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.

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.

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.

La apertura del sector nuclear a una mayor participación del capital privado podría marcar un punto de inflexión para la Argentina. Así lo indica en contacto con Newstad Julián Gadano, director del Programa de Energía e Innovación de la UNTREF y ex subsecretario de Energía Nuclear.

Gadano firma que el país cuenta con capacidades tecnológicas, recursos humanos y una cadena de proveedores consolidada para competir en el mercado internacional de los reactores modulares pequeños (SMR), aunque advierte que el principal desafío sigue siendo conseguir financiamiento. También analiza el futuro del proyecto CAREM, el rol que debería asumir el Estado y las condiciones necesarias para atraer inversiones al sector.

El Gobierno apuesta a una mayor participación privada en el desarrollo nuclear. ¿Considera que este cambio de modelo puede acelerar la construcción de nuevos reactores y convertir a la Argentina en un jugador relevante del mercado internacional de SMR?

Creo que lo que le faltaba al sistema nuclear argentino para madurar era, justamente, poder atraer inversión privada. Para que esa inversión llegue, debe destinarse a la parte comercial, es decir, a los reactores comerciales.

Entonces, sí creo que apoyar la inversión privada puede impulsar la construcción de nuevos reactores, porque la Argentina tiene todo: un regulador solvente, ingeniería y cadenas de suministro. Lo que le falta es capital.

Por eso, incentivar la inversión privada significa incorporar el elemento que hoy falta y, al mismo tiempo, hacer lo mismo que hace el resto del mundo."

¿Cómo se posiciona la Argentina a nivel mundial con este tipo de desarrollos?

Para que te des una idea, hoy hay una carrera con unos 40 o 50 proyectos en desarrollo a nivel mundial. De todos ellos, el único proyecto real del hemisferio sur que está participando en esa carrera es el argentino.

"Entonces creo que sí, efectivamente. Sin ser exageradamente optimista, y entendiendo que es un desafío, creo que la Argentina puede convertirse en un jugador relevante en el mercado de los SMR, existe una oportunidad. 

Usted planteó que el CAREM es un gran proyecto tecnológico, pero que no es un reactor comercial. ¿Qué debería hacer ahora el Estado con el conocimiento y la ingeniería acumulada durante décadas en torno al CAREM para evitar que esa inversión se pierda?

Al CAREM sería ideal terminarlo. Lo que pasa es que, para eso, más que el Estado, lo que tiene que hacer la Comisión Nacional de Energía Atómica es demostrar que el CAREM tiene terminada su ingeniería. Hay que congelar la ingeniería, mostrar que funciona y, a partir de ahí, buscar capital.

Faltarán entre 300 y 400 millones de dólares. Es difícil que ese dinero lo aporte el Estado. Esa sería una alternativa.

La otra sería buscar un socio compatible, probablemente extranjero, incluso otro Estado. ¿Qué tenemos para ofrecerle? Compartir la tecnología." 

El Gobierno busca atraer inversiones privadas para desarrollar reactores destinados, entre otros usos, a abastecer la creciente demanda energética de los centros de datos y la inteligencia artificial. ¿Qué condiciones debería garantizar la Argentina para que ese modelo sea realmente viable?

Una es la estabilidad macroeconómica y todo lo que la acompaña, como el RIGI, entre otras medidas. Por supuesto, la otra es que la Argentina pueda demostrar sus capacidades y que los proyectos funcionen.

Respecto de los reactores grandes, ya no creo demasiado en ese modelo. No por el tamaño de los reactores en sí, sino por el modelo de negocios que tienen detrás: grandes préstamos del Estado y una elevada inversión inicial de capital. Creo que ese fue un esquema propio del mundo de las décadas del 60, 70, 80 e incluso hasta los 90.

Hoy, los reactores modulares pequeños (SMR) hacen posible un nuevo modelo de negocios, basado en la búsqueda de financiamiento en el mercado de capitales, es decir, de capital privado. Esto es posible porque requieren una menor inversión inicial y responden a un modelo más modular, flexible y escalable.

Por eso creo que, para la Argentina y para la mayoría de los países del mundo, con algunas excepciones, este es un modelo más viable. De hecho, considero que la industria nuclear va a crecer a través de los SMR y no de los reactores grandes, que responden a un modelo que no diría que está agotado, pero sí que atraviesa un ciclo de declive.

YPF dio un nuevo paso en su estrategia para convertir a la Argentina en un exportador global de gas natural licuado (GNL) con la decisión de construir una planta de licuefacción en tierra en Sierra Grande, Río Negro. 

El proyecto demandará una inversión estimada de USD 2.100 millones y será clave para complementar el desarrollo de los buques de licuefacción previstos para exportar el gas de Vaca Muerta. La iniciativa busca consolidar una infraestructura permanente que permita escalar el volumen de exportaciones durante la próxima década.

La planta forma parte del megaproyecto Argentina LNG, liderado por YPF junto a socios internacionales, y se perfila como una de las obras energéticas más importantes del país. El objetivo es monetizar el crecimiento de la producción de gas no convencional de Vaca Muerta y posicionar a la Argentina entre los principales proveedores mundiales de GNL, aprovechando la creciente demanda internacional de ese combustible.

YPF presentará en los próximos días los resultados del segundo trimestre y las expectativas del mercado son elevadas. Distintos analistas proyectan que la petrolera estatal podría exhibir un balance récord, impulsado por el crecimiento de la producción en Vaca Muerta, la mejora en los precios realizados del crudo y el avance de su estrategia de concentración en activos no convencionales, factores que fortalecieron la rentabilidad de la compañía durante el período.

Las proyecciones también reflejan el optimismo de los inversores respecto del plan de expansión encabezado por la empresa, que incluye grandes proyectos de infraestructura para incrementar las exportaciones de petróleo y gas. En ese contexto, el mercado seguirá de cerca las definiciones de la conducción de YPF sobre las inversiones previstas para los próximos meses y el cronograma de sus principales desarrollos.

El Gobierno aprobó un nuevo proyecto dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), correspondiente a la planta de urea que Pampa Energía construirá con una inversión de USD 2.700 millones. 

El complejo utilizará gas natural proveniente de Vaca Muerta para producir fertilizantes destinados tanto al mercado interno como a la exportación, en una iniciativa que busca agregar valor al recurso antes de su comercialización.

La futura planta será una de las mayores de su tipo a nivel mundial y forma parte de un conjunto de proyectos estratégicos impulsados por la compañía para expandir la industrialización del gas. Desde la empresa destacaron que la estabilidad jurídica e impositiva que brinda el RIGI facilita el acceso al financiamiento internacional necesario para concretar inversiones de esta magnitud.

Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) inauguró una nueva etapa del Parque Eólico Mataco-San Jorge, ubicado en el sur de la provincia de Buenos Aires, consolidándolo como el mayor complejo de generación renovable del distrito. La ampliación incorpora nuevos aerogeneradores y eleva la capacidad instalada del emprendimiento, reforzando la participación de la energía eólica en la matriz eléctrica nacional.

Con esta expansión, la empresa profundiza su estrategia de inversión en energías renovables y fortalece su presencia en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), desde donde abastece con energía limpia a grandes usuarios industriales. 

El proyecto también contribuye a incrementar la oferta de generación renovable y acompaña la creciente demanda de electricidad de origen sustentable por parte del sector privado.

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.

Todavía no se han utilizado a fondo los recursos de Vaca Muerta para abastecer íntegramente el mercado interno de petróleo y de gas, o sea, de hidrocarburos. Todavía seguimos importando cantidades significativas de gas en invierno y esa es la razón por la cual también hay incrementos tarifarios que podrían no ser tales por esos costos de importación.

A Vaca Muerta le falta un período de maduración y alcanzar objetivos de producción, sobre todo en gas natural, para decir que el mercado argentino está absolutamente autoabastecido de gas, no solo en verano, cuando el consumo es menor, sino también en invierno.

Por otro lado, existe una posibilidad interesantísima con el gas de Vaca Muerta si se completan las obras de gasoductos, sobre todo en el caso del Gasoducto del Norte, que debe tener un flujo inverso al que tenía tradicionalmente. Era un gasoducto que servía para importar gas de Bolivia, por ejemplo. En este caso, nosotros tendríamos, en el caso de que se realicen esas obras de reversión del Gasoducto del Norte, la posibilidad de abastecer de gas a Bolivia, que se ha quedado prácticamente sin reservas, y por esa misma vía abastecer a Brasil.

Argentina tiene que pensar menos en exportar gas en el futuro como gas natural licuado a Medio Oriente. He visto muchas ideas en ese aspecto: abastecer Europa, etcétera. Creo que sería más positivo si hubiera un plan de obras del Estado ejecutado por privados, pero, en definitiva, un plan energético en el caso del gas natural para completar esa red de gasoductos y facilitar una exportación concreta de gas natural.

Un primer mercado deseable sería exportar gas a Brasil y exportar todo el gas que se pueda a Chile, lo cual ya cambiaría la mala pasada que se le hizo cuando se cortó el gas a Chile, en el primer año, 2005 o 2006. Se le hizo un gran daño que lo obligó a Chile a comprar gas licuado y esas cosas.

La Argentina, a partir de Vaca Muerta, debería incrementar su producción de gas, abastecer el mercado interno, sobre todo en el invierno, que no lo abastece, y además generar la posibilidad de industrializar ese gas. Ya hay algunos proyectos, ninguno comenzado, para fabricar —no para exportar gas simplemente como producto primario—, sino exportar gas transformado en fertilizantes, industrializado.

Se conoció al menos que hay un proyecto de una empresa privada. Debería haber un proyecto nacional de industrializar el consumo de gas, sino también exportar gas y, además, si es posible, industrializarlo agregando valor. Esto sumaría un flujo de dólares hacia la Argentina, siempre importante para cualquier gobierno.

La exportación de petróleo de Vaca Muerta siempre es un hecho posible. El mercado interno, aproximadamente, en Argentina es de 15 millones de vehículos que son abastecidos por hidrocarburos y también por combustibles. Entonces, puede ser abastecido prácticamente desde Vaca Muerta y los excedentes, exportados.

Ahora deberíamos verificar cuáles son los precios, porque  los productores argentinos se han beneficiado, de la guerra en Medio Oriente.

Esto ha generado un proceso inflacionario mundial, un crecimiento de los costos y también una suba de los precios internos, porque los productores han preferido exportar a los valores que paga el mercado mundial, movido por una guerra que no termina. Y esto ha encarecido las naftas y el gasoil en la capital.

Ese mercado también tiene que ser analizado en detalle por la Comisión de Defensa de la Competencia o la autoridad de Defensa de la Competencia, que debería observar en qué medida tenemos un mercado interno competitivo por el lado de la venta de hidrocarburos.

Yo creo que es un mercado muy centralizado en pocas empresas que manejan gran parte del abastecimiento. Nos convendría un mercado más ofertado, con más actores empresarios, que ninguno tenga una porción de mercado de más de 10 o 15%, con lo cual  habría más competencia entre los productores y los refinadores para que esa venta tenga precios más convenientes para los usuarios argentinos.

Hay que seguir el ejemplo de los Estados Unidos, que tuvo este problema a principios del siglo, alrededor del año 1910, cuando reorganizó el mercado y, de alguna forma, generó un mercado competitivo entre todos los petroleros en el mercado norteamericano. Ninguno tiene una porción de mercado mayor del 10%, de forma tal de que compiten entre sí y los precios de venta a los automovilistas son inferiores que en Argentina.

El fuerte aumento que registró el precio de la energía eléctrica para las grandes industrias y empresas durante mayo no responde a una decisión puntual, sino a una combinación de factores estacionales e internacionales.

Esa es la principal conclusión de un informe de CAMMESA , la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), en el que explica por qué los costos de generación se dispararon con la llegada del invierno y cuál es la expectativa para el resto del año.

Según el documento analizado por Newstad, durante los meses más fríos aumenta de manera significativa el consumo residencial de gas natural, lo que reduce la disponibilidad de ese combustible para generar electricidad. Ante ese escenario, el sistema debe recurrir a fuentes de energía más costosas, como gas natural licuado (GNL), gasoil, fuel oil o carbón, lo que impacta directamente sobre el precio de la energía.

A ese factor se suman las bajas precipitaciones en las cuencas hidroeléctricas, que obligan a utilizar una mayor cantidad de centrales térmicas, y el incremento del precio internacional del petróleo, que elevó tanto el costo de los combustibles como el de las importaciones de electricidad desde países vecinos.

CAMMESA aclara que esta situación no representa una anomalía, sino una característica estructural del sistema eléctrico argentino, donde históricamente los costos de generación aumentan entre mayo y septiembre debido a la mayor demanda energética y a la necesidad de utilizar combustibles alternativos.

En ese contexto, el informe recuerda que desde fines de 2025 rige un nuevo esquema de comercialización establecido por la Resolución 400/2025 de la Secretaría de Energía. La normativa diferencia la energía destinada al abastecimiento residencial de la que compran los grandes usuarios, con el objetivo de acercar progresivamente los precios mayoristas a los costos reales de generación e impulsar una mayor contratación privada de energía.

Como consecuencia de ese esquema, el Mercado Spot refleja principalmente el costo que afrontan las empresas que no tienen contratos de suministro. En cambio, aquellas que compraron energía mediante contratos en el Mercado a Término (MAT) logran amortiguar el impacto de las subas estacionales.

De acuerdo con las estimaciones de CAMMESA, el precio de la energía para los grandes usuarios pasó de alrededor de 70 dólares por megavatio hora (MWh) en abril a valores cercanos a los 150 dólares por MWh durante el invierno. La empresa atribuye ese incremento al mayor uso de combustibles alternativos, las condiciones hidrológicas secas y el encarecimiento de las importaciones de energía.

Sin embargo, el organismo aclara que el análisis no debe centrarse en un solo mes, sino en el promedio anual. Según sus proyecciones, si las condiciones internacionales se estabilizan, el precio promedio del año se ubicaría entre 90 y 95 dólares por MWh, un nivel similar al registrado históricamente para el sistema.

El informe también destaca que cerca de la mitad de la demanda de los grandes usuarios ya está cubierta mediante contratos privados, una herramienta que permite fijar precios con anticipación y reducir la exposición a la volatilidad del mercado. Por ese motivo, CAMMESA recomienda ampliar el nivel de contratación para disminuir el impacto de futuras subas estacionales.

En contraste, el organismo remarca que los usuarios residenciales no deberían experimentar esa volatilidad. Explica que la energía destinada a los hogares proviene de un esquema de "generación asignada", integrado por contratos de largo plazo, centrales hidroeléctricas, nucleares, renovables e importaciones programadas, lo que permite mantener un precio más estable a lo largo del año.

Horacio Marín, descartó una baja inmediata en los precios de las naftas. Durante su visita a la Exposición Rural de Palermo, el ejecutivo explicó que la evolución del precio internacional del petróleo todavía impide alcanzar el valor de equilibrio necesario para reducir los precios en los surtidores.

“Todavía no llegamos al valor de equilibrio para bajar el precio de las naftas”, afirmó Marín, quien agregó que, mientras el crudo internacional se mantenga elevado, cualquier eventual reducción se demorará. “Con estos precios se dilata más”, sostuvo.

El titular de YPF también explicó que la compañía utilizó un mecanismo de amortiguación para evitar trasladar de manera inmediata toda la volatilidad internacional al mercado interno. “Decidimos hacer un buffer de precios donde no subimos todo lo que había que subir y cuando bajaba compensábamos”, detalló.

Al mismo tiempo, Marín puso el foco en el potencial de Vaca Muerta y en la capacidad argentina para convertirse en un jugador relevante del mercado internacional. Según proyectó, la producción nacional de petróleo podría alcanzar 1 millón de barriles diarios hacia fin de año, mientras que la ampliación de la infraestructura permitiría transformar ese volumen en capacidad efectiva de exportación hacia 2031 o 2032.

En paralelo con la estrategia de las petroleras, el Gobierno nacional avanzó esta semana con una modificación regulatoria destinada a facilitar las exportaciones de hidrocarburos. A través de la Resolución 166/2026, la Secretaría de Energía creó un nuevo Registro de Operaciones de Exportación y unificó procedimientos que hasta ahora estaban distribuidos en distintas normas.

Uno de los principales cambios es la eliminación de la obligación de publicar previamente una oferta de venta en el mercado interno antes de exportar determinados productos. Ese mecanismo será reemplazado por un sistema de notificación: la Secretaría de Energía podrá formular objeciones fundadas por razones vinculadas con la seguridad del abastecimiento dentro de plazos de 7 o 30 días hábiles, según el producto. Si ese período vence sin objeciones, la exportación queda habilitada.

La medida alcanza, entre otros productos, al petróleo crudo, las gasolinas, el gasoil, el propano, el butano y el gas licuado de petróleo. El Gobierno busca de esta manera reducir la burocracia y dar mayor previsibilidad a las empresas que proyectan inversiones de largo plazo.

El cambio adquiere especial importancia para Vaca Muerta, ya que el crecimiento de la producción exige ampliar los mercados externos y desarrollar infraestructura para transportar y despachar los nuevos volúmenes. El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, las ampliaciones de transporte y los proyectos de GNL aparecen como piezas centrales de esa estrategia exportadora.

El crecimiento de la actividad también comienza a generar una demanda creciente de mano de obra especializada. En ese contexto, la Fundación YPF abrió una nueva convocatoria para cursos gratuitos de formación técnica destinados a mayores de 18 años interesados en capacitarse para la industria energética.

La propuesta incluye cursos de Automatización y Robótica, Instalaciones Eléctricas, Instrumentación Industrial, Energías Renovables y Soldadura Industrial, con niveles iniciales y avanzados de acuerdo con la localidad. En Neuquén, las capacitaciones se desarrollarán en la capital provincial, Añelo, Plaza Huincul y Rincón de los Sauces. También habrá propuestas en Sierra Grande y San Antonio Oeste, en Río Negro, además de Mendoza y Luján de Cuyo.

Los cursos tendrán una duración de cuatro meses y combinarán clases virtuales con jornadas prácticas presenciales cada quince días. Los estudiantes trabajarán con equipamiento Arduino, miniplantas industriales con controladores PLC y kits eléctricos para realizar prácticas sobre circuitos reales.

La inscripción permanecerá abierta hasta el 2 de agosto, aunque los cupos son limitados. En Añelo, uno de los principales centros operativos de Vaca Muerta, se dictará Instrumentación Industrial en nivel avanzado, mientras que otras localidades tendrán una oferta más amplia de especialidades.

La iniciativa se vincula directamente con uno de los desafíos que plantea la expansión del shale: acompañar el incremento de las inversiones y la producción con una mayor disponibilidad de trabajadores capacitados en las distintas ramas de la cadena energética.

Otra de las novedades de la semana llegó desde el sector tecnológico. Waiken ILW, el holding de medios y tecnología del Grupo Werthein, firmó una carta de intención con la empresa Terra Innovatum para analizar la instalación de 8 MW de generación nuclear destinada al abastecimiento de sus centros de datos en Argentina y Brasil.

El proyecto contempla la utilización de ocho unidades del microreactor modular SOLO, desarrollado por Terra Innovatum, con una capacidad de 1 MW eléctrico cada uno. La iniciativa apunta a suministrar energía directamente a los datacenters que respaldan las operaciones de DirecTV Latin America desde Argentina y de SKY Brasil desde Jaguariúna.

El interés tiene una dimensión estratégica porque los centros de datos requieren un suministro eléctrico estable y continuo, una necesidad que se vuelve todavía más relevante con el crecimiento de la inteligencia artificial y de los servicios digitales. El reactor SOLO está diseñado para brindar energía eléctrica y térmica a instalaciones industriales y también podría utilizarse en aplicaciones como la desalinización de agua y la producción de radioisótopos médicos.

Además, el proyecto tiene un posible componente industrial argentino. Terra Innovatum trabaja con Conuar en el desarrollo y la fabricación de componentes del reactor, con la posibilidad de establecer en el país un hub de ensamblaje y una cadena de valor para América Latina.

La integración energética regional también avanzó durante la semana con una iniciativa que busca conectar a Chile con la red eléctrica argentina. La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, y la ministra de Energía de Chile, Ximena Rincón, analizaron la Interconexión Internacional Los Cóndores–Río Diamante, un proyecto de transmisión de 500 kV que vincularía la Región del Maule con Mendoza.

La obra permitiría transportar energía desde la central hidroeléctrica Los Cóndores hasta el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), mediante su conexión con la Estación Transformadora Río Diamante, en el sur mendocino.

El proyecto adquiere una dimensión mayor porque podría complementarse con la futura línea de extra alta tensión Río Diamante–Charlone, contemplada en el Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico. Esa obra prevé una línea de 500 kV de aproximadamente 487 kilómetros, además de más de 400 kilómetros de líneas complementarias de 132 kV.

“Lo interesante de este proyecto es que conectaría con la línea Río Diamante–Charlone. Por lo tanto, estaríamos hablando de un corredor eléctrico de carácter bioceánico, que comenzaría en Chile, atravesaría Mendoza y se integraría a la red troncal argentina”, explicó Latorre.

La iniciativa apunta a mejorar la seguridad del abastecimiento, facilitar la incorporación de nuevas fuentes de generación y crear mejores condiciones para inversiones productivas tanto en Argentina como en Chile. De concretarse, además, permitiría avanzar hacia una mayor integración de los sistemas eléctricos de ambos países.

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.

YPF informó que el próximo 4 de agosto implementará el cambio de valor nominal (split) de sus acciones ordinarias registradas en la Caja de Valores S.A., en una relación de 10 acciones por cada acción existente.

“Queremos que cada vez más argentinos puedan ser parte del crecimiento de YPF. El split de la acción es un paso concreto para acercar el mercado de capitales y hacer más accesible la inversión en la compañía”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

Como resultado de esta operación, por cada acción de YPF que un accionista posea antes de la fecha de implementación recibirá nueve acciones adicionales, totalizando 10 acciones. En consecuencia, el valor nominal de cada acción pasará de AR$10 a AR$1.

La operación se realizará de manera automática, por lo que los accionistas no deberán realizar ningún trámite para recibir las nuevas acciones.

Además, la compañía avanza en el desarrollo de una nueva funcionalidad que permitirá comprar acciones de YPF directamente a través de APP YPF, acercando el mercado de capitales a millones de usuarios de su ecosistema digital.

Este cambio en el valor nominal reducirá el precio unitario de la acción en el mercado local, facilitando el acceso a un universo más amplio de inversores y favoreciendo una mayor liquidez.

La medida no implica cambios en el patrimonio de los accionistas ni en los derechos asociados a sus tenencias.

El proyecto Alumbrera dio un nuevo paso hacia su reinicio operativo en Catamarca. La compañía adjudicó a Finning un contrato por aproximadamente US$ 250 millones para incorporar equipos Caterpillar, servicios de mantenimiento, soporte técnico y soluciones digitales aplicadas a la gestión de la futura flota minera.

La adjudicación incluye 22 equipos nuevos y un acuerdo de mantenimiento para una flota total de 51 unidades, al considerar otras 29 máquinas que ya se encuentran en el yacimiento. Las entregas serán escalonadas entre 2026 y 2028, de acuerdo con el cronograma previsto para la reactivación de la operación.

La parte central del paquete estará formada por 22 camiones Cat 793, diseñados para transportar entre 220 y 240 toneladas de material por viaje. También se incorporarán tres palas hidráulicas Cat 6060 FS, con cucharones de 34 metros cúbicos de capacidad.

La flota se completará con un bulldozer Cat D11, un camión aljibe Cat 777 y excavadoras Cat 336, además de otros equipos auxiliares necesarios para mantener la continuidad de las tareas de extracción, carguío, transporte y acondicionamiento del área operativa.

El contrato no se limita a la venta de maquinaria. Finning estará a cargo del transporte, armado, puesta en marcha y entrega de los equipos listos para trabajar dentro del yacimiento. También prestará un servicio de mantenimiento durante las 24 horas, los siete días de la semana, por un plazo de cinco años.

La empresa informó que el acuerdo generará más de 180 puestos de trabajo vinculados con mantenimiento y soporte operativo. La intención es priorizar la contratación de personal local y fortalecer capacidades técnicas dentro de Catamarca.

Otra parte relevante será la incorporación de la plataforma MineStar Fleet, que permitirá supervisar en tiempo real la ubicación, disponibilidad y productividad de los equipos. Este tipo de soluciones facilita la asignación de camiones y palas, el seguimiento de ciclos de carga y la detección de desvíos que pueden afectar el rendimiento de la operación.

El reinicio de Alumbrera forma parte del desarrollo integrado del proyecto MARA, que combina la infraestructura existente en Bajo de la Alumbrera con el depósito de Agua Rica. Esa integración permite aprovechar instalaciones, accesos y sistemas construidos durante la etapa anterior de producción.

La utilización de infraestructura existente es uno de los elementos que diferencia al proyecto de otros grandes desarrollos metalíferos en Argentina. Una mina completamente nueva necesita construir plantas, caminos, redes eléctricas y sistemas de transporte desde cero. Alumbrera, en cambio, conserva activos que pueden ser reacondicionados y reutilizados.

El contrato con Finning ofrece una señal concreta sobre el avance del proyecto. La compra y asignación de camiones de gran porte no responde a una campaña exploratoria, sino a la preparación de una operación minera que necesita movilizar millones de toneladas de material.

Los Cat 793 son equipos habituales en minas de cobre y oro de gran escala. Cada unidad puede medir más de siete metros de altura y operar de manera continua en condiciones exigentes, siempre que cuente con mantenimiento y disponibilidad de repuestos.

Germán Wilson, vicepresidente de Operaciones y country manager de Finning Argentina, definió la adjudicación como un hito por su magnitud y complejidad. El acuerdo combina maquinaria, mantenimiento y tecnología bajo una misma propuesta operativa.

Para Catamarca, el reinicio de Alumbrera tiene impacto sobre contratistas, talleres, transporte, servicios técnicos y empleo. La actividad también puede generar una nueva demanda de formación para mecánicos, operadores y especialistas en mantenimiento predictivo.

El desafío será coordinar la llegada progresiva de la flota con las obras necesarias para poner nuevamente en funcionamiento las instalaciones. El cronograma de entregas hasta 2028 muestra que se trata de un proceso gradual y no de una reactivación inmediata.

Sin embargo, el contrato por US$ 250 millones constituye uno de los pasos materiales más importantes anunciados para Alumbrera. Ya no se trata únicamente de estudios o proyecciones: hay equipos definidos, proveedores contratados, fechas de entrega y más de 180 empleos asociados al soporte de la operación.

El ex secretario de Energía de la Nación, Raúl Olocco, sostuvo que el desarrollo nuclear argentino debe abandonar los proyectos que no sean económicamente viables y aplicar criterios de rentabilidad antes de avanzar con nuevas inversiones. 

En ese sentido, en contacto con Newstad consideró positivo el interés de Estados Unidos por impulsar un mini reactor nuclear en el país, aunque aclaró que mantiene reservas sobre este tipo de anuncios hasta que se traduzcan en obras concretas.

"La intervención público-privada en el área nuclear argentina siempre existió de diversas formas. Hubo desarrollos muy interesantes, como fue la repotenciación de la central nuclear Embalse, donde muchas empresas privadas participaron y con un éxito rotundo. Otras fueron un fracaso absoluto y total, como fue Atucha II, en manos de Electroingeniería y del famoso capitalismo de amigos", afirmó.

Respecto del interés estadounidense en los reactores modulares pequeños (SMR), Olocco señaló que "el hecho de que ahora Estados Unidos, en este caso concreto, esté interesado en desarrollar un mini reactor nuclear me parece interesante". Sin embargo, advirtió que "en este tipo de anuncios soy un poco escéptico porque, hasta no verlo concretado, pasa mucho tiempo y a veces sucede lo que pasó con el tren bala o con muchos proyectos, como Petronas en Vaca Muerta y demás".

El ex funcionario fue especialmente crítico con el proyecto CAREM, el reactor modular desarrollado por la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), al considerar que nunca estuvo acompañado por un análisis económico serio.

"El sector nuclear argentino lamentablemente nunca tuvo ideas ni quiso aplicar el famoso principio de costo-beneficio. Siempre éramos alocados para proponer cosas rimbombantes, como por ejemplo asociarnos a los chinos para nuevos reactores, pero nunca quisimos hablar del precio de la energía", sostuvo.

En esa línea, agregó que "si por ejemplo vos tenés una térmica que te produce a 70 dólares el megavatio, no podés poner una central que termine costando 120 dólares o 100 dólares. Cuando se le pregunta a alguien del sector nuclear argentino, siempre te contesta que eso no es relevante".

También cuestionó el potencial exportador que históricamente se atribuyó al CAREM. "Decían que era un proyecto extraordinario, genial para exportar al mundo, pero jamás exportamos una tuerca", remarcó.

Para Olocco, el problema de fondo es que los proyectos nucleares argentinos nunca lograron demostrar su sustentabilidad económica. "Todos los estudios siempre se basaban en el gran desarrollo nuclear argentino y los cerebros mágicos que tenemos esparcidos por todo el país, pero nunca los proyectos fueron económicamente rentables. Nunca aceptaron ese principio básico y fundamental: si vos producís algo, tiene que ser económicamente rentable", enfatizó.

Pese a sus cuestionamientos, el ex secretario de Energía se manifestó a favor de la energía nuclear como fuente de generación. "Yo personalmente creo que es una energía muy limpia, tomada con recaudos y con todas las previsiones, una de las mejores energías de base que existen en la actualidad", expresó.

No obstante, planteó que persiste una deuda histórica respecto del tratamiento de los desechos radiactivos. "Mi única preocupación es dónde terminan los residuos nucleares. Esa es otra gran pregunta que jamás nos contestamos los argentinos", afirmó.

Al recordar el frustrado proyecto para construir un repositorio de residuos en Gastre, provincia de Chubut, señaló: "Hubo una pueblada muy grande y jamás se concretó. Hoy vos preguntás por los residuos y nadie sabe dónde están o qué se ha hecho con ellos".

Finalmente, Olocco consideró que el futuro de la industria pasa por los reactores modulares pequeños y no por las grandes centrales tradicionales. "Si se sigue desarrollando la energía nuclear, los mini reactores son el futuro. Creo que ya pensar en centrales nucleares del tamaño de las que tenemos es bastante complicado por temas de seguridad y por costos", afirmó.

En ese marco, sostuvo que una tercera central en el complejo de Atucha podría ser una alternativa, aunque condicionó cualquier decisión a su viabilidad económica. "Creo que una tercera central nuclear en la zona donde están instaladas Atucha I y Atucha II sería conveniente, pero hay que hacer un estudio económico y de rentabilidad del proyecto. De lo contrario, siempre tenés otras energías alternativas, ya sean renovables o no renovables", concluyó.

YPF alcanzó el registro más alto de su historia en percepción de calidad de combustibles, un indicador que mide la valoración que realizan los consumidores sobre las naftas y el gasoil comercializados por la compañía. El estudio reflejó una puntuación récord de 78 puntos, consolidando el liderazgo de la petrolera en un mercado donde la experiencia del usuario y la confianza en la marca se convirtieron en factores determinantes para la elección de una estación de servicio.

El resultado es consecuencia de una estrategia sostenida por la empresa para fortalecer la calidad de sus productos, modernizar la red de estaciones de servicio e incorporar nuevas tecnologías tanto en la elaboración como en la comercialización de combustibles. En los últimos años, YPF también impulsó la renovación de su imagen comercial y amplió la oferta de servicios, buscando mejorar la experiencia de los clientes en cada punto de venta.

La medición adquiere especial relevancia en un escenario de mayor competencia entre las principales petroleras que operan en el país. Para YPF, el indicador representa un respaldo de los propios consumidores a la política de inversión desarrollada en refinación, logística y comercialización, áreas consideradas estratégicas por la conducción de la compañía para sostener su liderazgo en el mercado argentino de combustibles.

YPF Luz dio un paso decisivo para convertirse en una empresa cotizante en los mercados de capitales de Argentina y Estados Unidos. La firma inició formalmente el proceso para realizar una oferta pública inicial de acciones (IPO), con la que buscará financiar una nueva etapa de expansión mediante el acceso a inversores internacionales y una mayor capacidad para desarrollar proyectos de generación eléctrica.

La empresa se consolidó en los últimos años como uno de los principales actores del mercado energético nacional, con una capacidad instalada cercana a los 3.800 megavatios distribuidos entre centrales térmicas y parques eólicos. Su crecimiento estuvo acompañado por una mejora sostenida de sus resultados financieros y una fuerte presencia en proyectos vinculados a las energías renovables, segmento que continúa ampliando su participación dentro de la matriz energética argentina.

De concretarse la operación, YPF Luz cotizará en la Bolsa de Nueva York bajo el símbolo "YLUZ", además de hacerlo en el mercado local. La salida al mercado representa una de las operaciones financieras más importantes del sector energético argentino en los últimos años y forma parte de la estrategia de la compañía para captar recursos que permitan continuar ampliando su infraestructura y acompañar la creciente demanda de energía asociada al desarrollo de Vaca Muerta y de la actividad industrial.

Vaca Muerta volverá a ubicarse en el centro de la agenda económica internacional. Está prevista para este martes 28 la visita del presidente  de la directora gerente del Fondo Monetario Internacional, Kristalina Georgieva. La recorrida incluiría distintos proyectos vinculados al desarrollo hidrocarburífero y buscaría mostrar el potencial exportador del principal reservorio de petróleo y gas no convencional de la Argentina.

La presencia de la titular del FMI en Neuquén es interpretada por distintos sectores como una señal del interés que despierta el crecimiento de la producción energética argentina y las inversiones que continúan llegando al yacimiento. Durante los últimos meses avanzaron obras de infraestructura, nuevos desarrollos privados y proyectos de transporte destinados a incrementar las exportaciones de crudo y gas natural.

El Gobierno nacional considera a Vaca Muerta uno de los principales motores para la generación de divisas durante los próximos años. El incremento sostenido de la producción y la puesta en marcha de nuevas obras de evacuación permitirán ampliar la capacidad exportadora del país y fortalecer el superávit energético, uno de los objetivos centrales de la política económica.

La transición energética sumó un nuevo caso de innovación con la puesta en marcha del primer hotel argentino abastecido mediante un esquema de energía solar comunitaria y virtual. Se trata del Hotel Azur Real Boutique & Spa, en la ciudad de Córdoba, que desarrolló el proyecto junto con la empresa Ecovatio bajo un modelo que permite consumir energía generada en un parque solar ubicado fuera del establecimiento.

El sistema funciona a través de una modalidad de generación distribuida virtual, que posibilita a los usuarios aprovechar la electricidad producida por un parque fotovoltaico remoto mediante compensaciones en el consumo eléctrico. De esta manera, el hotel podrá cubrir la totalidad de su demanda energética e incluso generar un excedente estimado en alrededor del 50 por ciento de su consumo anual.

La iniciativa constituye un antecedente para el sector turístico y para otras empresas interesadas en avanzar hacia modelos de abastecimiento más sustentables. Además de reducir las emisiones de carbono, el esquema permite disminuir costos operativos y demuestra el potencial que tienen los proyectos de generación distribuida para acelerar la incorporación de energías renovables en distintos sectores de la economía.

La Exposición Rural incorporará este año, por primera vez en su historia, el acompañamiento institucional de YPF, que además dará nombre a esta edición de la muestra. La alianza pone en valor el vínculo entre dos sectores estratégicos para el desarrollo de la Argentina: el campo y la energía.

“Estamos convencidos de que la energía y el campo son los dos grandes motores de la economía argentina, con una enorme capacidad exportadora, que pueden impulsar un proceso de desarrollo y crecimiento sostenido, generando las divisas que el país necesita”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

Por su parte, Nicolás Pino, presidente de la Sociedad Rural Argentina, señaló: “El campo y la energía son pilares fundamentales del crecimiento de la Argentina. Que YPF acompañe institucionalmente esta muestra refleja una visión compartida sobre la necesidad de impulsar la producción, la innovación y el desarrollo federal”.

Durante la exposición, YPF estará presente con su marca FULL, acercando sus productos a los visitantes de la Expo Rural 2026 – Edición YPF.

Además, quienes recorran la muestra podrán poner a prueba sus habilidades como pilotos en simuladores de Fórmula 1, instalados en un espacio especialmente ambientado de casi 200 metros cuadrados.

Con esta alianza, la Exposición Rural e YPF consolidan un espacio de encuentro entre dos actividades que, trabajando de manera complementaria, pueden transformar el potencial argentino en crecimiento, exportaciones y desarrollo.

Bajo el lema "El campo nos une", la 138° Exposición Rural se realizará del 16 al 26 de julio en el Predio Ferial de Palermo. La muestra es organizada por la Sociedad Rural Argentina y La Rural S.A., y presentará la mejor genética de la ganadería, junto con una amplia agenda técnica y comercial.

Agustín Siboldi, vicepresidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables destacó en diálogo con Newstad la importancia de generar espacios de diálogo entre el sector público y privado para impulsar las inversiones necesarias que permitan ampliar la capacidad del sistema y acompañar el crecimiento de la generación eléctrica, particularmente de las energías renovables.

NEWSTAD: Sobre el plan de incorporar 5.610 kilómetros de nuevas líneas de alta tensión, con una inversión estimada superior a USD 6.600 millones, ¿qué plazos consideran realistas para que esas obras comiencen a ejecutarse y cuándo podrían empezar a aliviar los cuellos de botella del sistema?

AGUSTÍN SIBOLDI: Lo primero es distinguir entre el anuncio del plan, el llamado efectivo a licitación y el inicio real de ejecución de las obras. La información pública disponible —incluida la publicada por CAMMESA y por la Secretaría de Energía— confirma que el plan apunta a ampliar significativamente la red de transporte, pero el alivio de los cuellos de botella no será inmediato.

En particular, la Secretaría de Energía identificó tres primeras obras estratégicas a licitar bajo un esquema de concesión privada, con llamados nacionales e internacionales y participación de empresas con capacidad técnica y financiera. Por eso, si se habla de “las dos primeras licitaciones”, conviene aclarar si la referencia es a los dos primeros llamados efectivos que publique CAMMESA o a una selección parcial dentro de ese primer paquete de obras.

· AMBA I: busca reforzar el abastecimiento del Área Metropolitana de Buenos Aires, donde se concentra una porción muy relevante de la demanda eléctrica nacional. Su impacto esperado es mejorar la confiabilidad del SADI y reducir generación forzada o ineficiente.

· Línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins: apunta a ampliar la capacidad de transporte desde Cuyo, facilitando la evacuación de generación renovable y convencional y, según la información oficial, también parte de la generación vinculada al Comahue.

· Línea de 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca: tendría por objetivo reforzar la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal, un punto clave para aprovechar mejor el recurso eólico patagónico.

En cuanto a plazos, aun si las licitaciones se lanzan en el corto plazo, el comienzo efectivo de obra dependerá de varios hitos previos: publicación de pliegos, consultas, presentación de ofertas, adjudicación, cierre contractual, estructuración de garantías, eventual encuadre bajo el RIGI, permisos ambientales, servidumbres, ingeniería de detalle, contratación de proveedores y disponibilidad de equipamiento crítico.

Por eso, el punto central no es solamente cuándo se publique el llamado, sino si el pliego logra resolver adecuadamente la asignación de riesgos, el mecanismo de remuneración, la identificación de los beneficiarios obligados al pago, las garantías de cobro y el tratamiento de contingencias no imputables al concesionario. Esos elementos determinarán la bancabilidad de los proyectos y la profundidad de la competencia en las ofertas.

En síntesis, las licitaciones pueden ser una señal muy relevante y una prueba de mercado del nuevo esquema. Pero el alivio efectivo de los cuellos de botella debe pensarse en un horizonte de mediano plazo, una vez que las obras estén adjudicadas, financiadas, construidas y puestas en servicio. Si las primeras convocatorias resultan exitosas, podrían acelerar la secuencia del plan; si muestran baja participación o primas de riesgo elevadas, probablemente será necesario ajustar pliegos, garantías o criterios de asignación de costos.

¿Cuántas inversiones están hoy demoradas o frenadas por la falta de capacidad de transporte eléctrico?

Es difícil cuantificarlo con precisión. El canal natural para medirlo sería el MATER y la información sobre puntos de interconexión disponible, pero el dato relevante es que la capacidad en muchos nodos informados por CAMMESA es prácticamente nula o muy limitada.

En términos prácticos, eso significa que hay proyectos renovables de magnitud que no pueden avanzar, o que solo podrían hacerlo si obtienen nueva capacidad de transporte, prioridad de despacho o soluciones complementarias. La saturación del SADI se convirtió, en los hechos, en una restricción estructural para el desarrollo de nueva generación.

Esa nueva capacidad puede provenir de dos fuentes. Por un lado, de las licitaciones públicas de expansión del transporte. Por otro, de proyectos de generación que asuman a su cargo las obras necesarias para conectarse o evacuar su energía. Este segundo camino tiene desafíos propios: la necesidad de agrupar demanda —por ejemplo, proyectos mineros—, la coordinación entre generadores y grandes usuarios, y la falta de reglas suficientemente claras sobre cómo identificar beneficiarios y distribuir los costos cuando una ampliación, aun impulsada por un proyecto específico, también beneficia a terceros mediante menores costos de suministro, mayor confiabilidad o mejor calidad de servicio.

El esquema prevé licitaciones nacionales e internacionales con fuerte participación privada. ¿Qué condiciones regulatorias y financieras deben consolidarse para que los inversores efectivamente decidan participar en estos proyectos de infraestructura?

La condición central es que el esquema sea bancable. Para eso, los inversores van a mirar especialmente la certeza del régimen de remuneración, la actualización de ingresos, las garantías de cobro, la asignación de riesgos durante construcción y operación, y la claridad sobre quiénes serán los beneficiarios obligados a pagar los cargos asociados a cada expansión.

También serán relevantes la estabilidad regulatoria, la coordinación con permisos provinciales y municipales, el tratamiento de servidumbres y la posibilidad de articular los proyectos con el RIGI cuando corresponda. Si esos elementos no están bien definidos, los oferentes probablemente incorporen primas de riesgo más altas o directamente reduzcan su participación.

Sobre el rol del almacenamiento de energía, la generación distribuida y herramientas como el RIGI. ¿Cómo pueden complementarse estos instrumentos con la expansión del transporte para acelerar el desarrollo del sector energético argentino?

Respuesta: Son instrumentos complementarios, no sustitutos perfectos. La expansión del transporte sigue siendo indispensable para integrar proyectos de gran escala y conectar recursos alejados de los centros de consumo. Pero el almacenamiento puede ayudar a administrar congestiones, aportar potencia y reservas, y mejorar la operación del sistema en horarios críticos.

La generación distribuida, por su parte, puede aliviar demanda en determinados puntos de la red y reducir presión sobre infraestructura existente, aunque su escala y perfil operativo no reemplazan las grandes obras de transmisión. El RIGI puede aportar un marco de estabilidad y previsibilidad para proyectos intensivos en capital, siempre que el diseño de la licitación permita articular adecuadamente ese régimen con los contratos de concesión, las garantías del proyecto y el mecanismo de repago.

¿Este plan de ampliación permitirá aprovechar plenamente recursos estratégicos como Vaca Muerta, la energía eólica de la Patagonia y la solar del NOA, o será necesario avanzar con nuevas etapas de expansión en los próximos años?

Respuesta: El plan es un paso muy relevante, pero no debería verse como una solución definitiva. Puede remover restricciones críticas y habilitar nueva capacidad de generación, especialmente en regiones con recursos renovables o energéticos de alto potencial. Sin embargo, la magnitud de los recursos disponibles en Vaca Muerta, Patagonia y el NOA probablemente exigirá nuevas etapas de planificación, expansión y coordinación regulatoria.

La clave será que las primeras licitaciones funcionen como precedente. Si logran atraer capital privado, asignar adecuadamente los riesgos y construir confianza regulatoria, pueden convertirse en la base de una política de expansión más amplia y sostenida. Si no, el país seguirá enfrentando una brecha entre su potencial energético y la infraestructura necesaria para convertirlo en energía disponible para la demanda.

La presentación del ACR-300 introduce un cambio de paradigma en la forma de concebir y financiar nuevos proyectos. Hasta ahora, el desarrollo nuclear del país estuvo impulsado casi exclusivamente por el Estado. Esta iniciativa abre la posibilidad de incorporar capital privado, experiencia empresarial y una gestión orientada a cumplir plazos y controlar costos.

Más que reemplazar al Estado, el nuevo modelo redefine su función: debe conservar un papel central en la regulación, la seguridad nuclear, la planificación estratégica y el desarrollo de capacidades tecnológicas, mientras permite que actores privados asuman la inversión y la ejecución de los proyectos.

Por eso, el ACR-300 podría marcar un cambio de etapa. Sin embargo, su verdadero carácter histórico dependerá de que la propuesta avance desde la presentación inicial hacia un proyecto técnicamente validado, financiable y efectivamente construido.Es un modelo posible y forma parte de una tendencia internacional hacia una mayor participación privada en el desarrollo de nuevas tecnologías nucleares. Sin embargo, más que hablar de una retirada completa del Estado, lo correcto es señalar que están surgiendo esquemas en los que el sector privado aporta capital, tecnología y capacidad de ejecución, mientras el Estado establece las reglas, controla la seguridad y reduce determinados riesgos regulatorios.

El caso reciente de Estados Unidos es ilustrativo: cuatro reactores avanzados desarrollados por empresas privadas alcanzaron la criticidad durante 2026 dentro del Reactor Pilot Program del Departamento de Energía. Los desarrolladores debían afrontar los costos de diseño, construcción, operación y desmantelamiento, aunque contaron con una vía de autorización federal acelerada y acceso a infraestructura pública. Además, se trató de reactores experimentales o de demostración, no de centrales comerciales comparables directamente con un ACR-300.

Para que un proyecto de US$ 1.200 millones financiado íntegramente por privados sea viable en Argentina deberá demostrar que cuenta con inversores sólidos, contratos de venta de energía de largo plazo, un comprador confiable, reglas regulatorias estables y una estrategia clara para afrontar los riesgos cambiarios, constructivos y financieros.

Por eso, la propuesta es ambiciosa, pero no imposible. Su mayor valor es que busca incorporar disciplina financiera y trasladar al desarrollador privado buena parte del riesgo económico. El verdadero punto de inflexión se producirá cuando el proyecto consiga cerrar su financiamiento y avanzar hacia la licencia y la construcción sin depender de que el Estado cubra los sobrecostos.El CAREM representa, por oposición, muchas de las razones por las que la Argentina necesita revisar su modelo de desarrollo nuclear. No porque un proyecto impulsado por el Estado esté necesariamente condenado al fracaso, sino porque mostró las consecuencias de avanzar sin una ingeniería suficientemente cerrada, sin hitos técnicos vinculantes y sin una asignación clara de responsabilidades sobre plazos, costos y resultados.

Después de más de dos décadas de desarrollo, sucesivas reprogramaciones y una inversión pública muy significativa, el país todavía no cuenta con un reactor terminado y operativo. Además, una revisión independiente concluida en 2024 planteó interrogantes sobre el grado de madurez de la ingeniería, los análisis termohidráulicos, la validación experimental de sistemas innovadores y los mecanismos de control. Esto no significa afirmar que el reactor haya demostrado ser inseguro, sino que no se había reunido todavía evidencia suficiente para cerrar de manera satisfactoria su demostración de seguridad.

La principal lección es que no se debe iniciar una obra nuclear de esta complejidad mientras permanecen abiertos aspectos esenciales del diseño. Primero deben validarse los sistemas críticos, completarse la ingeniería y superar revisiones técnicas independientes; después debe avanzarse con la construcción. También son necesarios objetivos verificables, responsables definidos y mecanismos que permitan detener o reformular el proyecto cuando no cumple sus metas.

El contraste internacional es muy fuerte. El reactor experimental de Aalo Atomics alcanzó una reacción nuclear sostenida a potencia cero en menos de ocho meses desde el inicio de su construcción. No es equivalente a una central de 25 o 300 MW, pero demuestra lo que puede lograrse cuando el diseño, la fabricación, el financiamiento, la regulación y la ejecución trabajan de manera integrada y orientada a hitos concretos.

La propuesta del ACR-300 busca diferenciarse precisamente en esos puntos: inversión y riesgo económico asumidos por privados, una organización enfocada en la ejecución y un desarrollo sujeto a resultados técnicos y comerciales. Meitner Energy presenta al reactor como un SMR de 300 MW de generación III+, basado en tecnología de agua liviana y actualmente en etapa de desarrollo de ingeniería.

Eso no implica descartar lo aprendido con el CAREM ni prescindir de las capacidades de la CNEA, INVAP, la Autoridad Regulatoria Nuclear y la cadena industrial argentina. La oportunidad consiste en aprovechar ese conocimiento dentro de una estructura de gestión diferente, en la que el Estado regule, controle la seguridad y preserve las capacidades estratégicas, pero el desarrollador responda por el financiamiento, los plazos y los resultados.

El verdadero cambio de etapa no consiste solamente en reemplazar un proyecto estatal por uno privado. Consiste en pasar de una lógica centrada en sostener indefinidamente el desarrollo a otra basada en validar, construir, operar y rendir cuentas.

La estrategia es adecuada porque parte de una prioridad elemental: antes de pensar en una expansión ambiciosa, la Argentina debe garantizar la operación segura, eficiente y previsible del parque nuclear que ya posee.

La extensión de vida de Atucha I es central en ese sentido. Permite conservar capacidad de generación firme, aprovechar infraestructura existente y sostener conocimientos técnicos que serían muy costosos de reconstruir si se perdieran. Lo mismo vale para el mantenimiento del resto de las centrales y para el fortalecimiento de la cadena de proveedores nacionales, que constituye uno de los principales activos del sector nuclear argentino.

Pero preservar lo existente no alcanza. La política nuclear también debe generar condiciones para incorporar nuevos proyectos, tecnologías y fuentes de financiamiento. Allí es donde la articulación público-privada puede cumplir un papel decisivo: el Estado debe brindar estabilidad regulatoria, planificación de largo plazo, seguridad jurídica y controles técnicos rigurosos, mientras el sector privado aporta inversión, capacidad de gestión y disciplina en plazos y costos.

El espíritu de la nueva hoja de ruta debería ser precisamente ese: proteger las capacidades estratégicas construidas durante décadas y, al mismo tiempo, abrir el sector a nuevas oportunidades. No se trata de elegir entre Estado o privados, sino de definir con claridad qué función debe cumplir cada uno.

El Estado debe preservar la seguridad nuclear, la regulación, la formación de recursos humanos y las capacidades tecnológicas críticas. Los privados, por su parte, deben asumir riesgos de inversión y demostrar que pueden transformar los proyectos en centrales efectivamente construidas y operativas.

Si esa articulación se sostiene con continuidad y reglas estables, la Argentina puede pasar de administrar su legado nuclear a iniciar una nueva etapa de crecimiento.

El mayor impacto sería demostrar que en la Argentina todavía es posible diseñar, financiar, licenciar y construir un proyecto nuclear en tiempo y forma. Esa señal tendría un valor enorme, porque probaría que la articulación entre el Estado, el capital privado, el sistema científico-tecnológico y la industria nacional puede traducirse en resultados concretos.

En términos de matriz energética, una central de 300 MW no modificaría por sí sola de manera radical la participación nuclear, pero sí podría convertirse en el primer paso de un programa más amplio. La energía nuclear aporta generación firme, disponible durante prácticamente todo el año y con bajas emisiones de carbono, por lo que complementa a las fuentes renovables variables y reduce la necesidad de recurrir a combustibles fósiles para sostener el sistema eléctrico.

Una mayor generación nuclear también permitiría liberar parte del gas natural utilizado en centrales térmicas. En el caso argentino, ese gas podría destinarse a usos de mayor valor económico, como la industria, las exportaciones regionales o el desarrollo del GNL a partir de Vaca Muerta. No se trata de enfrentar a la energía nuclear con los hidrocarburos, sino de utilizar cada recurso de la manera más eficiente.

El impacto industrial podría ser incluso más relevante. Argentina posee capacidades acumuladas en ingeniería, metalurgia, fabricación de componentes, construcción, operación y formación de recursos humanos. Un proyecto concreto permitiría reactivar esa cadena de proveedores, generar empleo altamente calificado y establecer estándares que luego podrían aplicarse en futuras centrales.

Finalmente, una ejecución exitosa reposicionaría al país en el mercado nuclear internacional. La Argentina ya cuenta con reconocimiento en reactores de investigación, medicina nuclear y tecnología asociada, pero necesita demostrar capacidad para completar nuevos proyectos de generación. Si el ACR-300 logra construirse y operar de manera segura, competitiva y dentro de los plazos previstos, podría transformarse en una plataforma exportable y devolverle al país protagonismo en un mercado global que está recuperando el interés por la energía nuclear.

Por eso, su impacto no debería medirse solamente por los megavatios que aporte, sino por su capacidad para reconstruir credibilidad, movilizar a la industria nacional y abrir el camino a una nueva generación de proyectos.

El crecimiento de la minería argentina traerá una consecuencia directa sobre el sistema eléctrico: más demanda, más presión sobre las redes y necesidad de nuevas inversiones en generación y transporte. Un informe de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) proyecta que el consumo eléctrico del sector minero local podría pasar de 1.256 GWh en 2024 a 6.630 GWh en 2034.

El salto equivale a 5.374 GWh adicionales en una década, un crecimiento del 428%. Según el relevamiento regional, Argentina sería el país latinoamericano con el mayor incremento proyectado de demanda eléctrica minera en ese período.

El dato no es menor. La minería que viene no será una actividad marginal para el sistema energético. Litio y cobre, los dos minerales que concentran mayores expectativas de inversión, son también actividades intensivas en consumo eléctrico.

El informe ubica el mayor crecimiento de demanda en San Juan, Salta y Catamarca. No es casual: esas provincias concentran buena parte de la cartera de proyectos de cobre y litio que podrían entrar en operación durante los próximos años.

Según datos de la Secretaría de Minería citados por el estudio, litio y cobre suman más de 100 proyectos en distintas etapas de avance. No todos llegarán a producción, pero los primeros desarrollos de gran escala podrían comenzar a operar hacia 2030.

En litio, el informe identifica a la Puna como un futuro clúster de alta intensidad energética. Allí aparecen proyectos como Centenario-Ratones, Sal de Oro y Mariana, vinculados con la expansión del negocio en el NOA.

En cobre, la presión vendrá de megaproyectos como Taca Taca, en Salta, y de desarrollos avanzados como MARA, El Pachón, Josemaría y Los Azules. Todos requieren energía estable, infraestructura de transporte eléctrico y soluciones de abastecimiento de largo plazo.

El problema central es que buena parte de esos proyectos se ubica en zonas alejadas de los grandes centros de consumo y con infraestructura de red limitada. Por eso, el informe advierte sobre la necesidad de ejecutar obras de alta tensión de 500 kV, incorporar eficiencia energética, promover autogeneración y avanzar en esquemas híbridos con fuentes renovables.

Gastón Siroit, coautor del estudio y asesor técnico de OLACDE, fue claro: si los países no consideran este aumento de consumo en su planificación, el sistema eléctrico puede enfrentar cuellos de botella por falta de generación o transmisión.

En Argentina, la discusión ya empezó. La Resolución 400 obliga a los nuevos proyectos mineros a contratar hasta 80% de energía nueva. Esto significa que, a medida que los desarrollos avancen, deberán garantizar fuentes adicionales de suministro y no limitarse a tomar energía disponible de la red.

Diego Werner, CEO de Aires Renewables, estimó que la demanda necesaria para abastecer la cartera minera podría ubicarse entre 3 y 4 GW de potencia y energía anual, dependiendo de cuántos proyectos efectivamente entren en construcción y operación.

La mayor parte de esa energía podría provenir de fuentes renovables. Solar, eólica y almacenamiento aparecen como alternativas competitivas por costo, rapidez de implementación y compatibilidad con exigencias ambientales de financiamiento internacional.

El punto financiero es clave. Los grandes proyectos mineros necesitan mostrar que su energía está descarbonizada para acceder a mejores condiciones de crédito y cumplir estándares exigidos por compradores globales.

Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy, planteó que las mineras que busquen operar hacia 2029 o 2030 deberían empezar ahora a definir sus estrategias energéticas. En su visión, no habrá una única solución, sino combinaciones híbridas de generación, almacenamiento y contratos de abastecimiento.

El desafío es concreto: Argentina tiene recursos mineros de escala mundial, pero necesita energía e infraestructura para convertirlos en producción. Sin líneas, generación nueva y planificación coordinada, el crecimiento minero puede chocar contra el sistema eléctrico.

La oportunidad también es evidente. Si el país logra anticiparse, la minería podría impulsar una nueva ola de inversiones renovables, obras de transmisión y soluciones energéticas para regiones históricamente postergadas.

La próxima década no solo definirá si Argentina produce más litio y cobre. También definirá si tiene la energía suficiente para hacerlo.