La provincia de Santa Cruz concretó un nuevo acuerdo de inversión para impulsar su actividad hidrocarburífera. El Gobierno provincial firmó un contrato con Alianza Petrolera Argentina S.A. para desarrollar el área Sur Río Deseado Este, mediante un programa de exploración que contempla una oferta económica superior a US$ 10 millones, la perforación de tres pozos y la incorporación de tecnología canadiense que todavía no se utiliza comercialmente en el país.

La firma se realizó el 22 de octubre y fue informada oficialmente el 23 por el Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz.

El acuerdo fue encabezado por el gobernador Claudio Vidal y contó con la participación del ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, y el vicepresidente de Alianza Petrolera Argentina, Pedro Martínez Cereijo.

La iniciativa representa un nuevo paso dentro de la estrategia provincial para recuperar actividad petrolera, incorporar inversiones privadas y desarrollar oportunidades en áreas convencionales.

Uno de sus principales diferenciales será la utilización de tecnología de perforación horizontal multilateral, desarrollada y aplicada durante más de una década en Canadá.

El contrato establece un programa de exploración dividido en dos períodos.

Durante el primero se prevé perforar dos pozos, mientras que el tercero se ejecutaría en una etapa posterior.

El objetivo será ampliar el conocimiento geológico del área Sur Río Deseado Este y evaluar las posibilidades de desarrollar nuevos recursos hidrocarburíferos.

La adjudicación se concretó después de un proceso de licitación pública nacional e internacional, formalizado mediante el Decreto Provincial N.º 969/26.

La firma del contrato constituye un avance administrativo y comercial que permite organizar las próximas actividades exploratorias.

Según el cronograma informado por las autoridades provinciales, las perforaciones comenzarían durante el primer semestre de 2027.

El programa contempla adaptar un equipo de perforación existente, incorporar tecnología especializada y capacitar trabajadores para utilizarla.

La inversión anunciada es superior a US$ 10 millones, aunque la provincia no detalló públicamente un presupuesto desagregado para cada uno de los tres pozos.

Por tratarse de una etapa exploratoria, los resultados productivos dependerán de las características geológicas que se encuentren durante los trabajos.

La principal novedad tecnológica será la incorporación de un sistema de perforación multilateral.

A diferencia de un pozo convencional, que desarrolla una trayectoria principal, esta tecnología permite construir varias ramas horizontales a partir de un mismo pozo.

El objetivo es aumentar el contacto con las zonas que contienen hidrocarburos y mejorar las posibilidades de recuperación.

El sistema resulta especialmente interesante para determinados reservorios donde los métodos tradicionales presentan limitaciones económicas o productivas.

La tecnología que utilizará Alianza Petrolera cuenta con antecedentes de aplicación en Canadá, en formaciones con características comparables a las que se buscan evaluar en Santa Cruz.

La iniciativa contará con participación de inversores canadienses a través de SurCana Energy Inc., que aportará experiencia especializada en este tipo de perforaciones.

El proyecto permitirá analizar su desempeño en condiciones geológicas argentinas.

La tecnología multilateral puede contribuir a mejorar la productividad de determinados pozos, aunque sus resultados dependen de las propiedades de cada reservorio y de las condiciones operativas.

Por ese motivo, la etapa inicial tendrá un componente importante de evaluación técnica.

Los tres pozos previstos permitirán obtener información para determinar si el sistema resulta adecuado para ampliar posteriormente la actividad.

El programa también contempla la generación de empleo y la formación de trabajadores.

Según la información oficial, una vez que el equipo de perforación entre en funcionamiento podrían generarse más de 90 puestos de trabajo directos e indirectos.

La iniciativa incluye capacitación para personal argentino y santacruceño, con el objetivo de desarrollar capacidades locales en la utilización de la nueva tecnología.

También se prevé incorporar empresas proveedoras y prestadoras de servicios de la provincia.

La actividad de perforación requiere transporte, mantenimiento, equipamiento, servicios industriales y personal especializado.

Por eso, aun cuando el programa inicial contempla solamente tres pozos, su ejecución podría movilizar diferentes actividades vinculadas con la cadena petrolera regional.

Durante la firma del contrato, el gobernador Claudio Vidal destacó la importancia de priorizar la contratación de trabajadores y proveedores locales.

El Gobierno provincial busca especialmente generar oportunidades para personal que perdió su empleo como consecuencia de la reorganización de las operaciones petroleras convencionales.

La capacitación tendrá un papel importante en ese proceso.

La utilización de nuevas técnicas de perforación exige conocimientos específicos sobre equipamiento, planificación de pozos, seguridad y control operativo.

La transferencia tecnológica podría permitir que trabajadores santacruceños incorporen competencias aplicables a futuros proyectos.

La inversión se inscribe en un proceso de transformación de la actividad hidrocarburífera de Santa Cruz.

La provincia posee una extensa trayectoria como productora de petróleo y gas, especialmente en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Sin embargo, muchas áreas convencionales atraviesan desafíos asociados con la madurez de los yacimientos, los costos operativos y la necesidad de incorporar nuevas técnicas de recuperación.

Frente a ese escenario, el Gobierno provincial busca atraer empresas dispuestas a invertir en exploración y recuperación productiva.

El objetivo es aprovechar infraestructura existente, sostener empleo y generar nuevas oportunidades de desarrollo.

En paralelo, Santa Cruz también analiza el potencial de formaciones no convencionales, entre ellas Palermo Aike y D-129.

Aunque esos recursos todavía requieren nuevas inversiones y estudios, forman parte de una estrategia orientada a diversificar las oportunidades de la industria provincial.

El proyecto de Sur Río Deseado Este representa una iniciativa diferente, centrada en evaluar la aplicación de tecnología internacional a un área específica.

Su escala financiera es menor que la de los grandes desarrollos no convencionales de Neuquén, pero incorpora un componente tecnológico que podría tener aplicaciones adicionales si los resultados exploratorios son favorables.

El contrato con Alianza Petrolera combina inversión privada, exploración, capacitación y transferencia tecnológica.

La incorporación de sistemas multilaterales permitirá evaluar nuevas alternativas para desarrollar hidrocarburos en Santa Cruz.

El próximo paso será preparar el equipamiento y organizar las perforaciones previstas para 2027.

Los resultados permitirán determinar la productividad potencial del área y la conveniencia de ampliar las inversiones.

Con una oferta económica superior a US$ 10 millones, tres pozos exploratorios y una proyección de más de 90 empleos directos e indirectos, Santa Cruz incorpora un nuevo proyecto a su cartera energética.

La iniciativa muestra que, además de los grandes desarrollos de Vaca Muerta, existen oportunidades para atraer capital y tecnología hacia las cuencas convencionales argentinas.

El desarrollo de la minería de cobre en Argentina sumó una nueva señal de avance. First Quantum Minerals prepara la presentación del proyecto Taca Taca al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) antes de finalizar 2026, con una inversión inicial estimada de US$ 4.200 millones que podría alcanzar los US$ 5.250 millones.

La novedad fue anunciada el 23 de octubre por el canciller argentino Pablo Quirno y confirmada por la agencia internacional Reuters.

El proyecto está ubicado en la provincia de Salta y constituye uno de los mayores depósitos de cobre sin desarrollar de Argentina.

Su construcción podría generar hasta 4.000 puestos de trabajo, mientras que la futura operación demandaría aproximadamente 2.000 empleos.

La magnitud de esas cifras refleja la escala de una iniciativa que busca transformar un recurso geológico de gran potencial en una operación minera de alcance internacional.

Taca Taca pertenece a la compañía canadiense First Quantum Minerals y se encuentra en la Puna salteña, aproximadamente a 230 kilómetros al oeste de la ciudad de Salta.

El depósito contiene principalmente cobre, acompañado por oro y molibdeno.

Según el informe técnico presentado por la empresa en febrero de 2026, el proyecto contempla una vida útil inicial de 35 años y una producción promedio de aproximadamente 209.000 toneladas de cobre anuales.

Durante sus primeros diez años de funcionamiento, la producción podría ser considerablemente mayor.

First Quantum estima un promedio cercano a 291.000 toneladas anuales de cobre durante esa primera década, con picos de hasta 323.000 toneladas.

El proyecto también contempla la recuperación de oro como subproducto.

La producción promedio estimada alcanza aproximadamente 96.000 onzas anuales durante toda la vida útil de la mina, con volúmenes superiores durante sus primeros años.

Estas cifras corresponden a proyecciones técnicas y están sujetas al desarrollo efectivo del emprendimiento.

La futura mina funcionaría mediante explotación a cielo abierto y una planta concentradora destinada a procesar grandes volúmenes de mineral.

El diseño inicial contempla una capacidad de procesamiento de 40 millones de toneladas anuales, con una expansión prevista a 60 millones de toneladas a partir del quinto año de operación.

El anuncio de octubre incorporó una definición importante sobre la estructura de inversión.

De acuerdo con la información difundida por Reuters, el proyecto requeriría inicialmente US$ 4.200 millones, cifra que podría aumentar hasta US$ 5.250 millones.

La compañía prevé presentar su solicitud de adhesión al RIGI antes de finalizar 2026.

El régimen ofrece condiciones tributarias, aduaneras y cambiarias específicas para grandes inversiones que cumplen los requisitos establecidos por la legislación argentina.

Para un desarrollo minero de estas características, la previsibilidad resulta fundamental.

Taca Taca necesitará construir instalaciones de extracción, procesamiento, transporte y abastecimiento energético, además de incorporar equipamiento de gran escala.

La explotación de un depósito de cobre requiere inversiones significativas antes de comenzar a generar ingresos comerciales.

Por eso, las condiciones de financiamiento y el horizonte regulatorio tienen un papel central en la decisión de avanzar.

La futura presentación al RIGI no significa que el proyecto ya esté aprobado bajo ese régimen ni que la totalidad de la inversión se encuentre comprometida.

First Quantum todavía deberá completar los pasos necesarios para adoptar una decisión definitiva de construcción.

El avance de Taca Taca se produce en un momento de creciente interés internacional por los recursos de cobre.

Este metal es fundamental para la fabricación de cables, motores, transformadores y equipamiento eléctrico.

También resulta indispensable para ampliar redes de transmisión, instalar sistemas de generación renovable y desarrollar vehículos eléctricos.

A esas aplicaciones tradicionales se suma el crecimiento de los centros de datos y la infraestructura necesaria para sostener la inteligencia artificial.

La expansión de estas industrias está incrementando el interés por asegurar nuevas fuentes de suministro.

Argentina posee grandes depósitos de cobre en provincias como San Juan, Salta y Catamarca, pero todavía enfrenta el desafío de convertir esos recursos en producción comercial.

Proyectos como Vicuña, Los Azules, El Pachón, MARA y Taca Taca integran la cartera de emprendimientos que podrían modificar el perfil exportador del país durante la próxima década.

En el caso de Salta, Taca Taca representa una oportunidad especialmente relevante por su escala y su horizonte productivo.

Los hasta 4.000 empleos previstos durante la construcción reflejan el volumen de obras necesario para poner en marcha el proyecto.

La demanda abarcaría actividades de ingeniería, movimiento de suelos, montaje industrial, transporte, construcción y servicios especializados.

Durante la operación, los aproximadamente 2.000 puestos de trabajo proyectados estarían vinculados con extracción, procesamiento, mantenimiento, logística y administración.

También podrían generarse oportunidades para proveedores de Salta y otras provincias argentinas.

La magnitud del proyecto exigirá desarrollar capacidades técnicas y coordinar infraestructura para abastecer una operación de largo plazo.

El desafío será transformar las estimaciones de inversión y empleo en contratos, obras y actividad económica efectiva.

First Quantum considera a Taca Taca un activo relevante dentro de su cartera internacional.

El informe técnico de 2026 permitió actualizar parámetros de producción, reservas y procesamiento, mientras que el anuncio de octubre incorporó un próximo paso concreto en materia regulatoria.

La presentación al RIGI prevista antes de fin de año será uno de los hitos que permitirán evaluar el avance del proyecto.

Con una inversión potencial de US$ 5.250 millones, una producción promedio estimada de 209.000 toneladas de cobre anuales y una vida útil de 35 años, Taca Taca se posiciona entre las grandes oportunidades de desarrollo minero argentino.

Su concreción permitiría incorporar una nueva operación exportadora de cobre y fortalecer el papel de Salta dentro de la minería internacional.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Transportadora de Gas del Norte (TGN) anunció uno de los mayores proyectos privados de infraestructura energética de los últimos años: la construcción del Gasoducto Manuel Belgrano, una obra que junto con ampliaciones complementarias demandará una inversión estimada de US$ 2.200 millones y permitirá transportar más gas de Vaca Muerta hacia el centro, norte y litoral de Argentina.

El nuevo ducto tendrá una extensión de 753 kilómetros y conectará Tratayén, en Neuquén, con La Carlota, en Córdoba. Su trazado atravesará cinco provincias: Neuquén, Río Negro, La Pampa, San Luis y Córdoba.

La construcción del gasoducto propiamente dicho y de una nueva planta compresora en Neuquén requerirá aproximadamente US$ 1.500 millones. A esa cifra se sumarán hasta US$ 700 millones en ampliaciones sobre el sistema existente de TGN, llevando la inversión integral a unos US$ 2.200 millones.

La infraestructura tendrá una capacidad inicial de transporte cercana a 13 millones de metros cúbicos diarios de gas y, según el cronograma proyectado, podría entrar en funcionamiento en abril de 2029.

La obra apunta a resolver uno de los principales desafíos que enfrenta actualmente Vaca Muerta: transformar el crecimiento de la producción en capacidad efectiva para llevar ese gas hacia los centros de consumo y los mercados internacionales.

La formación neuquina posee recursos suficientes para continuar aumentando la producción, pero el desarrollo necesita nuevos gasoductos que acompañen ese crecimiento.

El Gasoducto Manuel Belgrano busca cubrir precisamente esa brecha.

Además de abastecer industrias y centrales eléctricas del centro y norte argentino, la nueva infraestructura permitirá reemplazar una parte significativa del gas y los combustibles que actualmente deben importarse en determinados momentos del año.

TGN estima que el proyecto podría generar una sustitución anual de importaciones cercana a US$ 700 millones.

Al mismo tiempo, la obra habilitará mayores volúmenes para exportar gas argentino hacia países vecinos.

Las estimaciones de la compañía ubican ese potencial exportador en alrededor de US$ 450 millones por año, con Brasil como uno de los mercados estratégicos.

El esquema regional aprovecha además infraestructura ya existente.

Argentina comenzó a exportar gas de Vaca Muerta hacia Brasil utilizando gasoductos bolivianos en sentido inverso, después de la fuerte caída de la producción de gas natural del país vecino.

Una mayor capacidad desde Neuquén permitiría consolidar esa ruta y aumentar los volúmenes disponibles.

El proyecto también tendrá impacto durante su construcción. Las estimaciones difundidas en el sector proyectan alrededor de 2.000 puestos de trabajo durante la ejecución de las obras.

El trazado se dividirá en dos tramos con diámetros de 36 y 30 pulgadas, mientras que las ampliaciones complementarias permitirán adaptar la red existente de TGN al nuevo flujo de gas proveniente de Vaca Muerta.

La compañía analiza además solicitar la incorporación del proyecto al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Para TGN, la obra representa una ampliación estratégica de un sistema que actualmente conecta diferentes cuencas productoras con los principales centros de consumo del centro y norte argentino.

El proyecto llega en un momento de transformación para el mapa energético nacional.

Durante décadas, Argentina necesitó importar gas natural licuado y combustibles para cubrir déficits estacionales. El crecimiento de Vaca Muerta comenzó a modificar esa ecuación y permitió reducir importaciones y recuperar exportaciones hacia países limítrofes.

Pero producir más gas no alcanza si no existe capacidad suficiente para transportarlo.

Por eso, los grandes proyectos de infraestructura se convirtieron en una pieza central de la nueva etapa del desarrollo no convencional.

El Gasoducto Presidente Néstor Kirchner —posteriormente denominado Perito Francisco Pascasio Moreno— permitió ampliar la salida desde la cuenca neuquina hacia el centro del país. Las nuevas obras proyectadas buscan ahora profundizar esa transformación y abrir corredores adicionales.

Horacio Pizarro, CEO de TGN, sostuvo que la nueva infraestructura permitirá convertir el gas de Vaca Muerta en energía competitiva, sustituir importaciones y generar saldo exportable.

La escala de la inversión muestra la dimensión del desafío.

Son US$ 1.500 millones para el nuevo gasoducto y la planta compresora, otros US$ 700 millones en obras complementarias, 753 kilómetros de recorrido y una capacidad inicial de 13 millones de metros cúbicos diarios.

Si el cronograma previsto se cumple, el Gasoducto Manuel Belgrano comenzará a operar en abril de 2029.

Para entonces, Vaca Muerta debería producir todavía más gas que en la actualidad. La apuesta de TGN consiste justamente en que la infraestructura esté disponible para transportarlo.

Argentina continúa ganando peso en el mapa mundial del litio. La producción nacional alcanzó las 23.000 toneladas de litio contenido durante 2025, un crecimiento del 66% interanual que elevó la participación del país hasta aproximadamente el 8% de la producción mundial.

Los datos surgen del nuevo Anuario de Estadísticas del Cobre y Otros Minerales 2025, elaborado por la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco), uno de los relevamientos estadísticos de referencia para la actividad minera regional.

El crecimiento argentino fue uno de los más fuertes registrado entre los principales países productores.

En 2024, Argentina había producido alrededor de 13.800 toneladas de litio contenido. Un año después alcanzó las 23.000 toneladas, lo que representa un incremento de unas 9.200 toneladas en apenas doce meses.

A escala global, la producción llegó a 288.400 toneladas de litio contenido durante 2025, un aumento del 29,3% frente al año anterior.

Australia continuó encabezando el ranking con unas 92.000 toneladas, equivalentes al 31,9% del total mundial.

China ocupó el segundo lugar con 62.000 toneladas y una participación del 21,5%, mientras que Chile produjo aproximadamente 56.000 toneladas y representó el 19,4%.

Argentina alcanzó el 8% y se ubicó inmediatamente detrás de Zimbabue, que representó alrededor del 9,7% del mercado global.

Más allá de la posición exacta dentro del ranking, el dato central es la velocidad del crecimiento.

Mientras la producción mundial aumentó 29,3%, la argentina avanzó 66%, más del doble que el promedio global.

Ese salto coincide con la entrada en producción y el ramp-up de nuevas operaciones en las provincias de Jujuy, Salta y Catamarca.

Durante los últimos años comenzaron a aportar proyectos como Cauchari-Olaroz, Centenario-Ratones, Mariana y Sal de Oro, mientras operaciones ya existentes ampliaron o estabilizaron sus volúmenes.

El resultado es un cambio de escala para una industria que hasta hace pocos años dependía de un número muy reducido de operaciones.

Argentina integra junto con Chile y Bolivia el denominado Triángulo del Litio, una región que concentra una porción significativa de los recursos mundiales asociados principalmente con salmueras.

Sin embargo, contar con recursos geológicos no equivale automáticamente a producir.

La diferencia empieza a aparecer a medida que los proyectos consiguen financiamiento, construyen plantas y comienzan a entregar producto comercial.

En ese sentido, 2025 marcó un punto de inflexión para Argentina.

El aumento productivo también comienza a trasladarse al comercio exterior.

El litio se convirtió en uno de los principales productos de la minería argentina y en una fuente creciente de exportaciones provenientes del noroeste del país.

La expansión continuará dependiendo de la evolución de los proyectos actualmente en construcción y de las ampliaciones de operaciones existentes.

Entre ellas aparecen inversiones de compañías como Rio Tinto, POSCO, Ganfeng Lithium y Lithium Argentina, que tienen proyectos en distintas etapas en las provincias de la Puna.

El mercado internacional, sin embargo, atraviesa un escenario diferente al boom de precios registrado entre 2021 y 2023.

El aumento de la oferta mundial provocó una fuerte corrección de los precios y obligó a productores y desarrolladores a concentrarse en costos, eficiencia y escala.

Ese contexto vuelve todavía más relevante el crecimiento productivo argentino.

Para competir en un mercado con precios más bajos, los proyectos necesitan mantener costos competitivos, infraestructura adecuada y capacidad suficiente para atravesar ciclos de menor rentabilidad.

El informe de Cochilco muestra además que Argentina ganó terreno en otro metal.

La producción nacional de plata alcanzó 815,5 toneladas en 2025, un crecimiento del 10,4% interanual que ubicó al país en el décimo lugar mundial y con aproximadamente 3,3% de la producción global.

La combinación de litio, oro y plata explica buena parte del crecimiento reciente de las exportaciones mineras, mientras el país espera la futura incorporación de grandes proyectos de cobre.

En el caso del litio, la transformación ya está ocurriendo.

Argentina pasó de producir 13.800 toneladas de contenido metálico en 2024 a 23.000 toneladas en 2025.

Es decir, agregó alrededor de dos tercios de su producción anterior en apenas un año.

Con el 8% del mercado mundial, el desafío ya no consiste únicamente en demostrar que existen recursos de litio en la Puna.

La nueva etapa pasa por sostener el crecimiento, ampliar capacidad industrial y convertir una mayor parte de esos recursos en producción y exportaciones.

La expansión mundial de la inteligencia artificial empieza a abrir una nueva oportunidad para el sector energético argentino. Empresas e inversores internacionales están evaluando a Patagonia para instalar grandes datacenters, atraídos por la disponibilidad de gas de Vaca Muerta, generación renovable, bajas temperaturas y extensiones de terreno capaces de alojar infraestructura de gran escala.

Uno de los proyectos más concretos es analizado por Pampa Energía en Neuquén.

La compañía estudia desarrollar junto a inversores un centro de datos próximo a su central térmica de Loma de la Lata, con una demanda potencial de hasta 500 MW.

La instalación podría utilizar energía generada con gas proveniente directamente de Vaca Muerta.

Rubén Turienzo, director comercial de Electricidad de Pampa Energía, confirmó que la empresa comenzó a analizar el proyecto después de recibir consultas de potenciales desarrolladores durante 2026.

El esquema sería progresivo.

Los inversores evalúan inicialmente un piloto de entre 20 y 40 MW antes de escalar hacia los 500 MW proyectados.

Llegar a esa potencia demandaría además nuevas inversiones en infraestructura eléctrica. Pampa estima que las obras necesarias para abastecer un complejo de 500 MW podrían acercarse a US$ 900 millones.

El interés no se limita a ese proyecto.

FlexDomes, una compañía estadounidense especializada en infraestructura digital, analiza también una instalación en Neuquén.

Su primera etapa contempla 120 MW de carga informática y una inversión estimada de US$ 1.400 millones, utilizando energía proveniente de Vaca Muerta.

En Chubut, la empresa polaca Green Capital trabaja sobre otro desarrollo de escala aún mayor.

La primera fase podría alcanzar 300 MW, con una inversión cercana a US$ 3.000 millones, mientras que el proyecto completo contempla la posibilidad de llegar en el largo plazo hasta 3.000 MW.

La compañía arrendó alrededor de 1.298 kilómetros cuadrados de tierras al sur de Trelew, donde proyecta desarrollar parques eólicos y solares para abastecer el complejo sin depender del sistema eléctrico nacional.

También existen movimientos en Bahía Blanca.

Pampa Energía acordó suministrar 30 MW para una primera etapa de un centro de datos dentro de la zona franca de la ciudad, donde ya comenzó a desarrollarse un parque tecnológico.

Los proyectos todavía se encuentran en diferentes fases preliminares y varios necesitan inversores, contratos definitivos e infraestructura antes de convertirse en obras.

Pero el interés expone una nueva relación entre energía y tecnología.

Los datacenters consumen enormes cantidades de electricidad porque necesitan alimentar servidores de manera continua y mantener sistemas de refrigeración durante las 24 horas.

El crecimiento acelerado de la inteligencia artificial multiplicó esa demanda.

Los grandes modelos requieren centros de procesamiento con decenas de miles de chips especializados, elevando la búsqueda internacional de lugares con electricidad abundante, estable y competitiva.

Patagonia reúne varias condiciones.

Neuquén dispone de una de las mayores reservas de shale gas del mundo a través de Vaca Muerta. Chubut y Santa Cruz poseen algunos de los mejores recursos eólicos del planeta. La región cuenta además con generación hidroeléctrica y temperaturas más bajas que otros polos tecnológicos.

El clima es una ventaja económica porque permite reducir parte del consumo destinado a refrigeración.

Pero también existen limitaciones.

La infraestructura eléctrica patagónica no fue diseñada para atender centros de datos que individualmente pueden consumir cientos de megavatios.

La conectividad digital constituye otro desafío. Un gran datacenter necesita enlaces de fibra óptica de alta capacidad y redundancia suficiente para evitar interrupciones.

Por eso, la existencia de energía no garantiza por sí sola la llegada de las inversiones.

Los proyectos deberán resolver simultáneamente generación, transmisión eléctrica, telecomunicaciones, terrenos y financiamiento.

Aun así, la escala de las iniciativas en evaluación resulta significativa.

Un solo datacenter de 500 MW tendría una demanda comparable con la de grandes instalaciones industriales.

Eso abre una oportunidad adicional para monetizar los recursos energéticos argentinos: en lugar de transportar únicamente gas o electricidad hacia los grandes centros de consumo, parte de esa energía podría convertirse localmente en capacidad de procesamiento digital.

La combinación de Vaca Muerta, renovables e inteligencia artificial empieza así a construir un mercado que hasta hace pocos años prácticamente no figuraba en la agenda energética argentina.

Los proyectos todavía deberán transformarse en decisiones finales de inversión.

Pero Patagonia ya ingresó al radar internacional de una industria que busca exactamente lo que la región tiene en abundancia: territorio, bajas temperaturas y, sobre todo, energía.

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.

Glencore dio un nuevo paso para desarrollar uno de los mayores proyectos de cobre de Argentina. MARA presentó ante el Ministerio de Minería de Catamarca su Informe de Impacto Ambiental de explotación, un documento central para avanzar con un emprendimiento que contempla una inversión estimada de US$ 4.500 millones.

El proyecto combina el yacimiento Agua Rica con la infraestructura ya existente de Bajo de la Alumbrera, una integración diseñada para aprovechar instalaciones construidas durante la anterior etapa productiva y reducir la necesidad de desarrollar desde cero parte de la infraestructura necesaria.

La inversión de US$ 4.500 millones surge de la solicitud de adhesión presentada por Glencore al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones.

Según las estimaciones de la compañía, MARA podría generar más de 2.000 puestos de trabajo durante su construcción, con prioridad para trabajadores y proveedores locales.

El Informe de Impacto Ambiental presentado en septiembre reúne más de dos décadas de estudios realizados sobre el área.

El documento analiza las condiciones ambientales y socioeconómicas del proyecto y establece medidas de prevención, mitigación, monitoreo y manejo para las distintas etapas, desde la construcción hasta el cierre.

Su presentación constituye uno de los pasos administrativos más importantes antes de avanzar hacia la explotación.

MARA tiene una característica que lo diferencia de muchos de los grandes proyectos de cobre argentinos: cuenta con infraestructura minera existente.

Bajo de la Alumbrera produjo cobre y oro durante más de dos décadas y dejó instalaciones de procesamiento, transporte, energía y servicios que pueden ser reutilizadas.

Agua Rica, por su parte, posee el recurso mineral que permitiría iniciar una nueva etapa productiva.

La integración busca combinar ambos activos.

Ese modelo puede reducir requerimientos de capital, plazos de construcción e impacto asociado con la instalación de infraestructura completamente nueva.

Glencore controla actualmente el proyecto y considera a MARA una pieza relevante dentro de su cartera argentina.

La compañía también desarrolla El Pachón, en San Juan, otro de los grandes depósitos de cobre del país.

En diciembre de 2025, Glencore confirmó además la reactivación de las operaciones de Alumbrera, con el objetivo de reiniciar producción durante el segundo semestre de 2027.

Ese proceso tiene una doble importancia.

Por un lado, permitirá recuperar producción en instalaciones que permanecieron detenidas. Por otro, funcionará como plataforma operativa para el futuro desarrollo integrado de MARA.

Argentina lleva varios años sin producción significativa de cobre desde el cierre de la etapa anterior de Alumbrera.

La situación contrasta con la magnitud de sus recursos.

San Juan, Catamarca, Salta y Mendoza concentran proyectos capaces de ubicar nuevamente al país entre los productores internacionales durante la próxima década.

Pero la mayoría todavía necesita atravesar decisiones de inversión, permisos, construcción de infraestructura y financiamiento.

MARA busca acortar parte de ese recorrido aprovechando activos existentes.

El momento internacional también favorece el interés por el metal.

La electrificación, las redes de transmisión, los vehículos eléctricos, las energías renovables y la expansión de los centros de datos incrementan las perspectivas de demanda de cobre.

Cada vehículo eléctrico utiliza considerablemente más cobre que un automóvil convencional, mientras que las redes necesarias para conectar nueva generación renovable requieren grandes cantidades del metal.

La Agencia Internacional de Energía viene advirtiendo sobre la necesidad de desarrollar nuevas fuentes de minerales críticos para acompañar ese crecimiento.

En ese contexto, los grandes depósitos argentinos comenzaron a recuperar protagonismo.

Para Catamarca, el proyecto tiene además impacto sobre proveedores y empleo.

La reutilización de Alumbrera implica que una parte de la cadena minera ya posee experiencia, instalaciones y capacidades desarrolladas durante la operación anterior.

El desafío será trasladar ese conocimiento hacia una nueva etapa productiva y aumentar la participación local en contratos asociados con la construcción.

La presentación del Informe de Impacto Ambiental no equivale todavía a una autorización final para construir MARA.

El documento deberá atravesar el proceso de evaluación correspondiente por parte de las autoridades provinciales.

Pero sí representa un avance material en el cronograma.

Con una inversión prevista de US$ 4.500 millones, más de 2.000 empleos proyectados durante la construcción y una estrategia basada en integrar Agua Rica con Alumbrera, MARA se posiciona entre los proyectos que podrían devolver a Argentina al mapa internacional del cobre.