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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El Gasoducto Manuel Belgrano busca cubrir precisamente esa brecha.

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

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

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

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

El esquema regional aprovecha además infraestructura ya existente.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La escala de la inversión muestra la dimensión del desafío.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El aumento productivo también comienza a trasladarse al comercio exterior.

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

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

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

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

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

Ese contexto vuelve todavía más relevante el crecimiento productivo argentino.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El esquema sería progresivo.

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

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

El interés no se limita a ese proyecto.

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

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

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

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

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

También existen movimientos en Bahía Blanca.

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

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

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

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

El crecimiento acelerado de la inteligencia artificial multiplicó esa demanda.

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

Patagonia reúne varias condiciones.

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

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

Pero también existen limitaciones.

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

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

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

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

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

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

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

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

Los proyectos todavía deberán transformarse en decisiones finales de inversión.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La integración busca combinar ambos activos.

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

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

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

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

Ese proceso tiene una doble importancia.

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

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

La situación contrasta con la magnitud de sus recursos.

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

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

MARA busca acortar parte de ese recorrido aprovechando activos existentes.

El momento internacional también favorece el interés por el metal.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Pero sí representa un avance material en el cronograma.

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

POSCO Argentina consiguió un respaldo financiero de hasta US$ 700 millones para avanzar con la expansión de Sal de Oro, su proyecto de litio ubicado en el Salar del Hombre Muerto, entre Salta y Catamarca. La operación será estructurada por BID Invest y apunta a financiar el desarrollo, puesta en marcha y crecimiento progresivo de un complejo con capacidad para producir alrededor de 48.000 toneladas anuales de productos de litio.

El paquete contempla hasta US$ 250 millones de financiamiento directo de BID Invest y otros US$ 450 millones que podrán ser movilizados entre instituciones financieras internacionales.

La magnitud del crédito convierte a la operación en uno de los financiamientos internacionales más relevantes destinados recientemente a la minería de litio argentina.

Sal de Oro combina extracción en la Puna con procesamiento industrial. El complejo contempla una capacidad de hasta 25.000 toneladas anuales de hidróxido de litio y otras 23.000 toneladas de carbonato de litio.

Esa integración constituye una de las características centrales del proyecto de POSCO. La compañía surcoreana no busca limitar su operación a la extracción y concentración del recurso, sino incorporar etapas industriales para obtener productos utilizados directamente en la fabricación de baterías.

Parte de esa estrategia ya se materializa en el parque industrial de General Güemes, en Salta, donde POSCO opera una planta de hidróxido de litio alimentada con materia prima proveniente de la Puna.

El nuevo financiamiento llega además después de que Sal de Oro II ingresara al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Esa etapa contempla la construcción de una planta de carbonato de litio y posee una inversión mínima computable bajo el régimen de US$ 207,94 millones.

El respaldo de BID Invest agrega ahora una fuente de capital de largo plazo para continuar desarrollando el complejo.

La institución clasificó la operación como categoría ambiental y social A debido a la posibilidad de impactos significativos propios de un proyecto de esta escala. El financiamiento estará acompañado por requisitos de gestión ambiental, social y de gobernanza.

Para BID Invest, la operación se inscribe además dentro de una estrategia más amplia vinculada con el fortalecimiento de cadenas regionales de minerales críticos.

El litio se convirtió en uno de los recursos centrales de esa agenda debido a su utilización en baterías para vehículos eléctricos, almacenamiento estacionario de energía y dispositivos electrónicos.

Argentina ocupa una posición relevante dentro de ese mercado por los recursos existentes principalmente en Salta, Jujuy y Catamarca.

Durante los últimos años, el sector atravesó una transformación importante: varios proyectos que durante mucho tiempo permanecieron en exploración comenzaron a producir, mientras otros ampliaron capacidad o avanzaron hacia construcción.

Esa nueva etapa plantea un desafío diferente. Ya no alcanza únicamente con contar con recursos geológicos. Las compañías necesitan financiamiento, infraestructura, energía y logística para convertirlos en producción competitiva.

El crédito de hasta US$ 700 millones muestra que Sal de Oro consiguió superar una de esas barreras.

POSCO suma además una característica poco habitual entre los inversores mineros que llegaron al país: forma parte de uno de los mayores conglomerados industriales de Corea del Sur y su negocio está vinculado directamente con cadenas industriales internacionales.

Eso permite conectar el recurso argentino con una demanda concreta de materiales para baterías.

La decisión de producir tanto carbonato como hidróxido también amplía la flexibilidad comercial del proyecto frente a los cambios tecnológicos que atraviesa la industria.

El mercado del litio experimentó una fuerte volatilidad durante los últimos años. Después de alcanzar valores extraordinarios entre 2022 y 2023, los precios retrocedieron y obligaron a muchas compañías a revisar cronogramas de inversión.

En ese contexto, conseguir financiamiento internacional de gran escala adquiere una importancia adicional.

La operación no elimina los riesgos vinculados con precios, construcción y ramp-up productivo. Pero aporta capital para avanzar con instalaciones que ya tienen definidos productos, capacidades y mercados potenciales.

Con hasta US$ 700 millones de BID Invest, POSCO fortalece así uno de los mayores desarrollos industriales de litio del país.

Y Sal de Oro avanza hacia una capacidad conjunta cercana a 48.000 toneladas anuales, agregando procesamiento químico a la extracción del recurso argentino.

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

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

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

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

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

Acerca de INFINIA TURBOCLEAN

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

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

El proyecto Diablillos comenzó sus trabajos tempranos y dio un paso decisivo para transformarse en una nueva mina de plata y oro en Argentina. AbraSilver confirmó que el desarrollo, ubicado entre Salta y Catamarca, ya tiene un CapEx superior a US$ 760 millones, ingeniería adjudicada y permisos provinciales aprobados, mientras apunta a iniciar sus primeras exportaciones en 2029.

La compañía también estima que la etapa de construcción demandará entre 1.200 y 1.500 trabajadores, mientras que durante la operación permanente se requerirán entre 600 y 700 personas.

Los datos fueron presentados por Manuel Benítez, directivo de AbraSilver, durante el Forbes Mining Summit realizado en Buenos Aires.

El proyecto ya seleccionó a Worley como empresa responsable de ingeniería y cuenta con aprobaciones ambientales tanto de Salta como de Catamarca. También fue incorporado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones.

El cronograma contempla trabajos tempranos durante 2026, construcción definitiva a partir de 2027 y comienzo de exportaciones dos años más tarde.

Diablillos se ubica en la Puna y concentra mineralización de plata y oro, aunque los últimos trabajos exploratorios también detectaron cobre en profundidad.

La historia geológica del área es extensa. El distrito acumula más de 170.000 metros de perforaciones realizadas durante diferentes campañas desde la década de 1960.

Antes de AbraSilver, compañías internacionales como Barrick y SSR Mining participaron en distintas etapas de exploración.

Sin embargo, los trabajos actuales siguen mostrando que el recurso todavía puede crecer.

Las perforaciones realizadas en Cerro Viejo, uno de los objetivos del distrito, detectaron nuevas zonas mineralizadas. Esa evolución llevó a la empresa a considerar a Diablillos no únicamente como un depósito individual sino como un distrito con posibilidades adicionales de exploración.

El proyecto cuenta además con una particularidad dentro del universo de grandes desarrollos mineros argentinos: participación de capital nacional.

Central Puerto, una de las principales generadoras eléctricas de Argentina, ingresó como accionista de AbraSilver y se convirtió en uno de sus inversores de referencia.

Esa participación muestra una conexión cada vez mayor entre empresas argentinas tradicionalmente vinculadas con energía y las oportunidades abiertas por la nueva etapa minera.

El CapEx estimado supera actualmente los US$ 760 millones, aunque la cifra puede modificarse a medida que avance la ingeniería y se incorporen nuevos recursos al diseño definitivo.

La escala del empleo también permite dimensionar el impacto potencial.

Durante la construcción, hasta 1.500 trabajadores podrían participar simultáneamente de las obras. Una vez iniciada la explotación, la plantilla permanente se ubicaría entre 600 y 700 personas.

A eso debe sumarse la demanda indirecta de transporte, alimentación, alojamiento, mantenimiento, servicios profesionales, maquinaria y proveedores.

La ubicación del proyecto entre Salta y Catamarca agrega otra particularidad administrativa. Ambas provincias desarrollaron mecanismos de cooperación para permitir que el emprendimiento avance con reglas coordinadas.

La plata constituye el principal componente económico del proyecto, acompañada por oro.

El metal atraviesa un período de creciente interés internacional no solamente por su utilización tradicional en joyería e inversión, sino también por su importancia industrial.

La fabricación de paneles solares, componentes electrónicos y distintas tecnologías eléctricas requiere plata por sus propiedades de conductividad.

Eso amplió la discusión sobre la disponibilidad futura del metal y volvió a colocar proyectos de gran escala dentro del radar de inversores internacionales.

Diablillos entra ahora en una etapa en la que los resultados de exploración deben transformarse en infraestructura.

La elección de Worley, las aprobaciones provinciales, el ingreso al RIGI y el comienzo de trabajos tempranos muestran que el proyecto empieza a abandonar la lógica exclusivamente exploratoria.

Todavía restan pasos relevantes, especialmente la construcción definitiva y el financiamiento completo del desarrollo.

Pero el calendario ya tiene una meta concreta: 2029.

Si AbraSilver logra cumplirla, Argentina sumará una nueva operación exportadora de metales preciosos con una inversión superior a US$ 760 millones y cientos de empleos permanentes en la Puna.

YPF destacó el respaldo de las empresas de servicios petroleros SLB, Halliburton y Baker Hughes a la posición argentina sobre Malvinas, luego de que las tres compañías comunicaran que no participarán de proyectos hidrocarburíferos en las islas ni en los espacios marítimos circundantes.

La decisión tiene particular relevancia para Vaca Muerta, donde las tres empresas tienen una fuerte presencia y forman parte de la cadena de servicios que sostiene el desarrollo del shale argentino. En ese sentido, YPF interpretó las definiciones como una señal hacia el mercado internacional.

El posicionamiento se produjo en paralelo al endurecimiento de la política argentina respecto de las empresas que participen en actividades vinculadas con Malvinas. Para la petrolera estatal, el respaldo de estos gigantes internacionales representa también una señal de alineamiento con los intereses argentinos en el Atlántico Sur.

Desde Houston, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, presentó una estrategia centrada en aumentar fuertemente la producción de petróleo de Vaca Muerta. La compañía apunta a aprovechar el escenario de precios del crudo y acelerar las inversiones para ampliar su capacidad de transporte y exportación.

Uno de los puntos centrales es la ampliación del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que permitirá llevar su capacidad por encima de los 700.000 barriles diarios. El objetivo es que la infraestructura acompañe el salto productivo previsto para los próximos años y evite que la falta de transporte se convierta en un límite para el desarrollo del shale.

Marín también se refirió al proyecto de GNL y a la estrategia de largo plazo para que la Argentina pueda ingresar con mayor fuerza al mercado internacional del gas. La apuesta de YPF combina así una expansión inmediata del petróleo con proyectos de gas que buscan transformar a Vaca Muerta en una plataforma exportadora integral.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, confirmó en Houston que la provincia licitará cuatro áreas que YPF decidió devolver porque no forman parte de su actual programa de desarrollo. Los bloques son Salinas del Huitrín, Loma del Molle, Cerro de las Minas y Cerro Arena.

Las áreas serán incorporadas a una nueva ronda del Plan Exploratorio Neuquén, con el objetivo de encontrar operadores dispuestos a invertir y poner en producción recursos que, bajo la estrategia actual de YPF, no tendrán prioridad. La convocatoria está prevista para noviembre.

Figueroa planteó que Neuquén busca acelerar el desarrollo de Vaca Muerta y atraer nuevas compañías, pero también advirtió que el crecimiento productivo debe estar acompañado por infraestructura, servicios y condiciones que permitan sostener la expansión de la actividad hacia 2030.

La expansión de Vaca Muerta también abre una oportunidad para incrementar las ventas externas de gas licuado de petróleo (GLP). La Argentina busca llevar sus exportaciones desde las actuales 1,6 millones de toneladas hacia un rango de entre 3 y 3,4 millones de toneladas anuales para 2030.

Ese salto permitiría superar los US$2.000 millones anuales en exportaciones de GLP, mientras que las proyecciones contemplan superar las cinco millones de toneladas hacia 2035, sin contabilizar el impacto adicional que podría generar el proyecto de GNL en Río Negro.

La estrategia apunta a aprovechar el crecimiento de la producción de hidrocarburos para generar nuevos mercados externos. Así, el desafío energético argentino ya no pasa solamente por producir más, sino por construir la infraestructura necesaria para convertir ese volumen en dólares a través de petróleo, gas, GNL y GLP.

El Complejo Automotor de General Motors en Alvear, Santa Fe, comenzó a operar en 2026 con el 100% de su consumo energético proveniente de fuentes renovables, un objetivo que la compañía tenía previsto alcanzar recién en 2035. El avance se enmarca en su estrategia global de reducción de emisiones y en la meta de alcanzar la neutralidad de carbono en 2040.

La planta registra un consumo anual estimado de 26.990 MWh y la transición energética permitirá evitar la emisión de más de 9.117 toneladas de CO₂ equivalente por año. El volumen de energía utilizado por el complejo industrial equivale aproximadamente al consumo anual de más de 2.000 hogares argentinos.

El director de Manufactura de General Motors Argentina, Nicolás Busquets, destacó el trabajo realizado durante más de dos años para concretar el cambio. “Después de más de dos años de dedicación y de desafíos compartidos, alcanzamos una operación abastecida al 100% con energía renovable en Argentina”, afirmó, al remarcar que el resultado permitió anticipar en nueve años el objetivo fijado originalmente por la compañía.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El almacenamiento en seco busca resolver ese problema.

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

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

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

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

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

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

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

La experiencia no es completamente nueva para el complejo Atucha.

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

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

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

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

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

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

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

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

El ASECG II forma parte de esa infraestructura.

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

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

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

Pero mantener las centrales existentes también requiere inversiones.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El desafío es transformar recursos geológicos en minas efectivamente financiadas.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La relación entre ambas compañías tiene antecedentes sólidos en Argentina.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Y Salta queda en el centro de esa estrategia.

Diego Santilli sigue dandole un aire a la gestión de Javier Milei. Esta semana el Gobierno nacional, representado por el jefe de Gabinete y el ministro de Economía Luis Caputo, reunió a los gobernadores del Norte Grande: acordaron avanzar en un esquema de subsidios para los usuarios de las denominadas zonas cálidas, con el objetivo de reducir el impacto de las altas temperaturas sobre el consumo eléctrico. 

La medida contempla una segmentación tarifaria específica para estas regiones y busca ampliar el alcance de los beneficios para los hogares de menores ingresos

Una de las provincias que sería beneficiada es Corrientes. El gobiernador Juan Pablo Valdés, en diálogo con Newstad, se mostró confiado en que de esta manera el poroteo alcanzaría para que, a cambio de este acuerdo de zonas cálidas, se logre el cambio en “zonas frías” sobre subsidios al gas: “El reclamo fue escuchado y vamos a continuar trabajando para que la Ley de Zona Fría pueda votarse la semana que viene en el Senado”, adelantó.

—¿Qué cambios se producirían para los usuarios de las provincias del Norte si finalmente se aprueba la ley?

Una vez que se apruebe definitivamente la Ley de Zona Fría, el Ministerio de Economía va a activar una resolución para regular los bloques de zonas cálidas y muy cálidas. Esto nos va a permitir a los correntinos tener tarifas diferenciadas para las zonas cálidas y muy cálidas.

—¿También están gestionando que toda la provincia de Corrientes sea considerada zona muy cálida?

Sí. Estamos haciendo otra gestión con el interventor de la DPEC, Pablo Cuenca, para pasar toda la provincia a zona muy cálida. De esta manera, más hogares podrán contar con esta tarifa diferenciada, que es una tarifa muy importante.

—¿En qué consiste concretamente esta tarifa diferenciada y cómo impactaría en las facturas?

La tarifa diferenciada implica diferenciar el valor del costo del kilowatt, lo que permite que la factura disminuya de manera importante. Hay que aclarar que no es automático: es para quienes ya están inscriptos en el régimen de subsidios. Además, se va a aumentar la capacidad subsidiada de 300 a 500 kilovatios y, de esta forma, vamos a poder llegar a más de 180.000 hogares.

—¿Cuándo comenzaría a aplicarse el beneficio si el Senado aprueba la ley?

Si se aprueba la Ley de Zona Fría el próximo 26 de agosto, esto estaría entrando en vigencia a partir de la primera semana de septiembre. De esta manera, los hogares correntinos van a tener una baja sustancial en sus facturas.

—¿Quiénes podrán acceder a esta tarifa diferenciada?

Está destinada a las personas que tengan ingresos inferiores a tres salarios mínimos, que actualmente son alrededor de 3,7 millones de pesos. Todos los que cumplan con esa condición podrán acceder a esta tarifa. Estamos hablando de cerca del 75% de los usuarios.”

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El impacto económico trasciende los límites físicos de la mina.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Las claves de la medida

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

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

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

El presidente de YPF, Horacio Marín, aseguró que el desarrollo de los proyectos de gas natural licuado (GNL) permitirá que la Argentina alcance exportaciones por unos US$10.000 millones anuales a partir de 2031, con un horizonte de 20 años. El titular de la petrolera explicó que el gas producido en Vaca Muerta será licuado y transportado por barcos hacia mercados de Europa y Asia, donde existe una fuerte demanda energética. La proyección supone ingresos acumulados por alrededor de US$200.000 millones durante las dos décadas de operación.

Marín también destacó el impacto laboral que tendría el desarrollo de esta cadena exportadora y estimó la creación de 20.000 puestos de trabajo. La estrategia forma parte del proceso de transformación de Vaca Muerta en una plataforma exportadora de escala global y se encuentra vinculada con la incorporación de inversiones extranjeras a través del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Para YPF, el desafío es ampliar la producción de gas y desarrollar la infraestructura necesaria para convertir el recurso en una fuente sostenida de divisas para el país.

YPF formalizó el ingreso al RIGI de Argentina LNG, un megaproyecto que contempla una inversión acumulada de aproximadamente US$51.000 millones y que se convirtió en la mayor iniciativa presentada hasta ahora bajo ese régimen. 

El proyecto es desarrollado junto con la italiana Eni y XRG, el brazo inversor de la compañía energética estatal de Emiratos Árabes Unidos, y busca transformar el gas de Vaca Muerta en GNL destinado principalmente a la exportación. Del total previsto, unos US$29.000 millones se invertirían hasta 2031, en la primera etapa del desarrollo.

La iniciativa apunta a construir una capacidad de producción de GNL de gran escala y posicionar a la Argentina como proveedor internacional de gas. El proyecto contempla inicialmente una producción de al menos 12 millones de toneladas anuales de GNL, con la posibilidad de ampliar esa capacidad hasta 18 millones de toneladas. La magnitud de la inversión y el horizonte de exportaciones convierten al proyecto en una pieza central de la estrategia de YPF para monetizar las reservas de Vaca Muerta y generar un flujo creciente de divisas.

El AmCham Energy Forum 2026, realizado bajo el lema “La energía en clave federal”, reunió a más de 850 representantes del sector público y privado para analizar las oportunidades que tiene la Argentina en materia energética. El encuentro contó con la participación de gobernadores, funcionarios nacionales, empresarios y referentes de distintas áreas de la industria, que coincidieron en señalar el potencial de los recursos energéticos del país, pero también remarcaron la necesidad de infraestructura, inversiones y reglas previsibles para poder aprovecharlos.

La discusión también estuvo atravesada por el rol de las provincias en el desarrollo de los proyectos y por la necesidad de que el crecimiento de la actividad energética tenga impacto en las economías regionales. Los gobernadores pusieron sobre la mesa cuestiones vinculadas con infraestructura, empleo, inversiones y desarrollo productivo, mientras que desde el sector privado se insistió en la importancia de contar con seguridad jurídica y condiciones que permitan sostener proyectos de largo plazo. La agenda federal aparece así como uno de los principales desafíos para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta, las renovables y otros segmentos estratégicos.

El presidente de Genneia, Jorge Brito, ubicó a las energías renovables entre los sectores que pueden contribuir al crecimiento económico argentino y destacó las perspectivas de nuevas inversiones. En particular, señaló el potencial que existe a partir del crecimiento de actividades de alto consumo eléctrico, como los centros de datos y la minería, que demandarán cada vez mayores volúmenes de energía. Desde la compañía consideran que ese escenario puede abrir una nueva etapa de expansión para la generación eólica y solar.

Genneia ya cuenta con más de 1.745 MW de capacidad renovable, distribuidos entre parques eólicos y solares, y concentra una participación relevante dentro de la potencia renovable instalada en el país. Brito destacó que para aprovechar el potencial del sector será fundamental contar con financiamiento, seguridad jurídica y condiciones que permitan desarrollar nuevas inversiones. El planteo se suma a una discusión más amplia sobre cómo ampliar la oferta eléctrica para acompañar la llegada de nuevas industrias y, al mismo tiempo, avanzar en una matriz energética con mayor participación de fuentes renovables.