrial existente.

La inversión de US$ 3,8 millones permite dimensionar también la mejora de competitividad que tuvo la tecnología fotovoltaica. La reducción del costo de paneles durante los últimos años hizo posible que proyectos industriales de algunos megavatios tengan períodos de recupero que pueden resultar atractivos para empresas privadas.

Catamarca suma así una nueva instalación renovable en una provincia donde la disponibilidad de radiación solar es uno de los principales recursos energéticos.

El desarrollo solar también tiene sinergias con el crecimiento minero de la región. Los proyectos de litio y cobre requerirán durante los próximos años cantidades crecientes de electricidad, y distintas compañías analizan soluciones renovables, almacenamiento y generación cercana a los puntos de consumo.

En el caso de Arcor, el objetivo inmediato es industrial. Los 11.000 paneles, los 6,6 MW instalados y los 11.140 MWh anuales proyectados deberán cubrir nueve de cada diez unidades de energía consumidas por su complejo de Recreo.

Más que un gran parque conectado a distancia, el proyecto funciona como una usina al lado de la fábrica. Esa característica puede convertirlo en un modelo interesante para otras industrias argentinas que buscan bajar costos, aumentar previsibilidad y sumar renovables sin esperar nuevas líneas de transmisión.

En el marco de su 30° aniversario, la Fundación YPF realizó el Encuentro Anual de Becarios, reuniendo a 250 estudiantes de carreras vinculadas a la energía provenientes de distintos puntos del país. La apertura de la 13.ª edición del encuentro se realizó en el Teatro Colón de la Ciudad de Buenos Aires.

Durante las cuatro jornadas, los becarios recorrieron instalaciones estratégicas de YPF y sus empresas vinculadas, incluyendo los Centros de Monitoreo en Tiempo Real (RTIC), la Refinería de Ensenada, los laboratorios de Y-TEC y la Central Térmica Dock Sud de YPF Luz. Estas experiencias les permitieron conocer de cerca la tecnología, la innovación y el trabajo de los profesionales que impulsan los principales proyectos de la compañía.

Durante la apertura del encuentro, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo: “La Fundación YPF es un ejemplo para la Argentina por su continuidad y por los extraordinarios resultados que ha logrado a lo largo de los años. La inversión en educación es la forma de generar oportunidades y construir futuro. Desde YPF no buscamos que quienes participan de estos programas trabajen necesariamente en la compañía; nuestro objetivo es que puedan superarse en la vida y contribuir con su talento al desarrollo del país, formando los profesionales que necesita toda la industria”.

Por su parte, el director ejecutivo de Fundación YPF, Gustavo Schiappacasse, señaló: “Estamos orgullosos de formar a los estudiantes que van a ser los futuros profesionales de la industria y los protagonistas del desarrollo energético del país”. Además, agregó: “Este es un momento muy especial para todos nosotros, porque celebramos 30 años de compromiso con la educación, acompañando a miles de estudiantes en su desarrollo académico y profesional, y contribuyendo al crecimiento de las comunidades donde YPF desarrolla sus operaciones”.

Como parte de las actividades, los becarios también recorrieron el buque regasificador ubicado en Escobar, la terminal de despacho de combustibles en Puerto Dock Sud y participaron de talleres orientados al fortalecimiento de habilidades como innovación, comunicación, oratoria y preparación para el mundo laboral.

YPF creó la Fundación YPF el 5 de agosto de 1996 con el objetivo de impulsar el desarrollo energético del país a través de la educación, la formación de talento y el fortalecimiento de las comunidades vinculadas a la energía.

A lo largo de estos 30 años, la Fundación consolidó un modelo de impacto educativo basado en la formación técnica, la divulgación científica, las becas universitarias, el desarrollo local, la transformación digital y la articulación con el sistema educativo y productivo.

En ese período, alcanzó de manera directa a más de 750.000 personas mediante programas educativos, actividades con escuelas y universidades, formación técnica y digital, propuestas de divulgación científica, becas y aulas móviles.

Más de 4.000 estudiantes de distintas provincias participaron del programa de becas universitarias, orientado a promover el ingreso, la permanencia y la graduación en carreras vinculadas al desarrollo energético.

Asimismo, 550.000 estudiantes de nivel primario y secundario participaron de actividades de divulgación científica como el Show de la Energía, la Sala de Escape, los Clubes de Energía, el Aula Móvil de Energía Argentina y el programa Vocaciones.

En paralelo, unas 200.000 personas participaron de cursos y programas de formación técnica y digital, tanto presenciales como online, en disciplinas vinculadas a la energía, automatización y robótica, instrumentación industrial, energías renovables, desarrollo web, datos e inteligencia artificial.

La Fundación también distribuyó más de 200.000 publicaciones, kits educativos y equipamiento tecnológico para acompañar procesos pedagógicos y de capacitación en escuelas, universidades y centros de formación.

Además, implementó programas de desarrollo en 80 localidades de todo el país, promoviendo estrategias de planificación para municipios, asistencias técnicas y acciones educativas, comunitarias y culturales.

En 2026, junto con empresas operadoras y de servicios de la industria del petróleo y el gas, la Fundación YPF impulsó y lideró la creación del Instituto de Formación Técnica Vaca Muerta, un centro de capacitación destinado a fortalecer la formación de los futuros profesionales del sector.

Cauchari-Olaroz aseguró nuevo financiamiento para avanzar con su próxima etapa de crecimiento. Lithium Argentina informó el cierre de líneas de deuda por US$ 220 millones para fortalecer la estructura financiera de Minera Exar mientras continúa el plan de expansión del complejo de litio ubicado en Jujuy.

El anuncio fue realizado el 5 de agosto y tiene como telón de fondo la denominada Etapa 2 de Cauchari-Olaroz, que busca incorporar otras 45.000 toneladas anuales de capacidad de producción de carbonato de litio equivalente.

La operación está desarrollada por Minera Exar S.A., una sociedad integrada por Ganfeng Lithium con 46,7%, Lithium Argentina con 44,8% y JEMSE, la empresa estatal jujeña, con 8,5%.

El nuevo financiamiento se divide en dos líneas. La primera, por US$ 50 millones, fue cerrada en junio de 2026 con un plazo de dos años y se utilizó para reemplazar líneas de crédito de corto plazo que ya estaban vigentes.

La segunda es la novedad de agosto: US$ 170 millones obtenidos a través de un sindicato de bancos internacionales. Tiene un plazo de tres años y una tasa de interés inferior al 5%, una condición que la compañía destacó como competitiva para una operación de esta escala.

En conjunto, ambas líneas alcanzan los US$ 220 millones y no están garantizadas con activos específicos del proyecto. Esto permite a la compañía sumar liquidez sin comprometer directamente parte de su infraestructura productiva.

Sam Pigott, CEO de Lithium Argentina, señaló que el financiamiento refleja la confianza del mercado en la operación, la alianza con Ganfeng y la capacidad de generación de caja de Cauchari-Olaroz.

La obtención de fondos ocurre en un momento particularmente importante para el complejo jujeño. La empresa trabaja en la expansión de la planta con el objetivo de sumar 45.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente a la capacidad actual.

El proyecto está ubicado en el salar Cauchari-Olaroz, dentro de la Puna jujeña, a más de 3.900 metros sobre el nivel del mar. Se trata de uno de los desarrollos de litio más grandes actualmente en operación en Argentina.

La expansión implica mucho más que incorporar equipos. Para producir mayores volúmenes se necesitan nuevas instalaciones, pozos, infraestructura de procesamiento, energía, sistemas de transporte y capacidad logística suficiente para mover insumos y producción desde una región alejada de los grandes centros industriales.

Cauchari-Olaroz forma parte del proceso que convirtió a Jujuy, Salta y Catamarca en el núcleo de la minería de litio argentina. En los últimos años, distintas operaciones comenzaron a pasar de la etapa exploratoria a producción efectiva, elevando la capacidad exportadora del país.

La nueva inversión se produce además en un mercado que atravesó una fuerte corrección de precios después de los máximos registrados entre 2022 y 2023. Esa situación obligó a numerosas compañías a revisar cronogramas y costos.

Que Cauchari-Olaroz consiga financiamiento internacional en ese contexto representa una señal relevante. Los bancos no están financiando únicamente una expectativa geológica, sino una operación que ya produce y genera flujo de caja.

El esquema accionarial también aporta una característica particular. Ganfeng Lithium es uno de los mayores grupos de litio del mundo, mientras Lithium Argentina es una compañía especializada en activos argentinos. JEMSE permite a la provincia participar directamente del proyecto a través de su empresa estatal.

Argentina compite actualmente con Australia, Chile, China y otros productores por una demanda internacional vinculada principalmente con baterías para vehículos eléctricos y sistemas de almacenamiento energético.

La volatilidad de precios no eliminó las proyecciones de crecimiento de largo plazo. Automotrices y fabricantes de baterías continúan buscando contratos y proveedores capaces de asegurar grandes volúmenes durante varios años.

Por ese motivo, la escala se convirtió en una ventaja competitiva. Las operaciones capaces de producir más toneladas y distribuir costos sobre mayores volúmenes tienen mejores herramientas para atravesar ciclos de precios bajos.

La segunda etapa de Cauchari-Olaroz apunta precisamente a ese objetivo: aumentar capacidad, mejorar competitividad y fortalecer el peso del complejo dentro del mercado internacional.

El cierre de las líneas de deuda no significa que la expansión esté terminada. Pero aporta US$ 220 millones de flexibilidad financiera y acompaña un plan con una meta concreta: agregar otras 45.000 toneladas por año.

En una industria donde muchos proyectos todavía buscan financiamiento para comenzar, Cauchari-Olaroz parte desde una posición diferente. Ya produce litio, ya exporta y ahora busca crecer.

YPF y PedidosYa firmaron una alianza comercial que permitirá ampliar significativamente la presencia de las tiendas Full en el principal ecosistema de delivery de la Argentina.

A partir de este acuerdo, los productos de las tiendas Full estarán disponibles para delivery de manera exclusiva a través de la aplicación de PedidosYa. Además de sumar una nueva alternativa de compra para los consumidores, la alianza permitirá incrementar la visibilidad comercial de Full y ampliar su alcance a través de la principal plataforma de delivery del país.

"Las tiendas Full son un reflejo de lo que somos como compañía. Creemos que la calidad, la experiencia y la cercanía con el cliente son fundamentales, y esta alianza nos permitirá llevar esa propuesta a millones de personas de una manera más simple, rápida y conveniente", afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

Por su parte, Esteban Gutierrez, CEO de PedidosYa, destacó: “En PedidosYa trabajamos todos los días para simplificarle la vida a nuestros usuarios. El acuerdo con un socio estratégico de la talla de YPF refuerza nuestro compromiso y presencia federal, permitiendo llevar nuestra propuesta de valor a todos los rincones del país. Esta alianza permite que cualquier persona, en cualquier provincia, pueda recibir la experiencia Full en la puerta de su casa de manera simple, conveniente y en cuestión de minutos”.

Actualmente, más de 60 tiendas Full distribuidas en 14 provincias ya forman parte de la plataforma PedidosYa, con un destacado desempeño en ciudades como Bahía Blanca, Bariloche, Comodoro Rivadavia, Rafaela y Pinamar.

Con esta nueva etapa, ambas compañías se proponen alcanzar más de 600 sucursales Full activas dentro de la aplicación antes de fin de año.

A través de esta alianza, YPF y PedidosYa combinan el potencial de la red de tiendas Full con la tecnología, la logística y el alcance de la plataforma líder de delivery del país, creando una propuesta que permitirá llegar a más consumidores, desarrollar nuevas oportunidades comerciales y fortalecer la experiencia de compra en todo el territorio nacional.

Full continúa fortaleciendo su posicionamiento como una de las marcas de conveniencia más relevantes del país. En el último año, el conocimiento de marca creció seis puntos y su valorización superó los USD 600 millones.

Este crecimiento también se refleja en sus ventas, con más de 3 millones de cafés y 900.000 hamburguesas comercializadas por mes, además de un incremento del 30% en las ventas de alfajores Full durante 2026.

PedidosYa es una compañía de tecnología especializada en delivery y quick-commerce que opera en 15 países de Latinoamérica. Desde 2020 desarrolla PedidosYa Market, un formato de mercado 100% digital que entrega alimentos y artículos para el hogar en pocos minutos.

Desde 2014 forma parte de Delivery Hero, plataforma global de delivery con sede en Berlín, Alemania.

El Proyecto Vicuña volvió a generar una noticia de peso en San Juan, esta vez fuera del yacimiento. La compañía acordó con el Gobierno provincial realizar un aporte anticipado de US$ 250 millones destinado a financiar obras de infraestructura, varios años antes de que el complejo minero comience su etapa productiva.

El entendimiento fue anunciado el 5 de agosto y firmado por el gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, junto con el CEO de Vicuña, Ron Hochstein, y el country director de la compañía, José Morea. El convenio deberá ahora ser tratado por la Cámara de Diputados provincial para adquirir fuerza de ley.

La cifra tiene una particularidad: no se trata de un préstamo ni de un adelanto recuperable. Según el acuerdo, los US$ 250 millones serán un aporte fijo, no reembolsable y no compensable, destinado exclusivamente a infraestructura vial, hídrica y de saneamiento.

El desembolso está previsto hacia fines del cuarto trimestre de 2026. Los fondos serán administrados mediante un fideicomiso específico y podrán utilizarse en obras públicas previamente definidas por la provincia.

El acuerdo incorpora además otro mecanismo de financiamiento de largo plazo. Una vez que el Proyecto Vicuña entre en producción, la compañía realizará aportes equivalentes al 1,5% del valor bruto de su facturación a un fideicomiso de infraestructura pública administrado y auditado por el Estado provincial.

El esquema busca vincular de manera directa el desarrollo minero con inversiones visibles fuera del área operativa. Las obras no estarán limitadas al sector minero: podrán mejorar infraestructura utilizada también por actividades agroindustriales, energéticas, turísticas y por comunidades de la provincia.

Vicuña Corp. es la empresa conjunta creada por BHP y Lundin Mining para desarrollar dos depósitos de escala mundial: Josemaría y Filo del Sol. Ambos se ubican en la cordillera sanjuanina, mientras que Filo del Sol también se extiende hacia la Región de Atacama, en Chile.

Josemaría es un proyecto avanzado de cobre, oro y plata. Filo del Sol, por su parte, es uno de los descubrimientos cupríferos más relevantes de los últimos años y concentra recursos de cobre, oro y plata que ubicaron al distrito entre los proyectos de mayor interés internacional.

El convenio firmado en agosto también busca ordenar los compromisos establecidos en la Declaración de Impacto Ambiental del proyecto y establecer reglas económicas de largo plazo. Uno de los puntos centrales es la estabilización de las regalías provinciales en 3% de los ingresos durante toda la vida útil del emprendimiento.

Esa estabilidad abarcará tanto las propiedades mineras actuales como eventuales incorporaciones futuras dentro del Proyecto Vicuña.

Para San Juan, el acuerdo representa un modelo poco habitual. Tradicionalmente, buena parte de los ingresos asociados con grandes desarrollos mineros comienza a percibirse cuando la producción y las exportaciones ya están en marcha. En este caso, la provincia recibirá recursos significativos durante una etapa previa.

El anticipo también permite comenzar obras necesarias para acompañar el crecimiento proyectado. Los megaproyectos de cobre requieren rutas, energía, agua, telecomunicaciones, transporte y servicios capaces de operar en zonas de alta cordillera.

La discusión sobre infraestructura se volvió central para la minería argentina porque varios de los grandes proyectos se localizan lejos de los principales centros urbanos y productivos. Sin rutas y redes adecuadas, incluso los yacimientos geológicamente más atractivos pueden enfrentar restricciones operativas.

San Juan concentra actualmente algunos de los mayores proyectos de cobre del país. Además de Vicuña, la provincia alberga desarrollos como Los Azules y El Pachón, lo que aumenta la presión sobre infraestructura que deberá atender simultáneamente las necesidades de distintas operaciones.

El acuerdo firmado con Vicuña intenta anticiparse a ese escenario. En lugar de esperar el inicio de la explotación, el esquema busca comenzar a financiar parte de la infraestructura antes de que aumente la demanda.

Para BHP y Lundin Mining, la previsibilidad también es una variable central. Los proyectos de cobre de esta escala requieren inversiones de varios miles de millones de dólares y horizontes que se extienden durante décadas. Un marco claro en materia de regalías, obligaciones ambientales y contribuciones económicas facilita la planificación financiera.

El convenio todavía necesita aprobación legislativa y el Proyecto Vicuña continúa atravesando distintas etapas previas a su construcción definitiva. Sin embargo, el aporte anticipado de US$ 250 millones constituye un hecho concreto que traslada parte de la discusión minera desde los recursos geológicos hacia la infraestructura.

San Juan apuesta a que el desarrollo del cobre no empiece a dejar resultados únicamente cuando salga la primera tonelada de mineral. Con este acuerdo, una parte del impacto podría comenzar bastante antes.

YPF alcanzó un nuevo hito operativo en Vaca Muerta al completar 203 horas continuas de bombeo de fractura entre el 2 y el 11 de julio en su bloque Bandurria.

La operación se extendió durante más de ocho días y once horas, fue monitoreada desde el Real Time Intelligence Center (RTIC) y se desarrolló de forma 100% remota y autónoma, sin registrar incidentes.

“Este logro nos acerca aún más a los estándares del Permian y demuestra que, cuando apostamos por la innovación, la tecnología y la excelencia operativa, podemos competir con los mejores del mundo”, señaló Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

“Cada récord que alcanzamos es una señal de que estamos construyendo hoy la capacidad de mañana para transformar el potencial energético argentino en más trabajo, más exportaciones y más desarrollo para el país”, agregó Marín.

El récord se suma a otro hito alcanzado durante junio, cuando YPF realizó 1.395 etapas de fractura, la cifra más alta en la historia de la compañía.

A nivel nacional, la Argentina también marcó un récord al registrar 2.760 etapas de fractura durante el mismo mes. De ese total, YPF aportó aproximadamente el 50%.

Estos resultados reflejan la preparación de la industria para la próxima etapa de crecimiento de Vaca Muerta, de cara a la habilitación de una nueva escala exportadora a partir de 2027 con la puesta en marcha del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

“Detrás de estos números está el compromiso de miles de personas que todos los días dan su milla extra para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta”, concluyeron desde la compañía.

Rio Tinto consolidó a Argentina como uno de los principales centros de su estrategia mundial de litio. La compañía informó que las inversiones comprometidas en sus proyectos Fénix, Sal de Vida y Rincón ya superan los US$ 3.630 millones, mientras acelera la puesta en marcha de nuevas instalaciones productivas en Catamarca y Salta.

Los resultados operativos difundidos el 24 de julio muestran que la minera incrementó 53% interanual su producción semestral de carbonato de litio equivalente. En los primeros seis meses de 2026 alcanzó una producción atribuible de 27.300 toneladas, frente a las cifras registradas durante el mismo período del año anterior.

Solo durante el segundo trimestre, Rio Tinto produjo 14.600 toneladas de carbonato de litio equivalente, un aumento del 20% interanual y del 15% respecto de los primeros tres meses del año. El carbonato de litio explicó la mayor parte del crecimiento, con 13.900 toneladas durante el trimestre y 26.200 toneladas en el acumulado semestral.

La expansión se apoya en una cartera que la compañía amplió considerablemente tras la adquisición de Arcadium Lithium en 2025. Esa operación incorporó al portafolio de Rio Tinto los proyectos Fénix, Sal de Vida, Olaroz y Cauchari, además de la inversión que ya desarrollaba en Rincón.

En Catamarca, la ampliación Fénix 1B inició su producción antes del cronograma previsto. La compañía tiene aprobada para ese complejo una inversión adicional de US$ 251,3 millones, destinada a sumar 9.500 toneladas anuales. Cuando la expansión esté completada, Fénix podrá alcanzar una capacidad instalada cercana a las 38.000 toneladas por año.

Sal de Vida también obtuvo su primera producción durante el segundo trimestre, antes de la fecha originalmente proyectada. El proyecto contempla una inversión de US$ 638 millones y constituye otro de los activos centrales de Rio Tinto en el salar del Hombre Muerto, en Catamarca.

El mayor desembolso individual se concentra en Rincón, ubicado en la Puna salteña. El proyecto fue el primero de la minería argentina aprobado dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones y contempla una inversión de US$ 2.744 millones para desarrollar una capacidad de 60.000 toneladas anuales de carbonato de litio grado batería.

Durante el segundo trimestre, la planta inicial de Rincón produjo 385 toneladas, mientras la compañía continuó estabilizando los reactores y ajustando el proceso industrial. El objetivo es escalar gradualmente la operación hasta alcanzar la capacidad prevista.

A estas inversiones se suman Olaroz y Cauchari, en Jujuy. Olaroz ya es una de las principales operaciones de litio por salmuera del mundo, mientras que Cauchari permanece dentro de la cartera de recursos y proyectos que Rio Tinto analiza para futuras etapas de desarrollo.

El crecimiento productivo argentino coincide con una recuperación de la demanda internacional de litio, impulsada principalmente por baterías para vehículos eléctricos y sistemas estacionarios de almacenamiento energético. Sin embargo, la industria enfrenta precios más volátiles que los registrados durante el auge de 2022 y 2023.

En ese escenario, Rio Tinto apuesta por una estrategia de escala y diversificación. La compañía no depende de un solo salar ni de una única provincia: distribuye sus activos entre Catamarca, Salta y Jujuy, con proyectos en producción, ampliación, construcción y estabilización.

El dato más importante no es únicamente el monto invertido. Fénix y Sal de Vida comenzaron a producir antes de lo previsto y Rincón ya está entregando sus primeras toneladas. Es decir, una parte creciente de los anuncios empieza a transformarse en producción efectiva.

Para Argentina, esa evolución puede traducirse en mayor capacidad exportadora, demanda de proveedores, empleo especializado e inversiones en infraestructura. También consolida al país como uno de los pocos mercados en los que una minera global puede construir una cartera integrada de litio con varios proyectos simultáneos.

Rio Tinto ya supera los US$ 3.600 millones comprometidos y continúa elevando su producción. El desafío será sostener ese ritmo mientras estabiliza sus nuevas plantas y enfrenta un mercado internacional más competitivo.

El crecimiento de los datacenters abrió un nuevo capítulo para la energía nuclear en Argentina. Waiken ILW, el holding de medios y tecnología del Grupo Werthein, firmó una carta de intención con Terra Innovatum para analizar la instalación de ocho microrreactores nucleares, con una potencia total de 8 MW.

El objetivo es abastecer los centros de datos que respaldan las operaciones de DirecTV Latin America desde Argentina y de SKY Brasil en Jaguariúna. Cada reactor tendría una potencia eléctrica de 1 MW y sería instalado bajo un esquema de generación detrás del medidor, es decir, directamente asociado al consumo del complejo.

El acuerdo fue anunciado el 23 de julio y todavía se encuentra en una etapa exploratoria. No implica que la construcción esté aprobada ni que exista una fecha confirmada para el inicio de las obras. Sin embargo, representa la primera iniciativa comercial anunciada por Terra Innovatum para América Latina.

La tecnología seleccionada es el reactor SOLO, un microrreactor modular refrigerado por gas. La compañía europea comenzó en 2025 un proceso de presolicitud ante la Comisión Reguladora Nuclear de Estados Unidos para avanzar con el diseño y construcción de una unidad prototipo.

El reactor emplearía combustible de uranio de bajo enriquecimiento, inferior al 4,95%, similar al utilizado en reactores de agua ligera. El núcleo incorporaría grafito como moderador y reflector, mientras que su diseño permitiría entregar energía eléctrica y térmica a instalaciones industriales.

Waiken fue creado por el Grupo Werthein en noviembre de 2025 para reorganizar sus negocios vinculados con medios y tecnología. El holding administra más de 20 marcas y señales, entre ellas DirecTV Latin America y SKY Brasil, que reúnen más de diez millones de clientes. También proyecta inversiones propias por US$ 450 millones entre 2026 y 2031.

La compañía tuvo además un papel central en la transmisión regional del Mundial de Fútbol 2026, cuyos partidos fueron emitidos a través de DirecTV. Esa operación expuso la escala de infraestructura digital necesaria para procesar, almacenar y distribuir contenidos audiovisuales de alta demanda.

Los centros de datos necesitan suministro eléctrico continuo. Una interrupción breve puede afectar transmisiones, almacenamiento, redes y servicios que funcionan en tiempo real. Por eso, el sector busca fuentes de energía estables que puedan operar las 24 horas y reducir su dependencia de sistemas de respaldo con combustibles líquidos.

Los microrreactores aparecen como una alternativa posible para consumos industriales relativamente acotados, aunque todavía presentan desafíos regulatorios, económicos y tecnológicos. Su ventaja teórica es que pueden fabricarse de manera estandarizada, trasladarse al sitio y operar con una superficie menor que una central nuclear convencional.

La iniciativa también podría involucrar a Combustibles Nucleares Argentinos. Conuar, controlada en un 67% por el Grupo Pérez Companc y en un 33% por la Comisión Nacional de Energía Atómica, firmó un acuerdo con Terra para estudiar la fabricación de componentes estructurales y funcionales del reactor SOLO.

La colaboración comprende piezas elaboradas con aleaciones de zirconio y acero inoxidable. También abre la posibilidad de instalar en Argentina un centro de ensamblaje y una cadena de proveedores para distribuir equipos hacia otros países de América Latina.

Conuar cuenta con experiencia en la fabricación de elementos combustibles y componentes para las centrales nucleares argentinas. Su participación permitiría incorporar conocimiento industrial local y evitar que todo el equipamiento sea importado.

El consumo energético de los datacenters se convirtió en una preocupación mundial por el crecimiento de la computación en la nube, la inteligencia artificial y la transmisión de contenidos. Grandes empresas tecnológicas empezaron a firmar acuerdos de suministro vinculados con energía nuclear, renovables y almacenamiento.

El proyecto de Waiken traslada esa discusión al mercado argentino y regional. La carta de intención no garantiza que los ocho reactores sean instalados, pero permite iniciar estudios técnicos, económicos y regulatorios.

También plantea una pregunta de fondo: cómo abastecer infraestructura digital cada vez más demandante sin comprometer estabilidad, costos y objetivos de reducción de emisiones.

En este caso, la respuesta explorada combina datacenters argentinos, ocho microrreactores y una posible participación industrial de Conuar. Es una iniciativa incipiente, pero suficientemente concreta como para ubicar a la tecnología nuclear modular dentro de la agenda energética regional.

La energía y la minería están cambiando el calendario de ingreso de dólares a Argentina. Una proyección de la Bolsa de Comercio de Rosario estima que esos dos sectores, junto con el agro, podrían aportar US$ 57.168 millones durante 2026 y superar el máximo histórico registrado en 2022.

El cálculo fue elaborado por los economistas Tomás Rodríguez Zurro, Guido D’Angelo y Julio Calzada y publicado en el Informativo Semanal de la entidad. La cifra prevista es superior a los US$ 56.722 millones de 2022 y a los US$ 50.381 millones liquidados durante 2025.

La novedad no está solamente en el monto. Por primera vez, la Bolsa de Comercio de Rosario integró en una misma estimación los flujos del agro, la minería y la energía para mostrar cómo está cambiando la estructura exportadora argentina.

Históricamente, la mayor parte de las divisas ingresaba durante el primer semestre por la comercialización de la cosecha gruesa. En la segunda mitad del año, ese flujo tendía a reducirse. La expansión de la producción minera y energética comienza a modificar ese comportamiento.

Para 2026, la entidad proyecta una liquidación de US$ 27.375 millones durante el primer semestre y de US$ 29.793 millones durante el segundo. De concretarse, la segunda mitad del año superaría a la primera y marcaría un récord para ese período.

La minería explica una parte creciente de ese cambio. En 2025, las exportaciones mineras alcanzaron US$ 6.075 millones y acumularon cinco años consecutivos de expansión. Para 2026, la Bolsa de Rosario estima que podrían superar los US$ 9.000 millones.

Con ese resultado, el sector pasaría de representar alrededor del 7% a más del 10% de las exportaciones argentinas. En términos simples, más de uno de cada diez dólares exportados podría provenir de la minería.

El crecimiento está impulsado por el oro, la plata y el litio, junto con la entrada en producción o expansión de proyectos en Jujuy, Salta, Catamarca y San Juan. El cobre todavía no realiza una contribución significativa porque los grandes proyectos continúan en etapas de desarrollo.

La energía también amplía su aporte a partir de mayores exportaciones de petróleo, gas y derivados. A diferencia del agro, su producción se distribuye a lo largo de todo el año y no depende de una cosecha concentrada en determinados meses.

Esa regularidad permite suavizar la estacionalidad de la oferta de divisas comerciales. Para el mercado cambiario, un flujo más parejo reduce la dependencia de los meses de cosecha y aporta ingresos durante períodos que antes eran más débiles.

El agro seguirá siendo el sector individual más importante. La Bolsa de Rosario proyecta una liquidación de US$ 34.897 millones durante 2026, aunque redujo su cálculo en aproximadamente US$ 1.200 millones frente a la estimación de mayo por la baja de algunos precios internacionales.

La diferencia es que ahora el agro ya no aparece solo. La minería y la energía comienzan a formar un segundo bloque exportador con capacidad para generar divisas de manera más constante.

Este cambio también tiene consecuencias para la infraestructura. Más exportaciones de petróleo requieren oleoductos, terminales y capacidad de almacenamiento. El crecimiento minero necesita rutas, líneas eléctricas, pasos fronterizos y sistemas logísticos capaces de transportar insumos y producción.

Además, la composición de las exportaciones puede seguir modificándose durante la próxima década. Si comienzan a producir los grandes proyectos de cobre y avanzan las iniciativas de gas natural licuado, la participación de minería y energía podría crecer significativamente.

La proyección de US$ 57.168 millones todavía depende de precios internacionales, niveles de producción, condiciones climáticas y ejecución de inversiones. No es un ingreso garantizado. Sin embargo, muestra una tendencia concreta: la estructura exportadora argentina se está diversificando.

Durante años, la disponibilidad de dólares estuvo condicionada casi exclusivamente por el ciclo agrícola. En 2026, energía y minería podrían ayudar a romper ese patrón y sostener un segundo semestre con ingresos superiores a los del primero.

El récord no sería únicamente cuantitativo. También marcaría un cambio en la forma en que Argentina genera y distribuye sus divisas a lo largo del año.