Quince estados y territorios de Estados Unidos presentaron un escrito ante la Corte Suprema de ese país para respaldar a Petersen Energía y Eton Park en su intento de que el máximo tribunal revise el fallo que benefició a la Argentina en el litigio por la expropiación de YPF. La presentación no implica que el tribunal haya aceptado tratar el caso, pero incorpora un nuevo argumento a favor de los demandantes antes de que venza el plazo para la respuesta argentina.

El escrito, presentado el 30 de octubre por Misuri y otros 14 estados y territorios, figura como amicus curiae, una herramienta mediante la cual terceros que no integran formalmente una causa exponen su posición ante un tribunal. Los fiscales generales que lo suscribieron solicitaron que la Corte otorgue el recurso promovido por Petersen y Eton Park contra la decisión de la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York.

Ese tribunal había revocado en marzo la sentencia de primera instancia que condenaba a la República Argentina por aproximadamente USD 16.100 millones en el pleito vinculado con la nacionalización de la petrolera, ocurrida en 2012. Los demandantes recurrieron luego a la Corte Suprema para que revise esa decisión.

Fuentes del Gobierno indicaron que la Argentina considera que los argumentos que proponen no aplican porque todo el caso está basado en el derecho argentino y sostienen que no hay fundamentos para que la Corte Suprema acepte revisar el caso.

Según explicó Sebastián Maril, de Latam Advisors, los estados advirtieron que el criterio adoptado por el Segundo Circuito podría transformarse en una vía para que gobiernos extranjeros eviten decisiones de tribunales estadounidenses. “Los gobiernos de 15 estados y territorios de los EE.UU., representados por sus respectivos fiscales generales, presentaron en la Corte Suprema un amicus curiae en apoyo de Petersen y Eton Park contra Argentina en el caso por la expropiación de YPF”, señaló.

Maril agregó que los firmantes plantearon una preocupación institucional que excede el expediente argentino. “Advierten que el criterio del Segundo Circuito podría servir de hoja de ruta para que los Estados extranjeros eludan las sentencias de los tribunales estadounidenses mediante la aprobación de leyes internas convenientes para ellos”, afirmó.

El documento de los estados enfoca su cuestionamiento en la Ley de Inmunidades Soberanas Extranjeras de Estados Unidos, conocida por la sigla FSIA. Los fiscales sostienen que, bajo la lectura de la cámara neoyorquina, un Estado extranjero podría evitar que una reclamación se resuelva en tribunales federales estadounidenses si establece que ese tipo de controversias debe litigarse ante sus propios jueces.

La posición de los estados coincide con el planteo central de Petersen y Eton Park: que la Corte Suprema debe intervenir para revisar un asunto que, a su entender, involucra los límites de la jurisdicción estadounidense frente a gobiernos extranjeros. El escrito pide expresamente que el tribunal acepte el recurso y revoque la sentencia del Segundo Circuito.

La presentación, sin embargo, abrió una discusión sobre el alcance que puede tener como respaldo para los demandantes. Sebastián Soler, abogado y exsubprocurador del Tesoro, relativizó la eficacia del amicus para persuadir a la Corte Suprema de que tome el caso. En primer lugar, destacó la composición política de los firmantes. “Todos los fiscales generales estatales que lo firman son republicanos —solo el de las Islas Marianas es ‘independiente’—. La ausencia de demócratas no es decisiva pero lo torna menos persuasivo”, sostuvo.

Soler también objetó el punto de partida jurídico del escrito. Según su interpretación, los estados describen de manera incorrecta la resolución del tribunal de apelaciones al afirmar que este habría dejado de ejercer una competencia que la FSIA le concede por la existencia de legislación argentina.

“La premisa del argumento es falsa: la Cámara sí ejerció su competencia, pero falló a favor de nuestro país aplicando el derecho de fondo argentino”, señaló Soler. El abogado agregó que las normas societarias argentinas y la ley general de expropiaciones eran, a su juicio, las reglas relevantes para resolver una disputa entre accionistas por el presunto incumplimiento del estatuto de una compañía argentina.

La diferencia entre ambas posturas resulta central para el recurso. Mientras el escrito de los estados presenta el caso como una cuestión de jurisdicción federal y de inmunidad soberana, Soler considera que el Segundo Circuito resolvió el conflicto dentro de su competencia y aplicó el derecho sustantivo que correspondía al vínculo societario discutido.

El abogado recordó, además, que la Corte Suprema admite una porción reducida de los recursos que recibe cada año. “La Corte Suprema acepta juzgar muy pocos recursos”, afirmó, y explicó que suele priorizar causas en las que existen criterios divergentes entre tribunales inferiores o se discute un precedente propio en una cuestión federal relevante. Para Soler, una revisión destinada solamente a corregir un presunto error de una cámara de apelaciones es una hipótesis poco habitual.

De todos modos, el amicus podría tener efectos sobre los tiempos. “Sí podría suceder que la presentación de este escrito justifique que la Corte solicite la opinión del Solicitor General del gobierno federal antes de resolver si acepta o rechaza tramitar el recurso”, indicó. En ese escenario, la decisión sobre la admisibilidad del caso podría demorarse varios meses.

La causa aún se encuentra en una etapa inicial ante la Corte Suprema. La República Argentina y YPF tienen plazo hasta el 2 de diciembre para presentar sus escritos de oposición al recurso de Petersen y Eton Park y responder a las presentaciones de terceros que lo respaldan. Maril anticipó que el mapa de apoyos todavía puede cambiar: por el momento, informó, había un amicus a favor de la Argentina y cinco en favor de Petersen y Eton Park, aunque prevé nuevas presentaciones en defensa de la posición nacional.

Una vez recibidas esas respuestas, la Corte deberá decidir si concede el recurso. Si lo rechaza, quedará firme la decisión del Segundo Circuito; si lo acepta, el litigio por la expropiación de YPF abrirá una nueva instancia ante el máximo tribunal de Estados Unidos.

Entre febrero y septiembre de 2026, el precio de la nafta en la Argentina subió 16% en dólares, casi al nivel de Europa —que registró un alza del 21%— y más de cinco veces lo que aumentó Brasil, que avanzó apenas 3% en el mismo período. El promedio de América Latina se ubicó en 9%, también por debajo de la suba local.

Los datos surgen del último informe de Economía & Energía (E&E), la consultora dirigida por el economista Nicolás Arceo, ex vicepresidente de YPF, que analizó el impacto del conflicto en Medio Oriente sobre los precios de los combustibles en distintos mercados del mundo.

El gasoil, en tanto, mostró una dinámica similar. En la Argentina, el precio del diésel trepó 20% en el período analizado, por encima del promedio latinoamericano —15%— aunque por debajo del promedio europeo —31%—, y de lo registrado en Estados Unidos, donde el gasoil acumuló una suba del 69 por ciento.

El contraste más llamativo del informe es el que separa a Estados Unidos del resto. La nafta en ese país subió 51% entre febrero y septiembre, impulsada por una combinación de factores: a la suba del valor del crudo se sumó la ampliación del margen de refinación, en un mercado que traslada de forma casi inmediata cualquier modificación de costos al precio en los surtidores. En septiembre, el índice de precios de la nafta estadounidense llegó a 156 puntos, partiendo de una base de 100 en enero.

Por el contrario, en Brasil, la nafta subió 3% y el gasoil, 14 por ciento. La estabilidad en el precio de los combustibles se explica porque el gobierno brasileño amortiguó las subas mediante subsidios financiados con la recaudación de un impuesto a la exportación de petróleo y la reducción temporaria del impuesto a los combustibles.

La Argentina, en tanto, se ubicó entre ambos extremos, con una suba que más que duplicó el promedio regional pero que estuvo lejos de los valores de Estados Unidos. Esta moderación relativa del precio argentino respecto al mercado estadounidense se explica con el buffer que aplicó YPF y que luego replicó el resto de la industria. El mecanismo, implementado desde el inicio del conflicto en Medio Oriente, consiste en que la compañía absorbe parte de la suba internacional del crudo sin volcarla de forma directa al precio en los surtidores. Cuando el precio internacional baje, las petroleras mantendrán el valor en los surtidores y recuperarán lo que habían adelantado.

Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía, explicó este esquema la semana pasada ante inversores de Wall Street durante la conference call de resultados trimestrales. “Cuando vimos que la demanda de nafta y gasoil —que es totalmente inelástica— empezó a ser muy elástica en Argentina después de algunos incrementos, entendimos que no podíamos aumentar más”, afirmó el ejecutivo. Lo único que se traslada de forma directa e inmediata son las actualizaciones del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC), y los ajustes en el precio de los biocombustibles.

La brecha entre el precio del crudo Brent —que superó los USD 106 el barril en las primeras semanas de octubre— y el valor local de la nafta súper alcanzó en las últimas semanas un nuevo récord desde el inicio del buffer, según cálculos de la consultora 1816 con base en datos del Ministerio de Economía.

Pese a esa contención, la demanda de nafta siguió cayendo. Según el informe mensual del portal especializado Surtidores, las ventas de combustibles crecieron 1,96% interanual en septiembre —el primer resultado positivo desde enero—, pero la recuperación fue impulsada casi en exclusiva por el gasoil. La nafta súper, que representa alrededor del 41% del total comercializado en el país, retrocedió 2,17% respecto al mismo mes de 2025.

Cuánto podría cotizar el crudo en 2027

Las perspectivas para el precio del petróleo mantienen la incertidumbre como denominador común. Según recopila E&E, la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos (EIA) elevó por tercer mes consecutivo sus previsiones: proyecta un barril a USD 105 para el cuarto trimestre de 2026, con una baja hasta USD 74 en el mismo período de 2027, ante la recuperación esperada de los flujos y los inventarios.

Goldman Sachs mantiene una visión de precios elevados para lo que resta del año, impulsados por la caída de inventarios globales y las restricciones de oferta en Medio Oriente, y prevé para 2027 un promedio de USD 84 el barril. En la misma línea, Citi, en cambio, considera insostenible el bloqueo del estrecho de Ormuz y anticipa que su reapertura generaría un excedente de entre 3 y 4 millones de barriles diarios, lo que presionaría los precios a la baja: proyecta USD 70 el barril para el cuarto trimestre de 2026 y USD 65 para 2027.

HSBC describe un escenario intermedio al que llama “new normal”: el Estrecho no está cerrado ni abierto, sino persistentemente afectado. El banco elevó sus previsiones hasta USD 90 el barril para 2026 y USD 85 para 2027 —una suba de USD 10 y USD 20 respecto de sus estimaciones previas, respectivamente— y no espera que el mercado se equilibre hasta mediados de ese año. Si la diplomacia falla y los flujos no se recuperan, advierte, el Brent podría escalar hasta USD 120 antes de ceder en el tercer trimestre de 2027. Para 2028 en adelante, el banco proyecta un precio de USD 75 el barril.

También relevado por E&E, una encuesta de Reuters entre analistas publicada el 30 de septiembre mostró un precio promedio proyectado de USD 89 el barril para 2026, por encima de las estimaciones de agosto, con la oferta identificada como el principal determinante de los precios este año y un superávit de mercado previsto recién para 2027.

Esta semana, la petrolera de mayoría estatal YPF, informó el tercer resultado trimestral más alto de su historia. La compañía avanza con el plan que su presidente y CEO, Horacio Marín, bautizó como 4x4, porque que busca cuadruplicar el valor de la empresa en cuatro años, con Vaca Muerta como eje central de la operación.

En un escenario internacional marcado por el conflicto en Medio Oriente y la consecuente escalada en el precio del crudo que impactó positivamente en las ganancias de la compañía, la suba de los precios de los combustibles se registró en todo el mundo. En la Argentina, sin embargo, YPF siguió otra lógica y el propio Marín se la explicó, en detalle, a los inversores de Wall Street.

Fue en la conference call del último jueves con inversores internacionales donde pronunció la frase: “La inflación en Argentina no me preocupa en absoluto.” La declaración llegó en respuesta a Michael Furrow, analista de Pickering Energy Partners, y tuvo un argumento detrás: los precios del combustible en el país funcionan hoy como un mercado libre, desacoplado de la dinámica inflacionaria tradicional.

Nuestros costos están en muy buena forma porque nuestro negocio es ser eficientes, más eficientes mañana que hoy (Marín)

La pregunta de Furrow apuntaba a los costos operativos de la compañía. La respuesta de Marín fue más amplia. “La inflación en Argentina es muy baja comparada con lo que fue históricamente. Nuestros costos están en muy buena forma porque nuestro negocio es ser eficientes, más eficientes mañana que hoy”, afirmó el directivo en la llamada. Y agregó: “El precio de nuestro producto es de mercado libre, así que la inflación es otra cosa. Realmente no es algo que me preocupe en absoluto”.

El buffer de precios

Es por eso que el ejecutivo explicó a los inversores el mecanismo de buffer. Se trata de una herramienta que YPF implementó desde el comienzo del conflicto en Medio Oriente para amortiguar la suba internacional del petróleo y no volcarla de manera directa al precio en los surtidores. “Estamos en un buffer”, dijo Marín ante la pregunta de George Gasztowtt, de Latin Securities. “Cuando vimos que la demanda de nafta y gasoil —que es totalmente inelástica— empezó a ser muy elástica en Argentina después de algunos incrementos, entendimos que no podíamos aumentar más”.

La excepción, según Marín, fue la Ciudad de Buenos Aires, donde la demanda se mantuvo estable pese a las subas. En el resto del país, la respuesta de los consumidores marcó un techo claro: cada vez que el precio subía por encima de cierto umbral, la demanda caía. Ese comportamiento define, para YPF, hasta dónde puede llegar el precio.

La mecánica del buffer funciona en dos tiempos. Cuando el precio internacional del crudo sube, la compañía no lo traslada íntegramente al surtidor: financia la diferencia. Cuando baja, mantiene el precio de la nafta y va recuperando lo que adelantó. “Tenemos dos vicepresidentes que calculan todos los días cuánto le financiamos a la gente”, explicó Marín.

Lo único que se traslada de forma directa e inmediata son las actualizaciones de impuestos —el Impuesto a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono— y los ajustes en el precio de los biocombustibles.

“Lo único que se traslada de forma directa e inmediata son las actualizaciones de impuestos”

Según cálculos de la consultora 1816 con base en datos del Ministerio de Economía, el diferencial entre el precio del crudo Brent y el valor local de la nafta súper alcanzó en la última semana un nuevo récord desde el inicio del buffer.

La brecha refleja que, mientras el barril de Brent superó los USD 106 en las primeras semanas de octubre y se mantuvo en ese rango, el precio en los surtidores argentinos no acompañó esa trayectoria.

Esa política tiene un correlato directo en las cifras de demanda. Según el informe mensual del portal especializado Surtidores, la venta de combustibles creció un 1,96% interanual en septiembre —el primer resultado positivo desde enero—, pero la recuperación fue impulsada casi en exclusiva por el gasoil. La nafta súper, el producto de mayor volumen en los surtidores del país con alrededor del 41% del mercado, retrocedió 2,17% respecto al mismo mes de 2025. Es el segmento que mejor refleja el consumo del automovilista particular, y todavía no da señales de recuperación.

YPF lideró las ventas con 778.795 metros cúbicos y un crecimiento del 2,91% interanual, por encima del mercado. La diferencia con sus competidoras —Shell, Axion Energy y Puma Energy, que habían subido sus precios entre 2% y 5% a fines de septiembre— es atribuible en parte a que la petrolera estatal aplicó un ajuste de apenas el 1% promedio en ese período, en línea con su política de buffer.

“Nadie sabe cuándo va a bajar el precio internacional. Es imposible saber si el conflicto va a continuar”, dijo Horacion Marín en la conferencia. “Cuando el precio baje, vamos a mantener el precio de la nafta, y ahí vamos a cobrar lo que financiamos”.

Vaca Muerta, en niveles récords

La conferencia virtual también incluyó un anticipo sobre Vaca Muerta. Antes de responder sobre los planes para 2027, Marín reveló que en la semana la producción diaria del yacimiento había sido de 252.330 barriles, un máximo histórico y ya por encima del objetivo de 250.000 barriles diarios que la compañía se había comprometido a alcanzar para fin de año.

Para 2027, el máximo directivo de YPF no precisó los números —dijo que primero deben pasar por aprobación del directorio y que los detallará en abril—. “Van a estar muy sorprendidos con la producción de Vaca Muerta de YPF en diciembre de 2027”, afirmó en tres ocasiones. El contexto de esa promesa es una posición financiera que Marín describió como sólida: la liquidez de la compañía cerró el tercer trimestre en USD 3.654 millones, el máximo histórico de la empresa, y el coeficiente de endeudamiento neto cayó a 0,81 veces, el nivel más bajo de la última década.

Parte de esa posición financiera se destinará a una nueva ronda de inversiones bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La compañía prevé presentar en noviembre tres nuevos proyectos que abarcan cinco bloques en el norte de la formación neuquina: Bajo del Toro, Bajo del Toro Norte, Narambuena, La Escalonada y Rincón de la Ceniza.

Los proyectos contemplan una inversión bruta estimada de USD 44.000 millones a lo largo de 26 años, la perforación de unos 2.200 pozos y una producción máxima de 270.000 barriles diarios de petróleo shale.

Los proyectos contemplan una inversión bruta estimada de USD 44.000 millones a lo largo de 26 años

YPF opera los cinco bloques con una participación neta promedio del 40%; los socios son Chevron, Vista, Shell, Pluspetrol y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). A plena escala, los proyectos podrían generar ingresos brutos anuales de USD 8.200 millones, con un precio de referencia del Brent de USD 70 por barril.

Sumados al proyecto LLL Oil —que ingresó al RIGI con una inversión estimada de USD 25.000 millones y es 100% de YPF— y al proyecto Argentina LNG, la petrolera habrá presentado cerca de USD 70.000 millones en inversión bajo ese régimen. Horacio Marín lo subrayó en la conferencia: “es el mayor plan de inversión upstream presentado en el país hasta ahora”.

YPF presentó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto Bajo del Toro, con una inversión estimada de USD 8.729 millones durante su desarrollo.

Es el primero de los tres RIGI que la petrolera de mayoría estatal presentará para desarrollar el norte de Vaca Muerta. El conjunto contempla una inversión bruta estimada de USD 44.000 millones durante 26 años, la perforación de unos 2.200 pozos y una producción máxima proyectada de 270.000 barriles diarios de petróleo shale.

El proyecto anunciado, Bajo del Toro, prevé exportaciones por unos USD 25.000 millones entre 2027 y 2055 y la creación de unos 2.900 puestos de trabajo directos durante las etapas de construcción y producción. También contempla la infraestructura necesaria para el tratamiento y la evacuación de petróleo y gas en esa zona.

La iniciativa abarca las áreas Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte, en el norte de la formación, con una participación de YPF del 65% y de Vista Energy Argentina del 35%; la operación está a cargo de la petrolera estatal.

“La iniciativa tiene como objetivo desarrollar un proyecto de petróleo no convencional con producción de gas asociado, alcanzando un plateau de producción estimado de aproximadamente 80.000 barriles de petróleo por día y 3 millones de metros cúbicos diarios de gas entre 2033 y 2040. Durante la vida del proyecto se prevé la perforación de 440 pozos”, dijo la empresa comandada por Horacio Marín en un comunicado.

Balance

Esta semana se informo que YPF obtuvo un Ebitda ajustado de USD 2.503 millones en el tercer trimestre de 2026, el segundo resultado operativo más alto de su historia, impulsado por la expansión de Vaca Muerta, menores costos de extracción, mayor procesamiento en refinerías y precios más favorables.

La compañía obtuvo una utilidad neta cercana a USD 1.200 millones entre julio y septiembre y redujo su deuda neta a 0,8 veces. El Ebitda ajustado creció 84% frente al mismo período de 2025, mientras que los ingresos totales alcanzaron USD 6.557 millones, un aumento interanual de 41 por ciento.

Es el primero de los tres RIGI que la petrolera de mayoría estatal presentará para desarrollar el norte de Vaca Muerta

El proyecto Argentina LNG tendrá su decisión final de inversión el 26 de noviembre. La iniciativa prevé una capacidad de licuefacción de 12 millones de toneladas anuales mediante dos buques de gas natural licuado y una inversión estimada de USD 29.000 millones hasta 2031.

Las inversiones trimestrales de YPF sumaron USD 1.287 millones, 26% más que un año antes. El 70% de esos recursos se concentró en desarrollos no convencionales, mientras que el flujo de caja libre alcanzó USD 901 millones, el segundo mayor registro de la empresa.

Vaca Muerta, la expansión productiva y los proyectos bajo el RIGI

La producción de petróleo shale, en tanto, promedió 224.000 barriles diarios durante el trimestre, 32% por encima del nivel registrado en igual lapso de 2025. La compañía informó que en octubre la extracción ya alcanzaba 245.000 barriles por día y que el objetivo original era llegar a 250.000 barriles diarios hacia el cierre del año.

Ese objetivo fue superado antes de lo previsto. Marín reveló ante inversores internacionales que la producción diaria de Vaca Muerta había llegado a 252.330 barriles el día anterior a la conferencia de resultados.

El directivo anticipó que la tasa de salida de diciembre podría ubicarse entre 255.000 y 258.000 barriles diarios en promedio. Marín consideró que la producción podría llegar a 260.000 barriles “en un día puntual”.

La empresa terminará 2026 con 18 equipos de perforación activos y prevé elevar esa cifra a 22 en febrero. El plan completo para 2027 será presentado en abril, durante un encuentro con inversores en Nueva York.

La expansión de la actividad se apoya en cinco bloques del norte de Vaca Muerta: Bajo del Toro, Bajo del Toro Norte, Narambuena, La Escalonada y Rincón de la Ceniza. YPF opera esos desarrollos y posee una participación neta promedio cercana al 40%, junto con Chevron, Vista, Shell, Pluspetrol y Gas y Petróleo del Neuquén.

La producción petrolera total de la Argentina alcanzó 973.700 barriles diarios en septiembre, un récord histórico y un aumento interanual de 15,5%, según la Secretaría de Energía. Vaca Muerta aportó 698.500 barriles por día, equivalentes al 71,7% de la producción nacional, frente al 64% que representaba un año antes.

Luego de anunciar el tercer resultado más alto de la compañía, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, habló ante inversores internacionales y reveló los planes de la petrolera de mayoría estatal para lo que queda del año y el que viene: “Van a estar muy sorprendidos con la producción de Vaca Muerta de YPF en diciembre de 2027.” Aunque no precisó el número —dijo que primero lo tiene que aprobar el directorio— la frase, repetida en tres ocasiones, fue el momento más citado de la conference call de resultados del tercer trimestre que la petrolera estatal realizó este miércoles.

El contexto de la declaración fue una pregunta de Michael Furrow, analista de Pickering Energy Partners, sobre qué podría frenar a YPF para acelerar la actividad de upstream el año que viene. Marín, antes de responder sobre 2027, reveló un número que funcionó como apertura: el día anterior, la producción diaria de Vaca Muerta había sido de 252.330 barriles. Un récord histórico, y ya por encima del objetivo de 250.000 barriles diarios que la compañía se había comprometido a alcanzar para fin de año.

Las declaraciones de Marín llegan en un momento bisagra para la industria. La producción total de petróleo del país alcanzó 973.700 barriles diarios en septiembre —un récord histórico y un salto interanual del 15,5%—, según datos de la Secretaría de Energía. Con ese número, la Argentina quedó a menos de 27.000 barriles del umbral del millón, una marca que hasta hace pocos meses las principales consultoras privadas ubicaban recién en 2027 o 2028. Vaca Muerta aportó 698.500 barriles diarios en ese mes, el 71,7% de la producción nacional, contra el 64% de un año atrás.

El récord llegó antes de lo previsto

La producción de petróleo shale promedió 224.000 barriles diarios durante el tercer trimestre —un crecimiento del 32% interanual—, pero los datos de octubre ya muestran 245.000 barriles diarios, con el pico del martes en 252.330. Maximiliano Westen, vicepresidente de Estrategia de YPF, precisó durante la llamada que la tasa de salida de diciembre podría ubicarse entre 255.000 y 258.000 barriles diarios en promedio. Marín fue más optimista: “Podría ser 260.000, no en promedio, podría ser en un día puntual.”

Ese ritmo de crecimiento ya supera lo proyectado a principios de año. La compañía llega a fin de 2026 con 18 equipos de perforación activos y subirá a 22 en febrero, según confirmó Marín en la sesión de preguntas. Los detalles completos del plan 2027 llegarán en abril, cuando la empresa prevé volver a Nueva York para una presentación ante inversores.

Detrás del anticipo de Marín hay un plan concreto que YPF presentó en detalle durante la call. La compañía prevé someter al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) tres nuevos proyectos que abarcan cinco bloques en el norte de la formación neuquina: Bajo del Toro, Bajo del Toro Norte, Narambuena, La Escalonada y Rincón de la Ceniza. La presentación formal está prevista para noviembre.

Los proyectos contemplan una inversión bruta estimada de USD 44.000 millones a lo largo de 26 años, la perforación de unos 2.200 pozos y una producción máxima de 270.000 barriles diarios de petróleo shale. YPF opera los cinco bloques y tiene una participación neta promedio del 40%; los socios son Chevron, Vista, Shell, Pluspetrol y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). A plena escala, los proyectos podrían generar ingresos brutos anuales de USD 8.200 millones, con un precio de referencia del Brent de USD 70 por barril.

Sumados al proyecto LLL Oil—que ya había ingresado al RIGI con una inversión estimada de USD 25.000 millones y es 100% de YPF—, la petrolera habrá presentado cerca de USD 70.000 millones en inversión petrolera bajo ese régimen, según informó la compañía durante la presentación. Marín subrayó que se trata del mayor plan de inversión upstream presentado en Argentina hasta ahora.

El VMOS, la llave de las exportaciones

El crecimiento de producción prometido para 2027 depende en buena medida del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la obra que lidera YPF —con participación de toda la industria— para evacuar y exportar petróleo por el Atlántico. Al cierre de septiembre tenía más del 85% de ejecución, y en octubre llegaron las dos monoboyas al puerto de Río Negro. La inauguración está prevista para fines de este año; las exportaciones de petróleo, para el primer trimestre de 2027.

“En enero vamos a empezar a llenar los oleoductos, y esperamos que en marzo todos empiecen a exportar”, dijo Marín en respuesta a un analista de Goldman Sachs. El directivo agregó que el volumen exportado por YPF en 2027 “va a ser más grande de lo que pensábamos hace dos años”, aunque tampoco en este caso dio una cifra concreta.

El tercer mejor trimestre de YPF en su historia

El optimismo de Marín llegó después de un trimestre sólido. YPF registró un EBITDA ajustado de USD 2.503 millones entre julio y septiembre, el segundo más alto de su historia —solo detrás del récord del trimestre anterior—, con un crecimiento del 84% interanual. La utilidad neta se ubicó cerca de los USD 1.200 millones, el tercer resultado más alto de la compañía. Los ingresos totales alcanzaron USD 6.557 millones, un 41% más que en el mismo período de 2025.

El flujo de caja libre cerró en USD 901 millones —también el segundo más alto histórico—, lo que permitió reducir el ratio de endeudamiento neto a 0,81 veces, el nivel más bajo de la última década. Las inversiones del trimestre sumaron USD 1.287 millones, un 26% más que un año atrás, con el 70% destinado a la actividad no convencional.

Pedro Kearney, vicepresidente de Finanzas, destacó durante la call que la posición de liquidez de la compañía subió de USD 2.500 millones al cierre del segundo trimestre a USD 3.654 millones al cierre de septiembre, el máximo histórico de la empresa. Esa cifra cubre más de dos años y medio del perfil de vencimientos de deuda.

La FID del GNL, confirmada

Marín también actualizó el estado del proyecto Argentina LNG, el más ambicioso en la hoja de ruta de la compañía. La decisión final de inversión (FID) está prevista para el 26 de noviembre, un jueves, en Argentina. El proyecto apunta a una capacidad de licuefacción de 12 millones de toneladas anuales mediante dos buques de gas natural licuado (FLNG) de producción propia, con una inversión estimada de USD 29.000 millones hasta 2031. Los socios fundadores son YPF con el 36% y ENI y XRG —el brazo internacional de inversiones de ADNOC— con el 32% cada uno.

En septiembre, el banco estadounidense Eximbank presentó una propuesta de financiamiento no vinculante de hasta USD 6.000 millones para el proyecto, una de las propuestas más grandes asociadas a un proyecto energético en Argentina. El cierre de ese financiamiento está previsto para mediados del año que viene.

Montañas bajas, arbustos que no llegan al metro de altura, cielo abierto y un calor que desconcierta en una región más asociada al frío. La Patagonia atlántica —la zona costera de Río Negro— recibe apenas entre 200 y 300 milímetros de lluvia por año, una de las más áridas del país. Kilómetros y kilómetros de estepa, con algún arcoíris perdido que recuerda que el fenómeno de El Niño también alcanza a este rincón seco del país, hasta que de repente tres enormes tanques metálicos aparecen en el horizonte.

Horas de ruta mediante desde cualquier ciudad patagónica, hay un asentamiento donde hoy viven alrededor de 1.100 personas y trabajan diariamente un total de 1.600. Es Punta Colorada, y lo que se construye ahí es el proyecto que permitirá que la Argentina pase de ser un país con petróleo a un país exportador de petróleo.

Este rincón de la costa rionegrina no es tierra virgen para la ambición industrial. En 1969, el Estado argentino creó HIPASAM (Hierro Patagónico de Sierra Grande Sociedad Anónima Minera), bajo la órbita de la Dirección General de Fabricaciones Militares, para explotar el yacimiento de hierro de Sierra Grande. El complejo albergó la mina de hierro subterránea más grande de Sudamérica, con una red de galerías que llegó a superar los 90 kilómetros. El mineral se transportaba a través de un mineraloducto de 32 kilómetros hasta este mismo puerto de Punta Colorada para su embarque. Durante los años 70 y 80, Sierra Grande se convirtió en un polo minero pujante que multiplicó su población. En 1992, un decreto del gobierno de Carlos Menem disolvió la empresa y la ciudad se vació. Pero, el puerto y la ambición quedaron, junto con el mar, que golpea la costa de la ciudad.

Décadas después, sobre las mismas instalaciones de aquel sueño frustrado, el país apuesta a una nueva era energética. El mineraloducto del hierro cedió su lugar a un oleoducto de petróleo. El protagonista esta vez es Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS), y la escala es todavía mayor.

La salida de Vaca Muerta

VMOS es un proyecto de USD 3.000 millones liderado por YPF e integrado por otros ocho socios: Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Pluspetrol, Tecpetrol, Shell, Chevron y GyP.

El consorcio conecta la producción de crudo no convencional de la cuenca neuquina con la terminal marítima de Punta Colorada a través de 437 kilómetros de cañerías de 30 pulgadas (76 centímetros) de diámetro, más un tramo submarino de 15 kilómetros que une la terminal de almacenamiento con las monoboyas en alta mar.

Lo que hace singular al proyecto no es solo su escala, sino su velocidad. En julio de 2024, el consorcio no tenía ni terreno. Hoy, con 18 meses de ejecución, la obra lleva un 85% de avance. El tendido principal del oleoducto se terminó en noviembre de 2025, con la última soldadura en el ingreso a la terminal de Punta Colorada. Lo que resta es la parte más compleja: la terminal marítima y sus equipos, muchos de ellos llegados desde India, con alrededor de 50 contenedores aún pendientes de instalación.

Río Negro fue la primera provincia argentina en adherir al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) nacional, una decisión que Gustavo Gallino, vicepresidente de Infraestructura de YPF y presidente de VMOS, destacó como determinante. “No solo en términos económicos, sino de seguridad jurídica para los inversores”, señaló durante la visita. El financiamiento de la obra también marcó un hito: el consorcio accedió a un préstamo sindicado de USD 2.000 millones con 14 bancos internacionales encabezados por Citi, Deutsche Bank, JP Morgan, Itaú y Santander —el mayor financiamiento comercial para infraestructura en la historia argentina—, más un aporte de capital propio del 30% por parte de las empresas socias.

Una ciudad efímera en la estepa

El campamento de Punta Colorada funciona como una ciudad paralela. De las 1.600 personas que trabajan a diario en la obra, 1.100 viven en el predio en un régimen de 4 días de trabajo de 12 horas seguidos de 4 días de descanso para quienes operan las 24 horas; otros lo hacen en horario de oficina.

El personal actual se dedica íntegramente a la construcción. Una vez que la obra concluya y comience la operación del oleoducto, se prevé el ingreso de 200 trabajadores adicionales destinados ya a la gestión y operación de VMOS.

La ley provincial exige que al menos el 80% del personal sea contratado localmente, y VMOS la cumple. El 65% proviene del valle alto y medio del río Negro; el 35% restante, de la zona atlántica. El impacto en la región supera los $240 millones en salarios locales y los USD 300 millones en proveedores zonales. En total, más de 2.000 empleados son de la provincia. El contratista principal de ingeniería y materiales de la terminal es Técnicas Reunidas, la firma española que trabajó en conjunto con el equipo de YPF.

El efecto sobre Sierra Grande es visible. Locales nuevos, movimiento en las calles, una economía local que vuelve a respirar después de décadas de declive.

Del ducto a los tanques más grandes de la Argentina

Desde la sala de control de la terminal —donde dos personas monitorearán el sistema las 24 horas— se puede seguir el trayecto completo del crudo. El petróleo llega por el norte a través del ducto desde Allen, en Neuquén. Lo primero que encuentra es una unidad de filtrado donde se extraen las impurezas. Luego pasa por la unidad de medición y muestras —la unidad LAC— y desde ahí va hacia los tanques de almacenamiento.

Son seis tanques —solo dos entrarán en funcionamiento en la primera etapa—, y su tamaño es difícil de dimensionar sin una referencia concreta: cada uno mide 30 metros de alto y 83 de diámetro, tiene una capacidad de 120.000 metros cúbicos, equivalente a 50 piletas olímpicas o con capacidad de almacenar unas 22 millones de pelotas de fútbol. En términos petroleros, puede almacenar hasta 750.000 barriles de crudo, lo que los convierte en los tanques más grandes de la Argentina, construidos con tecnología estadounidense por la firma Chicago Bridge. Una particularidad de su construcción: el techo se arma en el piso y se sube una vez terminado.

De los tanques, el crudo pasa por nuevos filtros y llega a las bombas que lo impulsan hacia el mar a través de un caño de 38 pulgadas. Esas bombas pueden enviar hasta 1,2 millones de barriles por día, lo que permite cargar un buque de un millón de barriles en menos de 24 horas, y uno de dos millones en unas 40 horas. La sala de control gestiona válvulas, caudal y monitoreo en tiempo real; también puede controlar el ducto completo desde Allen, aunque lo habitual es que ese tramo se opere desde allá y desde el centro de ingeniería en Buenos Aires.

La unidad LAC, en tanto, cumple una función crítica: es el punto de medición y fiscalización de las exportaciones. Equivocarse un 1% en la medición de un buque de dos millones de barriles implica una diferencia de USD 20 millones. Los datos de esa unidad son los que podría tomar la aduana para registrar cada exportación, de manera similar a lo que ocurre con la declaración jurada de granos.

Las monoboyas del VMOS cruzaron el Estrecho de Ormuz en medio de la guerra

El capítulo más novelesco –y polémico– de la obra es el de las dos monoboyas que se instalarán frente a la costa rionegrina. Cada una pesa 272 toneladas, mide 15,3 metros de diámetro y permite la carga directa de buques petroleros de gran porte sin infraestructura portuaria fija. Cada boya queda anclada al fondo del mar mediante seis anclas y cadenas.

Las estructuras fueron fabricadas por la firma neerlandesa Bluewater Energy Services en Emiratos Árabes Unidos, con un valor aproximado de USD 19 millones cada una. Su traslado se convirtió en una odisea: debieron cruzar el Estrecho de Ormuz en medio del conflicto bélico entre Estados Unidos, Israel e Irán, que en los momentos de mayor tensión redujo el tráfico naval por esa vía —por donde circula cerca de una quinta parte del comercio mundial de petróleo— de más de 130 buques diarios a apenas cinco.

La entrega sufrió demoras sucesivas por la guerra; el contrato original había sido firmado el 12 de junio de 2025, mientras que las boyas llegaron al Puerto de San Antonio Este, en Río Negro, a comienzos de octubre. Las monoboyas ya están en San Antonio Oeste y este fin de semana comenzarán a desplazarse flotando hasta su posición definitiva frente a la costa, con algunos días de retraso por cuestiones climáticas. El sistema funciona como un surtidor de escala industrial: el buque navega hasta la boya, se conecta directamente a ella y carga el crudo sin necesidad de entrar a ningún puerto ni amarrar a infraestructura fija en tierra.

El episodio de las monoboyas generó además una polémica diplomática cuando se supo que la misma Bluewater había alquilado el buque Aoka Mizu a la israelí Navitas Petroleum para el yacimiento Sea Lion, ubicado a 220 kilómetros al norte de las Islas Malvinas. Desde VMOS sostuvieron que al momento de la firma del contrato con Bluewater, la compañía neerlandesa “no mantenía relación alguna con empresas vinculadas al proyecto Sea Lion”.

El episodio cobró mayor dimensión en el marco de las sanciones que el gobierno de Javier Milei impulsó contra todas las empresas vinculadas o que prestaran servicios al proyecto Sea Lion, en el marco de la disputa de soberanía sobre las Islas Malvinas.

La escalera de capacidad: de 180.000 a un millón de barriles por día

El sistema arrancará el 31 de diciembre de 2026 con el primer ingreso de petróleo —el llamado “oil in”—, y la primera exportación efectiva está prevista para el primer trimestre de 2027. La capacidad se desplegará en etapas:

• Primera etapa (principios de 2027): 180.000 barriles diarios
• Segunda etapa: 390.000 barriles diarios
• Tercera etapa: 550.000 barriles diarios
• Etapa en estudio: 750.000 barriles diarios
• Horizonte de largo plazo: un millón de barriles diarios, de los cuales YPF aportaría la mitad

La primera fase —los 550.000 barriles diarios— ya está completamente vendida. A un precio de referencia de USD 70 por barril, esa capacidad generaría ingresos de exportación de hasta USD 15.000 millones anuales. El sistema de almacenamiento permite acumular el crudo entre barco y barco: como la primera etapa exportará 180.000 barriles diarios, los seis tanques acumulan el volumen necesario para cargar un buque completo antes de que este llegue a puerto.

La terminal fue diseñada para operar con buques de hasta dos millones de barriles, el doble de la capacidad de los que pueden entrar a Bahía Blanca, lo que implica una mejora directa en los costos de transporte por barril exportado. El mar frente a Punta Colorada tiene la profundidad suficiente para recibir esos buques de gran porte, que por primera vez en la historia podrán cargar crudo argentino en aguas del Atlántico sur sin pasar por ningún puerto.

De VMOS al GNL, una cadena de grandes obras que demanda mano de obra local

Una vez concluida la construcción, la terminal de Punta Colorada operará con unas 120 personas en planta, más alrededor de 60 adicionales, a los que se sumarán los indirectos: aduana, prefectura y otros servicios. El contraste con los 1.600 actuales es marcado.

Pero desde VMOS lo ven como una cadena. Los trabajadores que se formaron en esta obra quedan listos para el próximo gran proyecto energético argentino: el GNL.

La lógica es la misma: Punta Colorada fue el puerto del hierro de HIPASAM; ahora es el puerto del petróleo de Vaca Muerta; y en el horizonte, podría ser también el puerto del gas licuado. Es que el Argentina GNL, el mega proyecto para exportar gas licuado de YPF, Eni y XRG, estará situado a pocos kilómetros del VMOS.

Las grandes petroleras de Europa informaron en los últimos días ganancias de tres meses muy superiores a las de un año atrás, impulsadas por los precios altos del crudo y del gas que dejó la guerra en Medio Oriente y por unos márgenes de refinación récord. En América Latina, YPF y Petrobras también mostraron resultados fuertes, mientras que Pemex todavía no informó el tercer trimestre y acumula pérdidas en el año.

Europa: ganancias que se duplican

Shell, la mayor petrolera británica, informó este jueves una ganancia ajustada de 10.810 millones de dólares en el tercer trimestre, casi el doble de los 5.430 millones de un año antes y la más alta desde 2022. La ganancia ajustada es la medida que usan las petroleras para mostrar su rendimiento operativo: se calcula sin partidas extraordinarias, como ventas de activos o costos de reestructuración, y sin el efecto de las variaciones de precio sobre los inventarios, que pueden inflar o reducir el resultado sin reflejar el negocio del trimestre. Con la medida de ganancia neta, la cifra es de 12.060 millones.

Shell subió además su programa de recompra de acciones a 5.000 millones de dólares desde 3.000 millones. Su director general, Wael Sawan, habló de “una perturbación todavía severa del sistema energético mundial”. Los márgenes de refinación de Shell, que reflejan la diferencia entre el precio del crudo y el de los combustibles, llegaron a 42 dólares por barril, frente a 24 en el trimestre anterior.

La francesa TotalEnergies informó una ganancia neta ajustada de 9.100 millones de dólares, 127% más que los 4.000 millones de un año antes y 51% más que en el segundo trimestre, la más alta desde 2022 y por encima de los 8.300 millones que esperaban los analistas.

La ganancia neta sin ajustes fue de 8.263 millones. La división de refinación y químicos ganó 3.600 millones, más de cinco veces lo de un año antes y un récord, y el margen de refinación europeo promedió 33,2 dólares por barril, frente a 13,5 en el segundo trimestre. Su presidente, Patrick Pouyanné, habló de márgenes “históricamente altos”. La portavoz del gobierno francés, Maud Bregeon, pidió a la empresa que sea “ejemplar” y traslade a los precios la ventaja que obtuvo con la liberación de reservas estratégicas de gasoil.

La española Repsol cuadruplicó su ganancia neta en los primeros nueve meses, hasta 5.006 millones de euros, un 325% más que en 2025. Solo en el tercer trimestre ganó 2.800 millones de euros, frente a 574 millones un año antes.

La italiana Eni informó el 23 de octubre una ganancia neta ajustada de 2.801 millones de euros, un 125% más.

La noruega Equinor triplicó su ganancia neta ajustada, a 2.860 millones de dólares, con un gas europeo a 20 dólares por millón de BTU, 75% más que un año antes, por la falta de gas natural licuado de Catar.

América Latina

YPF, la petrolera argentina, informó una ganancia operativa antes de intereses, impuestos y depreciaciones (EBITDA ajustado) de 2.503 millones de dólares, un 84% más que un año antes, y una utilidad neta cercana a 1.200 millones. Invirtió 1.287 millones, el 70% en Vaca Muerta, donde el petróleo de esquisto promedió 224.000 barriles diarios, 32% más. Prevé pedir en las próximas semanas el ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para cinco proyectos por 44.000 millones de dólares en 26 años.

La brasileña Petrobras alcanzó un récord de producción propia en el trimestre, con 3,512 millones de barriles equivalentes de petróleo y gas por día, 11,7% más que un año antes. Todavía no informó su ganancia.

Pemex, la estatal mexicana, es la excepción. En el primer semestre acumuló una pérdida neta de unos 28.000 millones de pesos, pese a una ganancia de 18.000 millones en el segundo trimestre, y su deuda financiera era de unos 77.500 millones de dólares al 30 de junio, según sus propios reportes. Aún no presentó el tercer trimestre.

Lo que viene

Las estadounidenses ExxonMobil y Chevron y la británica BP informan mañana, y los analistas esperan fuertes aumentos. En el trimestre anterior, Exxon ganó 14.500 millones de dólares y Chevron, 12.100 millones, y la Aramco saudita, 32.700 millones. Ecopetrol, de Colombia, informará el 10 de noviembre.

El Brent, el crudo de referencia internacional, promedió 96,99 dólares por barril en el tercer trimestre, frente a 103,85 en el segundo. Arrancó el trimestre en unos 72 dólares, el 1 de julio, cuando el tránsito por Ormuz se recuperaba tras un memorando de entendimiento del 17 de junio, y llegó a casi 109 el 15 de septiembre, según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA). Es decir, el crudo promedió menos que en el trimestre anterior, pero las ganancias subieron por el salto de los márgenes de refinación.

YPF informó un ganancias operativas antes de intereses, impuestos y depreciaciones -la métrica conocidad como EBITDA ajustado- de USD 2.503 millones en el tercer trimestre de 2026, una cifra que, según la compañía, fue la segunda más alta de su historia y quedó por detrás del resultado del período anterior. En un comunicado difundido este miércoles desde Buenos Aires, la empresa también indicó que obtuvo una utilidad neta cercana a USD 1.200 millones, elevó su producción de petróleo no convencional y redujo su relación de endeudamiento neto.

El balance trimestral reúne avances operativos y financieros en un contexto en el que la firma concentra una parte relevante de sus inversiones en Vaca Muerta. La compañía informó que el EBITDA —una medida de resultado antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones— creció 84% frente al mismo trimestre de 2025. Atribuyó esa variación al aumento de la extracción de shale, a menores costos de producción, a mayor procesamiento en las refinerías y a los precios.

Las inversiones entre julio y septiembre sumaron USD 1.287 millones, un alza interanual de 26%, de acuerdo con el comunicado. El 70% de ese monto fue dirigido a desarrollos no convencionales. La empresa sostuvo que su flujo de caja libre alcanzó USD 900 millones, el segundo registro más alto de su trayectoria, lo que le permitió llevar el ratio de deuda neta a 0,8 veces.

La producción de shale promedió 224.000 barriles diarios durante el trimestre

La actividad en Vaca Muerta fue uno de los ejes del informe. YPF señaló que la producción de petróleo shale promedió 224.000 barriles por día durante el trimestre, con una suba de 32% respecto de igual lapso de 2025. El comunicado agregó que la producción actual se ubica en 245.000 barriles diarios y que el objetivo para el cierre del año es llegar a 250.000 barriles por día.

La compañía proyecta además presentar “en las próximas semanas” pedidos de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para cinco proyectos ubicados en el área norte de la formación: Bajo del Toro, Bajo del Toro Norte, Narambuena, La Escalonada y Rincón de la Ceniza. Los desarrollos son operados por YPF, que posee una participación cercana al 40%, según precisó la empresa.

De acuerdo con la información difundida, esos cinco proyectos contemplan una inversión estimada de USD 44.000 millones en 26 años, la perforación de unos 2.200 pozos y una capacidad máxima proyectada de 270.000 barriles diarios de crudo shale. Esas cifras corresponden a las previsiones presentadas por la compañía y estarán sujetas a la evolución de cada iniciativa y a los procesos regulatorios que correspondan.

Las refinerías procesaron 344.000 barriles diarios y crecieron las exportaciones de combustibles

En el segmento de refinación y comercialización, YPF reportó que sus plantas procesaron 344.000 barriles diarios, 5% más que en el tercer trimestre del año anterior. La compañía afirmó que volvió a cubrir la demanda interna sin importar combustibles y que incrementó los envíos al exterior, aunque el comunicado no detalló los volúmenes destinados a cada mercado.

La firma indicó también que alcanzó un máximo de producción de naftas premium. En ese marco, informó que la refinería de La Plata recibió por segundo año consecutivo el reconocimiento “Refinería del Año”, uno de los premios de la industria regional, y que la herramienta Ekons Matrix AI fue distinguida como “Tecnología Digital del Año”. Según la empresa, ese sistema anticipa especificaciones para la mezcla de combustibles con el objetivo de ajustar la eficiencia operativa y las características del producto.

YPF completó la compra de YPF Luz y prevé consolidarla desde el cuarto trimestre

Tras el cierre del período analizado, YPF anunció la compra del 25% que todavía no controlaba de YPF Luz por USD 430 millones. Con esa operación, la petrolera pasó a tener el 100% del capital accionario de la empresa de generación eléctrica, cuyos resultados comenzarán a consolidarse de manera integral en los estados contables del cuarto trimestre.

El comunicado señaló que la adquisición permitirá incorporar el valor de una compañía con presencia en generación térmica y renovable. “Esta operación le permite a YPF capturar el valor de una empresa líder de generación eléctrica”, indicó la firma, que mencionó oportunidades de expansión de largo plazo en ambas fuentes de energía. La evolución de ese negocio quedará reflejada en los próximos balances consolidados.

Por otra parte, la empresa informó que el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el oleoducto previsto para ampliar la evacuación de petróleo desde la cuenca neuquina, superaba el 85% de ejecución al cierre de septiembre. La inauguración está prevista para fines de 2026 y el inicio de las exportaciones de crudo, para el primer trimestre de 2027, de acuerdo con el cronograma comunicado por la compañía.

Una emisión por USD 1.200 millones acompañó la baja del endeudamiento neto

En materia financiera, YPF recordó que en septiembre volvió al mercado internacional de capitales con una emisión de obligaciones negociables a nueve años por USD 1.200 millones. La compañía la definió como “la mayor colocación de deuda de Argentina de los últimos años”. El bono tuvo un cupón de 7,55% y un rendimiento de 7,85%, con un diferencial de 300 puntos básicos frente a los títulos del Tesoro de Estados Unidos.

Según el comunicado, ese diferencial fue el menor registrado por la empresa. La próxima referencia para evaluar las proyecciones difundidas será el cierre del cuarto trimestre, cuando la compañía incorpore plenamente a YPF Luz en sus estados financieros y continúe con el cronograma anunciado para VMOS y los proyectos de shale en el norte de Vaca Muerta.

En ese contexto, YPF redefine el rol de su red para acompañar los nuevos hábitos de movilidad y consumo. La compañía apuesta por puntos de venta que combinen energía, gastronomía y servicios en una misma visita.

El paso más reciente de esa transformación tiene dirección propia: Avenida del Libertador y Melo, en Vicente López. Allí abrió YPF Black Melo, la primera estación de la red que integra un restaurante McDonald’s.

Una alianza que suma dos grandes marcas

La inauguración se realizó el jueves 22 de octubre y contó con la presencia de Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, y de Woods Staton, Executive Chairman de Arcos Dorados, el mayor franquiciado independiente de McDonald’s a nivel global. Se trata, además, de la cuarta estación Black del país.

Bajo el lema “Más que una estación, un destino”, el formato propone que la parada deje de ser un simple trámite. La idea es que cada cliente encuentre motivos para prolongar su visita.

Gastronomía, servicios y sustentabilidad

Por un lado, la propuesta gastronómica reúne los productos de McDonald’s con la oferta de FULL, la cadena de tiendas de conveniencia de YPF. En un mismo ambiente conviven comida rápida, café de especialidad, pastelería premium y platos pensados para disfrutar sin apuro.

Esa combinación amplía las ocasiones de consumo y extiende el tiempo de permanencia. Abierto las 24 horas, el local recibe tanto a viajeros como a vecinos de la zona. Así, la estación se convierte en una opción para el desayuno, el almuerzo, la merienda o la cena.

Durante la apertura, Marín explicó que la meta de YPF es ofrecer mucho más que combustibles en cada estación. Según el directivo, el acuerdo con McDonald’s permite unir dos marcas líderes y llevar esa visión a otra escala.

Por su parte, Staton destacó que el nuevo local representa una oportunidad de crecimiento en Argentina. Además, consideró que estos formatos acercan la marca a más personas en distintos momentos de su vida cotidiana.

La experiencia se completa con prestaciones dedicadas al vehículo. En la playa, los colaboradores brindan atención personalizada y asesoran sobre el combustible más adecuado según las características de cada auto.

A su vez, en el sector de Boxes funciona YPF Pit Stop, un servicio inspirado en la dinámica de la Fórmula 1. El cliente deja el rodado en manos de un equipo especializado y, mientras tanto, aprovecha la propuesta de FULL.

Asimismo, el local incorpora soluciones orientadas al uso eficiente de los recursos. Cuenta con iluminación LED, encendido automático de la cartelería exterior y climatización con control programable, junto con separación de residuos y gestión diferenciada del aceite usado.

Estas prácticas se alinean con Receta del Futuro, la estrategia de impacto socioambiental que impulsa Arcos Dorados en la región. De esta manera, la propuesta suma un compromiso concreto con el cuidado del ambiente.

Una red en plena transformación

Esta inauguración se enmarca en una estrategia de mayor alcance. Con más de 1.600 estaciones en todo el país, YPF desarrolla un portafolio que incluye los formatos Black, Núcleo y RefiPlus, cada uno adaptado a distintos perfiles de clientes y ubicaciones.

En paralelo, FULL ya supera las 1.250 tiendas en Argentina y suma alianzas con firmas reconocidas. La llegada de McDonald’s afianza ese camino y refuerza su papel como punto de encuentro en la ruta y la ciudad.

La nueva Black de Vicente López resume hacia dónde avanza la empresa: estaciones que van más allá del surtidor. Con McDonald’s como aliado, YPF demuestra que cargar combustible también puede ser una oportunidad para disfrutar, descansar y aprovechar mejor cada día.

Después de siete meses consecutivos a la baja, la venta de combustibles en la Argentina repuntó en septiembre. Según el informe mensual que realiza el portal especializado Surtidores, se comercializaron 1.403.856 metros cúbicos en todo el país, un 1,96% más que en el mismo mes de 2025, cuando se habían despachado 1.376.837 m³. Se trató, en este sentido, del primer resultado interanual positivo desde enero. Sin embargo, la recuperación tiene una particularidad: el alza estuvo sostenida casi en exclusiva por el gasoil, mientras que la nafta súper —el combustible que más se vende en el país y el que mejor refleja el consumo de los automovilistas particulares— siguió cayendo.

El dato marca un quiebre respecto de agosto, cuando las ventas habían retrocedido 2,19% interanual. En la comparación mensual, el volumen promedio diario de septiembre también fue superior al del mes anterior: creció 4,42%, un cálculo que contempla que septiembre tuvo 30 días frente a los 31 de agosto. Aun así, el acumulado de enero a septiembre arrastra una contracción cercana al 2,4% a nivel nacional.

De acuerdo con el relevamiento, la demanda de gasoil aumentó 6,29% interanual en septiembre. El grado 3 (premium) fue el producto que más creció, con una suba del 6,61% y 248.068 m³ comercializados. El grado 2 (común) avanzó 6,08%, hasta los 378.053 m³. En conjunto, ambas variedades de diésel sumaron más de 626.000 m³ y fueron las responsables de que el número total diera positivo.

Las naftas, en cambio, cerraron el mes con una caída conjunta del 1,27%. La nafta súper retrocedió 2,17% interanual —de 583.318 a 570.688 m³— y fue el único segmento que quedó en terreno negativo. Se trata de un dato relevante porque la súper representa alrededor del 41% de todo lo que se vende en los surtidores del país y su evolución está asociada al uso del automóvil particular, uno de los indicadores más directos del nivel de actividad económica cotidiana. La nafta premium, por su parte, logró un leve repunte del 1,27%, con 207.047 metros cúbicos.

El rebote coincide con provincias de perfil agropecuario

De las 24 jurisdicciones que releva el informe, 14 registraron subas interanuales en septiembre, frente a apenas cuatro que habían crecido en agosto. Varias de las provincias que revirtieron la tendencia negativa forman parte del cinturón agrícola: Santa Fe pasó de estar en baja a crecer 7,06%; Entre Ríos subió 7,14%; Córdoba aceleró su crecimiento al 5,41% y Santiago del Estero avanzó 5%. También se sumaron Chaco (+3,28%), Río Negro (+3,82%), Tucumán (+1,94%) y Corrientes, que pasó de una caída del 9,51% en agosto a un alza del 1,12 por ciento.

La Pampa encabezó las subas con un incremento del 14,04%, mientras que la provincia de Buenos Aires, el principal mercado del país con más de un tercio de las ventas totales, creció 2,05% y alcanzó los 496.193 m³. En la vereda opuesta, Santa Cruz volvió a registrar la mayor contracción del país, con una baja del 8,97%. Le siguieron Catamarca (-5,63%), Tierra del Fuego (-5,29%), Chubut (-5,58%) y la Ciudad de Buenos Aires, donde las ventas cayeron 5,21% y sumaron 83.650 metros cúbicos.

Participación por empresa

Respecto al market share de las petroleras, YPF lideró las ventas con 778.795 m³ y un crecimiento del 2,91% interanual. La compañía de bandera, que concentra el 55,5% del mercado minorista, fue la empresa de mayor volumen que logró crecer. Detrás se ubicaron Shell, con 309.463 m³ y una leve baja del 0,70%, y Axion Energy, que vendió 170.614 m³ y subió 2,25 por ciento.

Puma Energy despachó 78.366 m³ (+3,59%), Dapsa cerró prácticamente estable con 28.139 m³ (-0,59%) y Gulf fue la que más retrocedió entre las grandes, con una caída del 10,94% y 22.997 m³. Refinor, en tanto, registró la mayor suba porcentual entre las empresas relevadas —un 31,63%—, aunque opera en una escala considerablemente menor, con 15.482 m³ vendidos.

El mejor desempeño de YPF en relación con sus competidoras se da en un contexto en el que la empresa mantuvo durante septiembre precios más bajos que el resto del mercado. Mientras que Shell, Axion y Puma habían aumentado sus valores entre 2% y 5% a fines de ese mes —en respuesta a la escalada del petróleo, que llegó a superar los USD 105 por barril—, YPF aplicó un ajuste de apenas el 1% promedio. La estrategia, que la compañía enmarcó en su esquema de “buffer” o amortiguación de precios, le permitió captar mayor demanda, pero a costa de vender por debajo de los valores del resto de la industria.

El contexto de precios sigue presionando el consumo

La caída sostenida en la demanda de naftas se inscribe en un año marcado por el encarecimiento de los combustibles. En dólares, la nafta acumula un alza del 23% en lo que va de 2026, impulsada tanto por el traslado del precio internacional del crudo —afectado por el conflicto en Medio Oriente entre Estados Unidos, Israel e Irán— como por la actualización progresiva del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y al Dióxido de Carbono (IDC).

El barril de Brent superó los USD 106 en las primeras semanas de octubre, y la Agencia Internacional de la Energía proyectó una caída del 6% en el suministro global de petróleo durante 2026 a raíz de las tensiones en la región del estrecho de Ormuz, por donde transita cerca del 20% del crudo que se comercializa en el mundo.

En ese marco, el dato de septiembre ofrece una señal ambivalente. La venta total de combustibles dejó atrás los números rojos, pero el motor de la recuperación es el gasoil —asociado al transporte de carga y a la actividad agropecuaria—, no la nafta. Que el combustible de los autos particulares siga en baja sugiere que, al menos en los surtidores, el consumo cotidiano todavía no repunta.

Más de 4.000 dirigentes participaron en un nuevo encuentro del Peronismo Federal en Comodoro Rivadavia, donde el espacio presentó un programa energético y retomó la discusión sobre un proyecto de gobierno federal con la producción, el empleo y la educación como ejes.

La convocatoria reunió en la ciudad chubutense a legisladores nacionales, intendentes, dirigentes sindicales y referentes territoriales. Fue la continuidad de las jornadas que el sector realizó el 1 de mayo en Parque Norte y luego en Concepción del Uruguay, Entre Ríos, con el objetivo de elaborar propuestas antes de definir candidaturas rumbo a 2027.

La elección de Comodoro Rivadavia, uno de los principales centros petroleros del país, puso el foco en la situación laboral de la Patagonia y en el futuro de las cuencas maduras de Chubut y Santa Cruz. Los organizadores señalaron que la salida de YPF de áreas convencionales y la caída de la actividad derivaron en la pérdida de miles de empleos.

En el encuentro se presentó el Programa Federal para el Desarrollo Energético, una iniciativa que propone una política de Estado con planificación y reglas estables para coordinar inversión pública y privada. El documento incluye medidas para agregar valor a los recursos, ampliar la participación de proveedores nacionales, preservar el papel de YPF y sostener la actividad en las cuencas maduras.

El plan también contempla obras de infraestructura, tarifas sostenibles, integración regional, investigación científica y tecnológica, además de la defensa de la soberanía argentina sobre las islas Malvinas y el Atlántico Sur. El planteo reconoce el crecimiento de la producción y las exportaciones energéticas, pero propone que ese avance se refleje en industria, empleo registrado y salarios.

El diputado nacional Juan Pablo Luque, anfitrión de la jornada, afirmó que el desempleo en la región pasó del 2 % al 10 % en menos de dos años y que se perdieron más de 13.000 puestos de trabajo en menos de 24 meses. Frente a ese escenario, pidió dejar de lado las discusiones individuales para abordar la matriz productiva, el desarrollo y la generación de empleo.

Dirigentes del espacio propusieron discutir ideas antes que candidaturas

La diputada nacional Victoria Tolosa Paz sostuvo que la llegada de Peronismo Federal a la Patagonia, a través de los encuentros de Peronismo Debate, busca incorporar los problemas y las propuestas de cada provincia a una alternativa de alcance nacional. Cuestionó un modelo económico que, según afirmó, “extranjeriza y primariza la economía” y reclamó políticas que fortalezcan la industria y el valor agregado.

De cara a 2027, Tolosa Paz planteó que la unidad del peronismo debe fundarse en acuerdos programáticos. También defendió las elecciones primarias, abiertas, simultáneas y obligatorias (PASO) como mecanismo de ordenamiento interno. “Tenemos que debatir mucho de las ideas, poco de las cosas y nada de las personas”, dijo.

Por su parte, el diputado nacional Guillermo Michel vinculó el actual saldo positivo de la balanza energética con decisiones adoptadas durante gobiernos peronistas, entre ellas la recuperación de Vaca Muerta y la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner. “Pasamos de importar USD 10.000 millones en 2022 a terminar exportando este año más de USD 10.000 millones”, afirmó.

Además de Luque, Tolosa Paz y Michel, participaron los intendentes Othar Macharashvili, de Comodoro Rivadavia; Martín Pérez, de Río Grande; Pablo Grasso, de Río Gallegos; y Daniel Harrington, de Tolhuin. También asistieron las diputadas nacionales Moira Lanesán y Kelly Olmos, y los senadores nacionales Carlos Linares, Fernando Salino y Adán Bahl, entre otros representantes políticos y sindicales.

Las universidades patagónicas reclamaron financiamiento y desarrollo regional

Antes de la jornada política, parte de la delegación se reunió con autoridades de las nueve instituciones que integran la Red de Universidades Patagónicas (RUPA), en la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco. Bajo la consigna “Defender la Universidad | Diálogo para el Desarrollo Regional”, analizaron el financiamiento universitario, la ciencia, la tecnología y el aporte de las casas de estudio al desarrollo regional.

Del intercambio participaron autoridades universitarias y representantes de los gremios ADU, FEDUN y APUNP. La agenda incluyó también la cuestión de la soberanía nacional en el Atlántico Sur.

Achával planteó que el desarrollo debe llegar a todas las provincias

Hacia el final del encuentro, el intendente de Pilar, Federico Achával, sostuvo que los recursos naturales y la capacidad productiva deben traducirse en industria, empleo y oportunidades. “El desarrollo no puede quedar concentrado en unos pocos lugares: tiene que llegar a cada ciudad y a cada familia”, afirmó.

El jefe comunal también calificó la jornada como “muy positiva”, por la posibilidad de debatir una Argentina federal basada en la producción, el trabajo y la educación. Además, reconoció la organización del diputado nacional Juan Pablo Luque y la participación de los vecinos de Comodoro Rivadavia.

Peronismo Federal prevé continuar los encuentros de Peronismo Debate en distintas regiones para ampliar el programa de gobierno que busca llevar a la discusión nacional.

El presidente Javier Milei encabezó este lunes la apertura de la AOG Patagonia 2026, el encuentro anual de la industria energética que se realiza esta semana en Neuquén. Allí, frente a una audiencia que lo recibió con cánticos y aplausos, destacó el acuerdo firmado con Estados Unidos por USD 7.000 millones para el desarrollo de infraestructura crítica en el sector energético y no descartó que el monto pueda ampliarse. El mandatario habló ante representantes de empresas operadoras, de servicios y trabajadores petroleros, y repasó los resultados del cambio de modelo impulsado por su gestión en Vaca Muerta.

Milei se refirió al convenio con Estados Unidos como parte de una estrategia que apunta a acelerar las obras de infraestructura necesarias para sostener el crecimiento de la producción. “No descarten que pueda aumentar el número. Solamente digo eso”, afirmó el presidente, sin precisar montos adicionales ni plazos.

El convenio tiene como antecedente el acuerdo bilateral firmado en septiembre de 2026 entre el canciller Pablo Quirno y el subsecretario de Estado norteamericano, Chris Landau, quien visitará el país esta semana, junto del responsable del Hemisferio Occidental, Juan Pablo Segura.

Aquel entendimiento inicial contemplaba USD 6.000 millones destinados al proyecto Argentina LNG —la megainversión de YPF junto con la italiana Eni y la emiratí XRG— con financiamiento respaldado por el Banco de Exportaciones e Importaciones de Estados Unidos (EximBank) e inversores privados. El acuerdo se inscribe en la estrategia de Washington de asegurar cadenas de suministro energético en el hemisferio occidental, en un contexto de disrupciones en el tránsito por los estrechos de Ormuz y Bab el-Mandeb, en Medio Oriente.

El mandatario sostuvo que el esquema de financiamiento privado, en el que “quien aporta el capital también asume el riesgo”, permite completar obras en menos tiempo que bajo el modelo tradicional de obra pública. Según explicó, las propias empresas del sector ya están adelantando regalías para financiar la construcción de rutas en la región. En ese marco, recordó que el Gobierno concesionó 9.000 kilómetros de rutas nacionales al sector privado.

La producción de Vaca Muerta duplicó niveles de 2023

En un discurso que duró poco más de una hora, el presidente resaltó que la producción de Vaca Muerta duplica hoy la registrada en 2023. Según los datos que presentó, la formación pasó de 310.000 barriles diarios en promedio durante ese año a más de 670.000 barriles diarios en agosto de 2026. A nivel nacional, la producción total de petróleo subió de 635.000 barriles diarios en 2023 a 932.000 en agosto de este año, un récord que supera el máximo histórico de 1998 y que se encamina a alcanzar una producción de 1 millón de barriles diarios, una meta que la industria persigue hace tiempo y que se conseguiría antes de finalizar el año.

Milei atribuyó ese salto a la eliminación del denominado barril criollo, una medida que el propio gobierno incluyó en el decreto 70/23 que dispuso la liberación del precio del petróleo desde la primera semana de su gobierno. “Toda la revolución que estamos viendo en el plano energético arrancó con un punto dentro del decreto 70/2023”, señaló el mandatario, para quien cada desregulación eliminada generó un impacto directo sobre la inversión en el sector.

El barril criollo fue un mecanismo de regulación de precios que desacopló el valor del petróleo en el mercado interno del precio internacional. Vigente en distintas versiones desde 2002, el esquema fijaba un precio de referencia local para las transacciones entre productoras y refinadoras, con el objetivo de proteger al sector de la volatilidad global y sostener el empleo y las regalías provinciales. En la práctica, el sistema desincentivó la inversión al comprimir los márgenes de las operadoras cuando el crudo internacional cotizaba por encima del precio regulado.

El presidente también comparó la balanza energética del país con la que existía antes de su gestión. Sostuvo que, de mantenerse las políticas previas de subsidios y precios regulados, el sector energético arrojaría hoy un déficit de entre USD 20.000 y USD 25.000 millones, en lugar del superávit de casi USD 10.000 millones que se registra actualmente.

De hecho, minutos antes de su discurso, el Indec dio a conocer los datos de intercambio comercial. El sector energético, que representó el 17,7% del total de exportaciones del mes, explicó USD 53 de cada USD 100 que ingresaron al país en septiembre. En tanto, el superávit comercial energético alcanzó los USD 1.600 millones en el noveno mes del año, un pico histórico para el sector que ya acumula números en verde en el intercambio comercial acumulado de USD 9.427 millones hasta septiembre de 2026.

De acuerdo con los datos que presentó Milei, las exportaciones de petróleo pasaron de un promedio de 128.000 barriles diarios en 2023 a más del doble en lo que va de 2026, con un pico de casi 330.000 barriles diarios en julio. “En menos de tres años pasamos de ser un país que apenas se autoabastecía a ser un exportador de petróleo de primer nivel de la región”, afirmó.

Milei vinculó ese resultado a un cambio en las reglas de juego para los inversores, más que a la disponibilidad de recursos naturales. “Para que haya inversión no alcanza con tener talento y tampoco alcanza con tener recursos naturales. La Argentina tuvo las dos cosas durante 100 años y aun así se empobreció”, sostuvo. El presidente señaló que generar condiciones de previsibilidad representa una tarea compleja en un país que, según dijo, “incurrió reiteradamente en incumplimientos con inversores a través de default, controles cambiarios, expropiaciones y rupturas de contratos”.

Elogios a Marín y Figueroa

Milei dedicó un tramo de su discurso a reconocer la gestión de Horacio Marín, presidente de YPF, a quien calificó como uno de los mejores titulares que tuvo la petrolera estatal en su historia. También destacó al gobernador de Neuquén, Rogelio Figueroa, por haber adherido al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), la normativa sancionada durante el primer año de su gestión para atraer inversiones de gran escala.

En ese tramo, Milei se dirigió directamente al gobernador: “Hay un boom en la construcción en toda la región: viviendas, parques industriales, hoteles, oficinas, restaurantes que se levantan a una velocidad que Neuquén nunca había visto. Felicitaciones por tu trabajo, Rolo”, dijo, y completó con un contraste dirigido a otras administraciones provinciales: “Hay otras provincias que no adhieren al RIGI. Después no les va bien y se quejan”.

El presidente cerró su discurso con una referencia a la posibilidad de replicar el modelo de Vaca Muerta en otras regiones del país. “Podemos hacer que florezcan mil Vaca Muertas a lo largo y ancho del país”, afirmó, en relación con los proyectos de minería que el Gobierno impulsa en provincias como Catamarca, San Juan y Salta.

La jueza federal Loretta Preska puso punto final a su intervención en el juicio por la estatización de YPF, con una resolución que deja sin efecto su propia sentencia de 2023 a favor de los demandantes y cierra formalmente el expediente en primera instancia en Nueva York. Ahora, la Corte Suprema de Estados Unidos deberá definir si toma el caso tras el recurso presentado por Burford Capital para que se revise el fallo.

La magistrada acató el fallo de la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito que en marzo pasado revocó la condena contra Argentina por más de USD 16.000 millones.

La orden de Preska incorporó al expediente las consecuencias del fallo favorable al Estado argentino, dictado por los jueces Denny Chin y Beth Robinson —con la disidencia de José Cabranes— el 27 de marzo. Los magistrados de segunda instancia entendieron que la jueza de Prezka había interpretado de manera errónea el derecho argentino al dictar su sentencia original.

Según explicaron fuentes de la Procuración del Tesoro a Infobae, se trata de un plazo procesal que el Gobierno esperaba. “Sería la finalización de la instancia, algo meramente procesal, porque el fallo ya se revirtió en la Cámara de Apelaciones. Había cierta demora en la llegada de este documento”, dijeron y aclararon que, de igual forma, esto no finaliza la causa judicial, puesto que la Corte Suprema de Estados Unidos deberá analizar si hace lugar al pedido de Burford Capital, presentado a principios de octubre, de revisar el fallo.

Cronología del caso

El caso comenzó con la expropiación de la petrolera durante el gobierno de Cristina Kirchner en 2012. Los fondos Petersen Energía, Petersen Energía Inversora —vinculados a la familia Eskenazi— y Eton Park demandaron a la República Argentina por considerar que la expropiación violó el estatuto de YPF al no respetar los derechos de los accionistas minoritarios. El fondo de litigios Burford Capital financia el caso y adiquirió los derechos de los exaccionistas.

En 2023, Preska emitió una sentencia que condenó a Argentina a pagar más de USD 16.100 millones, un monto que con intereses llegó a superar los USD 18.000 millones. La cifra representaba la mayor condena judicial contra un país en la historia de los tribunales estadounidenses.

Sin emargo, en mayo de este año, el fallo de la Cámara de Apelaciones determinó que la ley argentina de expropiación prohíbe las demandas de terceros que interfieran con un proceso expropiatorio. Además, estableció que los estatutos de una sociedad no constituyen un contrato bilateral entre accionistas que habilite reclamos de daños como los que plantearon los demandantes.

En junio, el plenario del Segundo Circuito —instancia conocida como en banc— rechazó un pedido de Burford Capital para revisar la decisión, lo que dejó como única vía disponible en Estados Unidos una apelación ante la Corte Suprema.

En esa petición, los demandantes definieron la decisión del Segundo Circuito como “gravemente errónea, totalmente sin precedentes y de consecuencias extremadamente relevantes”, según informó Bloomberg. Sostienen que el tribunal de alzada se apartó de precedentes de la Corte al dar preeminencia a una interpretación del derecho argentino y a una decisión de tribunales locales.

Fuentes oficiales consultadas por Infobae señalaron que la presentación no obliga a la Corte Suprema de Estados Unidos a tratar el expediente. El recurso de certiorari es el mecanismo mediante el cual las partes solicitan la intervención del tribunal, pero son los jueces quienes deciden si aceptan o rechazan la revisión.

La Corte recibe entre 7.000 y 8.000 peticiones por período de sesiones y suele conceder la revisión de alrededor de 80 casos, explicaron las fuentes. Tampoco existe un plazo fijado para resolver este tipo de pedidos. La complejidad y los antecedentes del litigio dificultan, según indicaron, establecer una estimación sobre cuándo podría conocerse una decisión.

Desde la Procuración del Tesoro de la Nación afirmaron que anticipaban este escenario desde el fallo de marzo y que ya trabajan en la estrategia de defensa. “Vamos a seguir ejerciendo la defensa de los intereses del Estado”, indicaron fuentes oficiales.

En paralelo, Burford también inició acciones ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI), dependiente del Banco Mundial, en representación de las sociedades Petersen.

A menos de 40 días de que YPF, Eni y XRG concreten la firma que dará inicio formal a Argentina LNG —la mayor inversión privada de la historia del país—, el consorcio postergó para las próximas semanas la licitación de los tubos para el gasoducto troncal del proyecto, una compulsa valuada en unos USD 2.000 millones. La subasta estaba prevista para este martes 20 de octubre.

Según comentaron a Infobae fuentes con acceso al proceso, el corrimiento obedece a que las evaluaciones técnicas de los oferentes —un paso obligatorio antes de habilitar la puja por precio— demandaron más tiempo del previsto, algo habitual en compulsas de esta complejidad.

La operación es la compra de caños más grande que haya encarado el sector energético argentino. El pliego contempla tubería para dos ductos de 48 pulgadas —1.219 milímetros de diámetro exterior— y un poliducto de 24 pulgadas, cerca de 610 milímetros. Fuentes al tanto del proceso señalaron que nunca se adquirieron en el país caños de semejante diámetro, espesor y libraje.

El ducto troncal conectará Meseta Buena Esperanza, en Neuquén, con Sierra Grande, en Río Negro, donde dos buques fábrica licuefactores —unidades FLNG— convertirán el gas de Vaca Muerta en Gas Natural Licuado (GNL) frente al Golfo San Matías. El esquema suma una planta de tratamiento cuya escala se compara con la refinería que YPF tiene en La Plata, el mayor complejo industrial de la Argentina.

La petrolera de mayoría estatal proyecta que, cuando ambas unidades FLNG arranquen en 2031 con una capacidad conjunta de 12 millones de toneladas anuales —ampliable a 18 millones—, las exportaciones alcanzarán los USD 10.000 millones por año. Para entonces, la inversión acumulada llegaría a unos USD 29.000 millones: USD 24.000 millones en infraestructura y USD 5.000 millones en el desarrollo de los recursos gasíferos. El desembolso total previsto para todo el ciclo del proyecto asciende a USD 51.000 millones, el mayor también bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El proyecto está a la espera del visto bueno del comité evaluador del régimen para acceder a los beneficios que este mismo brinda.

Quiénes son los posibles oferentes

Aunque la lista oficial de participantes no fue confirmada, trascendió que Tenaris se presentaría a la subasta. También se mencionaron la india Welspun, la japonesa JFE Steel, la estadounidense US Steel y fabricantes de China y Corea del Sur.

La presencia de Tenaris le añade una dimensión particular a la puja. La compañía del Grupo Techint arrastra tres reveses consecutivos en licitaciones ligadas a proyectos de GNL en el país.

Primero, a principios de año, perdió la provisión de caños para Southern Energy (SESA) —el otro emprendimiento de exportación de gas licuado, encabezado por Pan American Energy— ante la india Welspun. Poco después, Techint Ingeniería quedó afuera de la obra civil de ese mismo proyecto.

El 9 de julio, la unión transitoria que formó con Sacde (la constructora controlada por Marcelo Mindlin, dueño y presidente de Pampa Energía) fue superada en la licitación para la construcción del gasoducto de Argentina LNG: la adjudicación recayó en Pumpco —cuyos accionistas son también dueños del Inter Miami, el club de Lionel Messi— y la italiana Bonatti, con respaldo de la local Contreras Hermanos. La oferta ganadora quedó un 15% por debajo de la de Techint-Sacde, un ahorro que superó los USD 150 millones sobre un contrato de alrededor de USD 1.200 millones.

Aquella derrota de Tenaris frente a Welspun en SESA abrió un debate público sobre el costo de los insumos energéticos nacionales y derivó en un choque entre el presidente Javier Milei y Paolo Rocca. El mandatario llegó a llamarlo “Don Chatarrín de los tubitos caros” en distintos foros, en uno de los roces más notorios entre el Gobierno y el sector privado.

En volumen, la licitación de Argentina LNG multiplica por casi diez la de SESA, si bien la comparación directa no es lineal porque el pliego abarca dos gasoductos y un poliducto. Una cláusula adicional exige a los oferentes mantener vigentes sus propuestas hasta el cierre del project finance, de modo que los precios quedarán congelados mientras se termine de estructurar el paquete financiero.

Cómo funciona la subasta japonesa inversa que usa YPF

Para elegir al ganador, el consorcio recurrirá al mismo formato con el que definió la obra civil: la subasta japonesa inversa modificada, un mecanismo impulsado por Horacio Marín, presidente y CEO de YPF. La dinámica invierte la lógica habitual: en vez de pujar al alza, los competidores presionan el precio hacia abajo.

El requisito previo es que cada empresa tenga aprobadas sus condiciones técnicas, legales y financieras, y el contrato suscripto. Recién entonces un software dispara el precio de partida y pregunta a todos si lo aceptan. Los que dicen sí avanzan a la ronda siguiente, donde la cifra baja. Los que se retiran ignoran si alguien más también lo hizo; los que siguen desconocen cuántos rivales quedan.

“Hay un caso que hicimos que estuvieron horas compitiendo con ellos mismos”, contó Marín sobre el efecto psicológico del diseño. “No hay lobby. Se acabó”, agregó el ejecutivo. Un escribano público y el vicepresidente de la compañía supervisan cada ronda en total aislamiento, sin contacto con el resto de la empresa hasta que la subasta se cierra y el acta se labra de inmediato.

Se acerca la firma de la decisión final de inversión

La postergación de la subasta de tubos se produce a semanas de un hito que el propio Marín calificó de irreversible. El 14 de octubre, en el almuerzo del Consejo Interamericano de Comercio y Producción (Cicyp), confirmó que el 26 de noviembre YPF, Eni y XRG rubricarán la decisión final de inversión (FID) de la primera fase. “Después de ahí no hay vuelta atrás”, advirtió.

El financiamiento avanza en dos carriles. En septiembre, el Export-Import Bank de los Estados Unidos (US Exim) presentó una propuesta de crédito de largo plazo por hasta USD 6.000 millones, orientada a la compra de bienes y servicios estadounidenses para las etapas de infraestructura y producción. Detrás del respaldo de Washington hay un factor geopolítico: las disrupciones en el golfo Pérsico y el estrecho de Ormuz recortaron las exportaciones de Qatar y los Emiratos Árabes Unidos en 35.000 millones de metros cúbicos entre marzo y junio respecto del mismo tramo de 2025, según la Agencia Internacional de Energía (AIE), y Estados Unidos busca diversificar sus fuentes de suministro.

En paralelo, 47 entidades bancarias participaron de las primeras rondas de financiamiento para la etapa inicial —valuada en USD 15.500 millones— y el monto comprometido superó en 2,4 veces lo requerido. JP Morgan lidera la ingeniería financiera y el Banco Santander figura entre los bancos involucrados.

El segundo pilar son los contratos de venta. En la feria Gastech 2026, en Bangkok, Marín anticipó que la compañía está cerca de cerrar entre dos y tres acuerdos de suministro de GNL de entre 0,5 y 1,5 millones de toneladas anuales con compradores internacionales. Fuentes cercanas a las negociaciones indicaron que más de uno ya está definido. A eso se agrega que Eni y XRG, además de socios, actúan como offtakers —compradores de parte de la producción futura—, lo que garantiza colocación para una porción del GNL antes de que se concrete cualquier contrato con terceros.

Con la obra civil adjudicada, el financiamiento encaminado y los compradores alineados, la licitación de tubos es una de las últimas piezas que faltan antes de la decisión final de inversión. Marín lo sintetizó en el Cicyp: “Estamos haciendo un compromiso por el que Argentina va a exportar USD 55.000 millones en 2031”.

Este martes se conocerá un nuevo avance para el Argentina LNG, el megaproyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL, referido en el ámbito petrolero internacional por su sigla en inglés, LNG) que llevan a cabo YPF, la italiana Eni y la emiratí XRG. Mañana se definirá quién fabricará los tubos para el gasoducto de más de 500 kilómetros que forma parte de la iniciativa más grande presentada bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con una inversión total estimada en USD 51.000 millones.

La licitación, estimada en USD 2.000 millones, representa la mayor compra de caños de la historia energética del país. La compulsa abarca la tubería para dos gasoductos de 48 pulgadas —1.219 milímetros de diámetro exterior— y un poliducto de 24 pulgadas, unos 610 milímetros. Según fuentes que siguen el proceso, será la primera vez que se adquieran en la Argentina caños con ese diámetro, ese espesor y ese libraje.

El proyecto Argentina LNG, cuya decisión final de inversión se firmará en poco más de un mes, busca vender a gran escala el gas que se extrae de Vaca Muerta. Para lograrlo, el plan contempla un gasoducto troncal de 527 kilómetros desde Meseta Buena Esperanza, en Neuquén, hasta Sierra Grande, en Río Negro, donde se ubicarán los dos buques fábrica licuefactores —conocidos como unidades FLNG, que licuarán el gas para su posterior exportación— frente al Golfo San Matías. El plan incluye, además, una planta de tratamiento de escala comparable a la refinería que YPF tiene en La Plata, el mayor complejo industrial del país.

Las proyecciones de la petrolera de mayoría estatal son ambiciosas: el proyecto generaría exportaciones por USD 10.000 millones anuales a partir de 2031, cuando las dos unidades FLNG comiencen a operar con una capacidad conjunta de 12 millones de toneladas de GNL por año, escalable hasta 18 millones. Para ese año, la inversión acumulada rondaría los USD 29.000 millones, de los cuales unos USD 24.000 millones corresponden a infraestructura —ductos, instalaciones portuarias, plantas de procesamiento y las unidades de licuefacción— y otros USD 5.000 millones al desarrollo de los recursos gasíferos.

Cómo es el mecanismo para conseguir el precio más bajo en sus licitaciones

Para definir al ganador, el consorcio utilizará el mismo sistema que ya empleó para adjudicar la construcción del gasoducto: la subasta japonesa inversa modificada. El mecanismo, implementado por decisión de Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, funciona como una subasta tradicional pero al revés: en lugar de pujar hacia arriba, los oferentes compiten hacia abajo.

Antes de que comience la compulsa, todas las empresas participantes deben tener aprobadas sus condiciones técnicas, legales y financieras, y el contrato firmado. Solo entonces, en igualdad de condiciones, arranca la competencia por precio. Un software envía a todos los participantes el precio de partida y les pregunta si lo aceptan. Quienes dicen que sí pasan a la siguiente ronda, donde el número baja. Quienes se retiran no saben si hay otros que también lo hicieron, y quienes permanecen tampoco saben cuántos competidores siguen activos.

“Hay un caso que hicimos que estuvieron horas compitiendo con ellos mismos”, reveló Marín sobre el efecto que genera el diseño: el instinto de ganar empuja a los oferentes a seguir bajando incluso cuando podrían haberse detenido. “No hay lobby. Se acabó”, sintetizó Marín. Un escribano público y el vicepresidente de la compañía supervisan el proceso incomunicados, sin contacto con el resto de la empresa hasta que la subasta concluye. Al cierre, el acta se labra de forma inmediata.

La construcción del gasoducto ya está adjudicada

La licitación de los tubos se suma a una definición que ya ocurrió: el 9 de julio, el consorcio adjudicó la construcción del gasoducto que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina. La obra quedó en manos de Pumpco, la constructora cuyos accionistas son también dueños del Inter Miami, donde juega Lionel Messi, y Bonatti, con el respaldo de Contreras Hermanos. Tanto la estadounidense Pumpco como la italiana Bonatti construirán infraestructura en el país por primera vez. Contreras Hermanos, en tanto, participó en el diseño e ingeniería del proyecto, pero no compitió en la licitación porque esta tuvo carácter exclusivamente internacional.

La oferta ganadora resultó un 15% inferior a la presentada por la unión transitoria de Techint y Sacde, lo que representó un ahorro superior a los USD 150 millones sobre un contrato cercano a los USD 1.200 millones. De esta manera, el Grupo Techint acumuló su tercera derrota en licitaciones vinculadas a proyectos de GNL en la Argentina. A comienzos de año, Tenaris perdió la provisión de caños para Southern Energy (SESA) —el otro proyecto de exportación de gas licuado en el país, liderado por Pan American Energy— frente a la india Welspun, y semanas después Techint Ingeniería quedó afuera de la obra civil del mismo proyecto. Al grupo le queda una carta por jugar: la licitación de tubos que se define mañana.

Los posibles competidores y el fantasma de “Don Chatarrín”

Si bien la nómina oficial de participantes no fue confirmada, trascendió que Tenaris competiría en la subasta de mañana. También se mencionaron como posibles oferentes la india Welspun -la firma que terminó ganando la provisión de los tubos para SESA- la japonesa JFE Steel, la estadounidense US Steel y productores de China y Corea del Sur.

La eventual participación de Tenaris le agrega un condimento particular a la puja. La derrota frente a Welspun en SESA desencadenó un extenso debate público sobre el precio de los insumos energéticos nacionales que terminó por enfrentar al presidente Javier Milei con Paolo Rocca, a quien llegó a llamar “Don Chatarrín de los tubitos caros” en distintos foros, en una de las fricciones más resonantes entre el Gobierno y el sector privado.

La compra de Argentina LNG es, sin embargo, de una escala diferente ya que es casi 10 veces mayor que la de SESA, aunque el alcance no es comparable de forma directa porque incluye dos gasoductos y un poliducto. El pliego, además, incluye una cláusula que obliga a los oferentes a mantener vigentes sus propuestas hasta el cierre del project finance, lo que indica que las ofertas quedarán congeladas mientras se termina de cerrar la estructura financiera del proyecto.

A cinco semanas de la decisión final de inversión

La licitación de tubos llega en un momento bisagra para Argentina LNG. Horacio Marín confirmó el 14 de octubre, durante el tradicional almuerzo del Consejo Interamericano de Comercio y Producción (Cicyp), que el próximo 26 de noviembre la compañía firmará con Eni y XRG la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés) para la primera fase del proyecto. “Después de ahí no hay vuelta atrás”, advirtió el ejecutivo.

Dos pilares sostienen ese paso. Por un lado, el financiamiento: en septiembre, Argentina LNG recibió una propuesta de financiamiento de largo plazo de hasta USD 6.000 millones por parte del Export-Import Bank de los Estados Unidos (US Exim), destinada a la adquisición de bienes y servicios estadounidenses para las etapas de desarrollo de infraestructura y producción. Su eventual otorgamiento quedó sujeto a la aprobación final del Directorio de la entidad. El respaldo de Washington se explica, en parte, por un trasfondo estratégico: las disrupciones en el golfo Pérsico y el estrecho de Ormuz redujeron las exportaciones de Qatar y los Emiratos Árabes Unidos en 35.000 millones de metros cúbicos entre marzo y junio de este año respecto del mismo período anterior, según la Agencia Internacional de Energía (AIE), y Estados Unidos busca diversificar las cadenas de suministro energético.

En paralelo, 47 bancos participaron de las primeras rondas de financiamiento para la primera etapa —valuada en USD 15.500 millones— y el monto total ofrecido llegó a 2,4 veces lo requerido, con JP Morgan a cargo del diseño financiero y el Banco Santander entre las entidades participantes.

El otro pilar son los contratos de venta. Marín confirmó en la feria Gastech 2026, en Bangkok, que la compañía está próxima a firmar entre dos y tres contratos de venta de GNL de entre 0,5 y 1,5 millones de toneladas anuales con compradores externos. Fuentes con conocimiento de las negociaciones indicaron que ya hay más de un acuerdo cerrado. A eso se suma que Eni y XRG, además de socios, son también offtakers —compradores de parte de la producción futura—, lo que significa que una fracción del GNL ya tiene destino asegurado antes de que se firme un solo contrato con terceros.

Con la obra adjudicada, los tubos en proceso de licitación, el financiamiento encaminado y los compradores en fila, Argentina LNG se acerca al punto de no retorno. Marín lo resumió en el Cicyp con una frase que mezcló proyección y convicción: “Estamos haciendo un compromiso por el que Argentina va a exportar USD 55.000 millones en 2031”.

Profertil, la -hasta ahora- única productora de urea de la Argentina, dio un paso en dirección a la construcción de su segunda planta en el Parque Industrial de Ingeniero White, en Bahía Blanca, después de casi una década de postergaciones. La compañía eligió a Techint Ingeniería & Construcción -el brazo constructor del holding de Paolo Rocca- y a la italiana Saipem para desarrollar los servicios técnicos del proyecto.

Según estimaron fuentes del mercado, el plan demandaría una inversión estimada de USD 2.000 millones, tardaría entre tres y cinco años en completarse y duplicaría la capacidad de producción de la empresa. El proyecto podría presentarse bajo el RIGI.

La nueva planta tendrá una capacidad de 4.450 toneladas diarias y se levantará en un terreno que Profertil ya tenía reservado en el centro de su predio bahiense. A pesar de que la decisión final de inversión todavía está pendiente, la novedad llega en un momento en el que la empresa abastece alrededor del 60% del mercado interno de urea —hace 15 años cubría la totalidad, pero hoy no llega a cubrirla y el resto se importa— y la demanda no deja de crecer, empujada por la expansión de los cultivos de trigo y maíz.

La idea de duplicar la capacidad de Profertil no es nueva. El proyecto comenzó a gestarse en 2015, cuando la compañía identificó que la demanda del fertilizante en la Argentina crecía a un ritmo que su única planta no llegaba a acompañar. Sin embargo, la inversión se fue postergando por razones macroeconómicas, cambios regulatorios y, sobre todo, por un traspaso accionario que modificó por completo la estructura de la empresa.

En 2022, en medio de esas idas y vueltas, Profertil firmó un acuerdo de exclusividad con Saipem y el Grupo Techint para incorporar cambios tecnológicos al diseño de la nueva planta. No fue una elección arbitraria: Techint E&C había construido junto a Snamprogetti —hoy Saipem— la planta original, inaugurada en 2001. Más de dos décadas después, la dupla vuelve a trabajar en el mismo complejo.

Nuevos dueños: cómo Adecoagro y ACA tomaron el control de Profertil en menos de un año

El proyecto se destrabó con nuevos accionistas al mando. Hasta 2025, Profertil era controlada en partes iguales por YPF y la canadiense Nutrien. La primera en salir fue la multinacional: en septiembre de ese año vendió su 50% a Adecoagro y la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA) por USD 600 millones. La decisión de Nutrien se enmarcó en una reestructuración global que la llevó a concentrarse en América del Norte.

Tres meses después, en diciembre de 2025, YPF le vendió su otro 50% a Adecoagro por USD 1.200 millones. La petrolera estatal se desprendió de Profertil como parte del Plan 4x4, la hoja de ruta que diseñó su presidente, Horacio Marín, para cuadruplicar el valor de la compañía en cuatro años. La estrategia implicaba salir de todos los activos que no estuvieran vinculados a la operación de Vaca Muerta. En la misma línea, en agosto de este año, YPF vendió su participación mayoritaria en Metrogas a Edenor —la distribuidora controlada por Daniel Vila y José Luis Manzano— por USD 780 millones.

Con la salida de ambos socios, la composición accionaria de Profertil quedó controlada por Adecoagro en un 90%, mientras que ACA retiene el 10% restante.

Pero detrás de Adecoagro hay otro jugador de peso: el grupo Tether, emisor de la stablecoin USDT y una de las empresas cripto más grandes del mundo, que en 2025 pagó más de USD 615 millones para quedarse con el 70% de Adecoagro. La compañía, cofundada y dirigida por Mariano Bosch, atraviesa además una etapa de expansión agresiva: en julio de este año desembolsó USD 148 millones para adquirir una planta de azúcar y etanol en Brasil al Grupo Raízen.

El gas de Vaca Muerta, la pieza que faltaba para viabilizar el proyecto

La urea es un fertilizante nitrogenado indispensable para los principales cultivos extensivos de la Argentina. Se utiliza para devolver nutrientes al suelo y sostener la productividad de unas 11 millones de hectáreas dedicadas al trigo, el maíz y otros cereales.

Hace 15 años, Profertil abastecía el 100% del mercado argentino e incluso exportaba ocasionalmente a Brasil. Pero la demanda creció —impulsada por el aumento sostenido del consumo de trigo y maíz desde 2015— y la capacidad de la planta llegó a su techo. Hoy, la empresa cubre alrededor del 60% de la demanda interna y el resto se cubre con importaciones. De hecho, según datos de la Bolsa de Comercio de Rosario, en 2025 la Argentina importó 4,1 millones de toneladas de fertilizantes, un 28% más que el año anterior y el segundo registro más alto del siglo. Los nitrogenados —categoría que incluye la urea— lideraron con 2,1 millones de toneladas, más de la mitad del total.

El problema no es solo de volumen, sino también de vulnerabilidad. La coyuntura en Medio Oriente expuso la fragilidad de esa dependencia: tras la escalada del conflicto en Irán, la paralización del tránsito marítimo en el Estrecho de Ormuz —por donde fluye un tercio de las exportaciones mundiales de fertilizantes— comprometió las entregas de insumos a nivel global. El ataque iraní a las instalaciones de Qatar Energy, el principal exportador de gas natural licuado del mundo, llevó a la empresa estatal qatarí a suspender su actividad, lo que afectó de lleno la cadena de suministro de la urea. La Argentina no fue la excepción: el 35% de la urea que importa transita por esa zona.

El contexto global agrega presión: para 2050 se espera que la población mundial alcance los 10.000 millones de personas, lo que exigirá un incremento sustancial en la producción de alimentos y, en consecuencia, en el uso de fertilizantes.

El gas natural es, junto con el agua y el amoníaco, uno de los principales insumos para fabricar urea. Durante años, la Argentina operó con déficit energético y debió importar gas para sostener su consumo interno. Ese escenario se revirtió con el desarrollo de Vaca Muerta: la producción no convencional en la cuenca neuquina generó un excedente que no solo eliminó la necesidad de importar, sino que abrió la puerta a proyectos industriales intensivos en gas como el de Profertil.

En ese contexto, la activación del gasoducto Perito Moreno —originalmente llamado Néstor Kirchner— fue una pieza clave. La obra conectó la producción de gas no convencional con el centro y el litoral del país, y le dio viabilidad a una segunda planta que, sin infraestructura de transporte suficiente, difícilmente habría podido avanzar.

Fértil Pampa, el otro megaproyecto que competirá desde el mismo polo industrial

Profertil dejará de estar sola en el negocio de la urea en la Argentina. Pampa Energía, la compañía de Marcelo Mindlin, pidió en abril de este año ingresar al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) para construir Fértil Pampa, una megaplanta de fertilizantes también en Bahía Blanca, con una inversión de USD 2.400 millones.

El proyecto apunta a producir 2,1 millones de toneladas anuales de urea a partir de 2030 y destinar el 60% a la exportación, principalmente a Brasil. La iniciativa contempla financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y de la Corporación Financiera Internacional (CFI), del Banco Mundial.

Si ambos proyectos se concretan, la Argentina pasaría de importar urea a contar con una capacidad instalada de casi 4,7 millones de toneladas anuales, lo que la convertiría en un exportador neto de fertilizantes en la región.

El programa de evaluación técnica de Techint y Saipem para la segunda planta de Profertil tiene una duración estimada de 11 meses, lo que sitúa la definición de las bases de construcción hacia el segundo semestre de 2027. La obra, si se confirma en los plazos previstos, estaría terminada entre 2030 y 2032.

“Argentina pasó de un país con petróleo a un país petrolero”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, y destacó que el próximo 26 de noviembre la compañía firmará con la italiana Eni y la emiratí XRG la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés) para la primera fase de Argentina LNG, el proyecto de exportación de gas licuado que presentó un RIGI por USD 51.000 millones y es el más grande de Vaca Muerta para los próximos años.

“Después de ahí no hay vuelta atrás”, dijo durante el tradicional almuerzo del Consejo Interamericano de Comercio y Producción (Cicyp), en el Hotel Alvear. La referencia puntual.

“Vamos para arriba en crecimiento. Milei va a ser reelecto, pero este compromiso no tiene vuelta atrás. Estamos haciendo un compromiso por el que Argentina va a exportar USD 55.000 millones en 2031”.

El ejecutivo ubicó esa firma como un punto de inflexión para el proyecto exportador de gas natural licuado y también hizo referencia en ese punto a la reelección del presidente Javier Milei. “Vamos para arriba en crecimiento. Milei va a reelegir, pero este compromiso no tiene vuelta atrás. Estamos haciendo un compromiso por el que Argentina va a exportar USD 55.000 millones en 2031”, destacó.

En ese momento habló del campo, “la primera turbina” del país (la segunda serían los hidrocarburos) que va a estar todo el tiempo. “Nosotros vamos a ayudar un tiempo, ustedes van a estar toda la vida y más si les sacamos las retenciones... te ponés contento, ¿no?“, dijo Marín y miró a Pino, de la Sociedad Rural.

Según detalló, la iniciativa con Eni y XRG requerirá inversiones por USD 30.000 millones hasta 2031 para poner en marcha sus primeras exportaciones de gas y líquidos. Marín sostuvo que el desarrollo podrá ampliarse y que, con esa expansión, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) vinculado al proyecto alcanzaría los USD 76.000 millones.

YPF proyecta exportaciones energéticas por hasta USD 58.000 millones desde 2031

El salón central del Alvear estuvo colmado y hubo en varios momentos aplausos cerrados para Marín. Entre los asistentes se vio a los representantes del Grupo de los 6, Javier Bolzico (Adeba), Martín Rappallini (UIA), Adelmo Gabbi (BCBA), Gustavo Weiss (Camarco), Mario Grinman (CAC) y Nicolás Pino (SRA). También a Alejandro Bulgheroni (PAE), Juan Parma (Banco Macro), Mario Montoto (presidente de la Cámara de Comercio Argentino Israelí), Martín Cabrales (Cabrales) y Daniel Funes de Rioja (ex UIA), entre otros. La anfitriona fue Bettina Bulgheroni, presidenta del Cicyp.

“Desde el sector privado miramos la Argentina con más perspectiva, invirtiendo, creciendo, compitiendo y trabajando en proyectos de largo plazo. Tenemos talento y capacidad; el desafío es transformar cada vez más ese potencial en realidades”, señaló la titular del Consejo.

Mientras los presentes degustaron un menú de paté de hongos y berenjenas ahumadas, lomo de ternera con cremoso de cabútia y laminado de papa, y un postre húmedo de chocolate, Marín repasó la actualidad y, sobre todo, el futuro de la petrolera; también el gran potencial de Vaca Muerta.

El ejecutivo vinculó ese escenario con un aumento de la producción y de la capacidad de evacuación de Vaca Muerta. Este año, señaló, Argentina superará el millón de barriles diarios de petróleo y, si se concretan las inversiones previstas, podría ubicarse entre los principales exportadores mundiales. “Pasa a ser un país petrolero”, resumió.

Para Marín, el salto requiere la participación de toda la industria y no solo de YPF, aunque remarcó que la empresa posee cerca de la mitad de la superficie de Vaca Muerta. También destacó el efecto de la baja del riesgo país, la normalización macroeconómica y el RIGI para atraer capitales. “Sin RIGI no hubiese habido nunca el LNG y no hubiese habido nunca un desarrollo masivo de Vaca Muerta”, planteó.

El CEO sostuvo que la formación neuquina cuenta con recursos competitivos frente a los yacimientos no convencionales de Estados Unidos, pero advirtió que la productividad será determinante en ciclos de precios bajos. “Nuestro competidor natural en precio” es Estados Unidos, afirmó, y añadió que el sector debe sostener costos equivalentes para preservar la actividad cuando caiga la cotización internacional del crudo.

El VMOS arranca en enero

En materia de infraestructura, Marín repasó el avance de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el oleoducto que conectará la producción neuquina con la costa atlántica de Río Negro. Dijo que el proyecto, liderado por YPF junto con otras empresas, implica una inversión de USD 3.000 millones y constituye el mayor financiamiento de proyectos realizado hasta ahora en el país.

El 1 de enero comenzaría el llenado del ducto y la primera carga está prevista para ese mes, de acuerdo con su exposición. Marín señaló que la obra permitirá aumentar la salida de crudo de Vaca Muerta y que el sector analiza elevar la capacidad inicialmente proyectada, de 700.000 barriles diarios, hasta 1 millón de barriles diarios con inversiones adicionales.

El ejecutivo también aseguró que el proyecto avanza dentro de los plazos y relató el traslado de las boyas de carga a través del estrecho de Ormuz, una operación que, según explicó, evitó riesgos de demoras para el calendario de exportaciones. Con la nueva infraestructura, calculó que Argentina podrá incorporar 180.000 barriles diarios adicionales en el primer trimestre y continuar con aumentos graduales durante el año siguiente.

Marín estimó que la inversión total asociada al desarrollo de Vaca Muerta podría alcanzar USD 130.000 millones. A su vez, señaló que la industria necesitará 15.000 nuevos trabajadores en pozos e instalaciones y destacó la creación del Instituto Vaca Muerta, orientado a capacitar y certificar unos 3.000 operarios por año.

El 4x4

La estrategia de la compañía, el conocido Plan 4x4 que diseñó el titular de la petrolera, combina el crecimiento de la producción no convencional, el desarrollo del LNG, la reorganización de activos y la mejora de la eficiencia operativa. Marín explicó que el programa nació con la meta de multiplicar por cuatro el valor de la empresa en cuatro años y que la marca se mantendrá aun si la compañía supera ese objetivo.

Según el CEO, YPF reorientó su producción hacia Vaca Muerta: pasó de una participación del 45% cuando asumió al 95% en la actualidad. Esa transformación, afirmó, supone una mejora anual de USD 2.000 millones en el EBITDA por la diferencia de costos operativos entre los campos maduros y los no convencionales.

El directivo aseguró además que la compañía alcanzó máximos históricos de producción operada y que prevé un nuevo salto en los próximos cuatro años. En ese marco, afirmó que YPF tiene el sexto mayor portafolio mundial de pozos no convencionales por perforar, detrás de grandes operadores de Estados Unidos y Canadá.

La gestión de activos incluyó la venta de 54 áreas maduras, la salida de negocios deficitarios en Brasil y Chile, y la adquisición o intercambio de áreas en Vaca Muerta. También mencionó la integración de YPF Luz a la estructura de la petrolera y la puesta en marcha de un proyecto de biocombustibles en la refinería de San Lorenzo, Santa Fe.

Reestructuración y la gestión operativa

Al repasar los resultados financieros, Marín afirmó que la compañía registró el Ebitda más alto de su historia y que en el primer semestre alcanzó un nivel similar al de todo 2023. Señaló que YPF redujo su deuda neta desde un máximo cercano a 2,1 veces Ebitda hasta 1,1 veces en el trimestre anterior, y anticipó una nueva baja en el próximo balance.

También adjudicó parte de la suba de la acción a la gestión y parte al cambio de condiciones en Argentina. “Desde que llegó el presidente Milei, que me dijo ‘generá valor’, lo único que hicimos es generar valor”, sostuvo. Comparó el alza de 236% de la acción de YPF con el incremento de 100% de empresas comparables, aunque aclaró que resulta difícil separar el efecto de la administración de la empresa del contexto del país.

En el plano operativo, describió la expansión de una red de centros de eficiencia en tiempo real, con unas 1.000 personas que monitorean actividades de perforación, producción, transporte, refinerías y estaciones de servicio. La empresa aplica inteligencia artificial y sistemas de control para identificar desvíos respecto de parámetros de operación y medir su impacto económico.

Marín destacó, como ejemplo, la reducción de quiebres de stock de combustibles en estaciones de servicio: aseguró que el promedio diario pasó de 243 a solo 6. También dijo que YPF redujo el ciclo de desarrollo de grupos de cuatro pozos de 312 a 193 días y busca seguir acortándolo hacia 2027.

La inspiración de Messi y una cultura centrada en objetivos de largo plazo

La exposición tuvo un tramo dedicado a la cultura interna de YPF. Marín citó a Lionel Messi al hablar de la necesidad de formar equipos fuertes para cumplir objetivos ambiciosos y afirmó que la compañía busca atraer talento joven con responsabilidades, incentivos y acceso a tecnología. Para eso citó a una de las frases del ahora ex capitán de la Selección en su despedida: “para lograr objetivos grandes se necesitan equipos fuertes”.

“Estoy totalmente de acuerdo con lo que dijo Messi. Así que para mí es como un reconocimiento a toda su carrera y a sus logros. Vale para YPF y los tomamos”, expresó.

Defendió un esquema de premios asociado a productividad para empleados y contratistas. Mencionó bonos vinculados al ahorro de costos en perforación, así como incentivos en las estaciones de servicio por ventas de productos. “Una compañía eficiente es cuando todo es eficiente”, sostuvo, al ejemplificar con la limpieza de los baños en las estaciones.

Marín afirmó que la petrolera dejó atrás la lógica de empresa politizada y definió su objetivo como “un objetivo de país”. Para explicar la cultura que procura instalar, sostuvo que las transformaciones no pueden depender del consenso total, sino del liderazgo y de decisiones claras.

El CEO cerró con una referencia personal a su abuela y a la idea de superación. “En la vida no hay éxitos ni fracasos, hay sólo superación”, dijo. Y añadió que el foco de YPF estará puesto en ejecutar los proyectos de petróleo y gas, con la firma prevista para noviembre como próximo hito para el plan exportador.

YPF atraviesa justamente ese momento. “Estamos en un proceso sin precedentes, creciendo con proyectos y con una velocidad que nos invita a todos realmente a entender cómo vamos a responder frente a esto”, definió Florencia Tiscornia, vicepresidenta de Personas y Cultura de la compañía, durante su participación en Infobae Talks Marca Empleadora.

La ejecutiva explicó que ese crecimiento exige preparar respuestas desde los distintos frentes de la organización: la producción en el upstream, las refinerías, la atención a clientes en las estaciones de servicio y la transformación tecnológica interna.“La cultura es un habilitador del gran desafío que tenemos, el propósito que tenemos como compañía de poder contribuir a que la industria de la energía pueda exportar 30.000 millones de dólares allá por el 2031″, afirmó Tiscornia.

Aprendizaje y desarrollo dentro de la organización

Consultada sobre cómo se conecta la motivación de los colaboradores con los resultados que necesita la compañía, la vicepresidenta de Personas y Cultura respondió: “Es en la generación de valor y el compromiso en contribuir al desarrollo del país. El propósito, el objetivo, claramente que todos lo conocemos, es lo que nos inspira, es lo que nos motiva per se, pero por detrás está toda esa generación del contexto que necesitamos para que las personas puedan ejecutar, puedan desarrollarse y puedan sentir que contribuyen a este propósito”.

Ese proceso incluye el desarrollo de capacidades vinculadas a datos, inteligencia artificial y análisis, áreas que hasta hace pocos años no formaban parte del vocabulario habitual de YPF. La compañía sostiene ese aprendizaje a través de un ecosistema de academias internas, donde los colaboradores pueden resolver desafíos cotidianos o contactarse con expertos puntuales según la necesidad. A eso se suma una plataforma donde las personas proponen ideas de mejora continua o de innovación, que luego son evaluadas para su eventual implementación.

La dinámica se conecta, según Tiscornia, con un entorno de reconocimiento que va más allá de lo monetario: “También tiene que ver con la visibilidad y el protagonismo que le damos a las personas y cómo conectamos a las personas con los líderes”.

Motivar a las nuevas generaciones de colaboradores

“El gran desafío con los jóvenes es que buscan proyectos que los desafíen, buscan estar en algo que sea nuevo, sea distinto, que puedan aportar sus ideas, que puedan realmente ver que esa idea que tuvieron la pueden implementar”, señaló la ejecutiva. Para canalizar esa demanda, la compañía desarrolló un programa de jóvenes profesionales junto con otras iniciativas de talento joven, donde los participantes atraviesan una primera etapa de aprendizaje mientras interactúan con los distintos negocios de la empresa.

Durante ese periodo, los nuevos talentos tienen instancias de reunión directa con los máximos líderes de la organización para presentar propuestas de mejora. “Pueden proponerlo y lo pueden poner en la mesa”, explicó Tiscornia, y agregó que algunas de esas ideas avanzan hacia la siguiente instancia: convertirse en un proyecto con caso de negocio propio. Al finalizar esa etapa, cada participante es asignado a un puesto o desafío determinado dentro de la estructura de la compañía.

Salud y condiciones de trabajo como base de la productividad

“Una persona que está en condiciones físicas y emocionales de hacer su tarea, de llevar adelante su desafío, va a ser mucho más productiva, va a estar mucho más motivada y va a poder generar un contexto de trabajo mucho más ameno”, afirmó la ejecutiva. Bajo esa premisa, YPF desarrolla una propuesta de valor integral que incluye cuidado cardiovascular, abordajes antitabaquismo y acompañamiento frente a los problemas de sueño.

A esas acciones se suman los chequeos médicos anuales, que la compañía acerca directamente a los lugares de trabajo para que los colaboradores no tengan que coordinar turnos por fuera de su jornada.

Liderazgo y comunicación en una compañía dispersa geográficamente

Sobre los factores que sostienen la motivación en una estructura tan extendida, Tiscornia identificó dos ejes: “Uno es el liderazgo, que esté comprometido con los resultados, con lo que tenemos por delante y que comprenda el impacto que tiene todo lo que estamos haciendo y que se lo pueda transmitir a su equipo”. El segundo eje pasa por generar espacios cotidianos de comunicación y visibilidad.

“Somos una empresa muy grande y muy diversa. Vamos desde alguien que puede estar en el pozo, en el campo, en la operación, hasta alguien que está en una estación de servicio”, graficó la ejecutiva. Esa diversidad de roles y ubicaciones, remarcó, refuerza la necesidad de encontrar distintos canales para que todos los equipos sepan qué está haciendo la compañía y qué está logrando, como parte de la construcción de un sentido de pertenencia compartido.

Para Tiscornia, ese esfuerzo cotidiano tiene un horizonte concreto: contribuir, desde la productividad y la eficiencia, a una energía que impulse el crecimiento del país y acerque a YPF a los estándares de una compañía de clase mundial.

YPF acordó comprar el 24,99% de YPF Luz que pertenece a BNR Power Investments B.V. por USD 430 millones, una operación que, una vez completada, le permitirá alcanzar el 100% del capital de su empresa de generación eléctrica.

El Directorio de YPF aprobó la transacción este 8 de octubre. El cierre quedó sujeto a las condiciones habituales para este tipo de acuerdos, según informó la compañía en un comunicado oficial.

Con la adquisición, YPF podrá consolidar los resultados de YPF Luz, que cuenta con 3,8 GW de capacidad instalada y presencia operativa en ocho provincias. La empresa genera un volumen equivalente a cerca del 10% de la electricidad abastecida en la Argentina.

“YPF continúa creciendo para convertirse en una compañía energética de clase mundial y esta operación es un paso más en ese camino”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

El ejecutivo sostuvo que la compra permitirá que YPF Luz “acelere el crecimiento y potencie sus capacidades”, al tiempo que mantendrá “su foco y especialización en el sector eléctrico” y sumará valor a la propuesta energética integral de la petrolera.

YPF pasará a controlar la totalidad de YPF Luz

YPF creó YPF Luz en 2013 con el objetivo de desarrollar una compañía especializada en el sector eléctrico. En 2018, General Electric (GE) ingresó como accionista para acompañar su expansión.

Ese respaldo continuó luego a través de GE Vernova (GEV), surgida de la escisión de GE en 2024, mediante el fondo BNR. Con la venta de su participación, YPF pasará a ser la única accionista de YPF Luz cuando se cumplan las condiciones previstas para concretar la operación.

La compañía eléctrica informó un EBITDA de USD 479 millones en los últimos 12 meses finalizados en junio de 2026. Su cartera incluye activos y clientes de distintos segmentos, con una posición en el mercado de energías renovables.

El proceso para cotizar en Wall Street

En julio de este año, YPF Luz presentó ante la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos (SEC) una declaración de registro en el Formulario F-1, correspondiente a una propuesta de oferta pública inicial de acciones ordinarias de Clase B. La compañía, cuya razón social es YPF Energía Eléctrica S.A., cotizaría de manera separada de su empresa madre, que está presente en la Bolsa de Nueva York (NYSE) desde hace más de 30 años, bajo el símbolo “YLUZ”.

Tras la colocación, la empresa tendrá dos clases de acciones ordinarias, aunque solo YPF y sus subsidiarias podrán poseer las de Clase A, que no serán listadas en ningún mercado. YPF Luz se definió como “compañía en etapa de crecimiento emergente” según la Ley de Valores de Estados Unidos y anticipó que, luego de la oferta global, quedará categorizada como “compañía controlada” conforme a las reglas de gobierno corporativo de la NYSE. En su comunicado, indicó que continuará evaluando el proceso en función de las condiciones del mercado y los requisitos regulatorios aplicables.

La participación en el RIGI

Entre los desarrollos renovables de la empresa figura el Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, que en agosto de 2025 fue presentado como el mayor proyecto de su tipo del país y el primer desarrollo renovable bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La iniciativa es impulsada por YPF Luz junto con la Empresa Mendocina de Energía (Emesa), contempla una inversión de USD 211 millones y se ubica en el departamento de Las Heras, a 13 kilómetros de Jocolí y a unos 54 kilómetros del centro de la ciudad de Mendoza.

El parque tendrá una capacidad instalada de 305 MW sobre más de 600 hectáreas, en una zona con elevada radiación solar. El diseño prevé dos etapas, una de 200 MW y otra de 105 MW, y utilizará más de 500.000 paneles, que captan tanto la luz directa como la reflejada por el suelo. La propuesta inicial contemplaba dos etapas de 200 MW cada una, pero el ingreso al RIGI permitió unificar la obra para alcanzar los 305 MW finales.

Según explicó Gonzalo Seijo, gerente de ingeniería y obras de YPF Luz, el proyecto incluye una nueva estación transformadora de 220/33 kV que lo conectará con el Sistema Argentino de Interconexión Eléctrica (SADI). El volumen proyectado equivale al consumo de más de 233.000 hogares, de acuerdo con Mariana Iribarne, gerente de relaciones institucionales de la compañía.

El parque tiene un factor de capacidad estimado del 31,4% y un ahorro previsto de 385.000 toneladas de dióxido de carbono equivalente por año. Su operación se supervisa desde el Centro de Operación Remota de YPF Luz, en Puerto Madero, las 24 horas. El proyecto se enmarca en la meta de la compañía de alcanzar un gigavatio de potencia renovable instalada en 2026, junto con el parque eólico Casa.

YPF empezará a producir en la Argentina uno de los combustibles más demandados y caros del transporte global, y ya tiene comprador. La petrolera de mayoría estatal tenía en carpeta desde el año pasado la construcción de una biorrefinería de última generación para producir combustible de aviación sustentable (SAF), la alternativa que encontró la industria aeronáutica para reducir en un 80% las emisiones de los aviones.

Este miércoles, la empresa dio a conocer que cerró un acuerdo de compraventa de largo plazo con la firma francesa TotalEnergies para colocar en los mercados internacionales la totalidad de la producción de SAF y aceite vegetal hidrotratado (HVO) que generará la futura planta de San Lorenzo, en la provincia de Santa Fe.

El contrato, el primero de este tipo en la historia del país, es la pieza que faltaba para ejecutar el proyecto, ya que permitirá al proyecto salir a buscar financiamiento bajo un esquema de project finance -un mecanismo que ata el repago de préstamos al flujo futuro de ingresos de un proyecto-, a la vez que habilitará la presentación del mismo al Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI).

El acuerdo fue suscripto a través de Santa Fe Bio, la sociedad conformada en partes iguales entre YPF y Essential Energy, la firma local especializada en biocombustibles de primera y segunda generación. Según pudo saber este medio, la clave del contrato es que TotalEnergies se comprometió a adquirir la mayor parte de las 170.000 toneladas anuales de SAF y HVO que producirá la planta, con derecho de preferencia sobre los volúmenes remanentes. Esa certeza de demanda es la que convierte al acuerdo en el mecanismo que desbloquea el financiamiento y, con él, la inversión de más de USD 400 millones que demandará la reconversión del complejo industrial.

Argentina producirá SAF por primera vez

Hasta este anuncio, la Argentina no producía combustible sostenible para aviación; ni tenía proyectos confirmados en este sector. El único plan que existía en el país -además del de YPF- era una iniciativa conjunta entre la alemana GreenSinnergy y la francesa Axens, con respaldo de la provincia de Chubut, que, hasta el momento, no llegó a concretarse. El acuerdo entre Santa Fe Bio y TotalEnergies convierte a este emprendimiento en el primero que alcanza una instancia de compromiso comercial firme.

El SAF es el combustible de transporte masivo más caro del mercado. Su costo base de producción oscila entre USD 1,80 y USD 3,50 por litro, frente a los USD 0,60 y USD 0,80 del combustible de aviación convencional (Jet A-1), lo que representa entre dos y cinco veces más.

Con una producción de 170.000 toneladas anuales y ese rango de precios, el negocio puede representar un flujo de ingresos de entre USD 300 millones y USD 1.000 millones por año, dependiendo de las condiciones del mercado en el momento de la entrega.

La estructura del acuerdo es la que le da valor al proyecto. En esquemas de project finance, los bancos y fondos que financian una obra de infraestructura no prestan contra activos sino contra flujos de caja. Tener a una compañía del peso de TotalEnergies —presente en Argentina desde hace 48 años, con operaciones en petróleo, gas y energías renovables— como comprador firme de largo plazo es lo que hace bankeable (reemplaza esta palabra) la operación.

Según pudo saber este medio, ese contrato de offtake también es condición necesaria para la presentación al RIGI: sin demanda asegurada, no hay proyecto que califique. El acuerdo firmado este miércoles es, en ese sentido, el hecho que hace posible todo lo demás.

Una refinería paralizada desde 2017

La biorrefinería se instalará en el predio de la histórica refinería de San Lorenzo, que estuvo paralizada desde 2017. El complejo operó bajo Petrobras y Perez Companc tras la privatización de los años ’90, y luego fue sede de Oil Combustibles, la empresa del exfuncionario Cristóbal López. El predio cuenta con terminal portuaria sobre la Hidrovía del Paraná, lo que lo convierte en un punto logístico estratégico para la exportación.

El proyecto se ejecutará en dos fases. La primera, que contempla la construcción de una planta de pretratamiento de materia prima con capacidad de hasta 250.000 toneladas anuales, ya lleva un 30% de avance y emplea a más de 100 trabajadores diarios, con proyección de superar los 200 en los picos de obra. La segunda fase incluye la instalación de la biorrefinería propiamente dicha, con puesta en marcha prevista hacia fines de 2029.

Los combustibles se producirán a partir del procesamiento de aceites vegetales, residuos orgánicos y grasas animales. Santa Fe Bio aprovechará la infraestructura existente en el complejo y agregará instalaciones de última generación. La ubicación en San Lorenzo no es un detalle menor: la zona ofrece acceso privilegiado a materia prima agrícola propia del corazón productivo argentino, además de la conexión directa al puerto para la exportación.

Essential Energy, por su parte, aportará al proyecto su trayectoria en el negocio de biocombustibles. La compañía opera desde 2009 una destilería de bioetanol en el norte de Santa Fe, con capacidad de producción de 30 millones de litros anuales de etanol anhidro a partir de melaza de caña de azúcar.

La demanda global de SAF crece por regulación, no solo por voluntad

El mercado al que apunta Santa Fe Bio está impulsado por regulaciones cada vez más exigentes. La normativa de la Unión Europea establece una incorporación progresiva de combustibles sostenibles en la aviación: un piso del 6% en 2030 que crece hasta el 70% en 2050. TotalEnergies, uno de los principales productores europeos de SAF, tiene como objetivo suministrar más del 10% del combustible sostenible utilizado en Europa antes de finalizar esta década y proyecta superar las 500.000 toneladas anuales de producción en 2028.

A pesar del costo elevado, ya hay aerolíneas globales que operan con SAF: Iberia, Lufthansa, Air France-KLM, American Airlines, Delta y Singapore Airlines, entre otras. Se estima que el combustible puede reducir las emisiones del transporte aéreo hasta en un 80% respecto del queroseno convencional. Los principales destinos de exportación del proyecto serían Estados Unidos y Europa, ambos mercados con requisitos de certificación estrictos —entre ellos, el sello ISCC— que la producción de San Lorenzo deberá cumplir.

La directora gerente del Fondo Monetario Internacional (FMI), Kristalina Georgieva, advirtió que los precios de la energía podrían mantenerse elevados hasta 2027, aun si el conflicto en el Golfo termina en el corto plazo. Para la Argentina, un escenario de crudo caro prolongaría la presión sobre los valores de los combustibles en los surtidores, los costos logísticos y la inflación.

En un discurso previo a las Reuniones Anuales del FMI y el Grupo del Banco Mundial, que se celebrarán del 12 al 18 de octubre en Bangkok, Georgieva señaló que los contratos a futuro del Brent ya reflejan cotizaciones altas para los próximos años. El petróleo se mantenía cerca de USD 100 por barril, pese a una recuperación todavía frágil de los flujos desde el Golfo.

El Brent alto se combina con mayores costos de refinación

La titular del organismo sostuvo que el alza de la energía tuvo hasta ahora un impacto considerable, aunque contenido por una mayor eficiencia energética, la diversificación de fuentes de abastecimiento, la liberación de reservas y la capacidad de reacción de las cadenas de suministro.

Sin embargo, esos factores no alcanzaron para normalizar el mercado. Georgieva vinculó las cotizaciones actuales con los riesgos asociados al conflicto, el encarecimiento del transporte y otras restricciones sobre la oferta. A ese cuadro sumó un déficit mundial de capacidad de refinación, que elevó el margen de craqueo —la diferencia entre el valor del crudo y los productos obtenidos tras procesarlo— en alrededor de USD 100 por barril.

“Los futuros del Brent, por ejemplo, prevén ahora precios elevados del petróleo hasta 2027”, afirmó la directora gerente del FMI. La combinación de un crudo más costoso y márgenes de refinación altos llevó los precios minoristas del diésel y otros derivados a máximos históricos, según expuso.

El suministro de gas también enfrenta restricciones en el Golfo

El diagnóstico incluyó al gas natural licuado. La navegación amenazada en el estrecho de Ormuz limitó las alternativas de transporte de GNL procedente del Golfo y mantuvo afectados los suministros, con consecuencias más marcadas para Asia y Europa.

Georgieva indicó que la presión podría intensificarse cuando los países busquen recomponer reservas y aumente el consumo por la llegada de la temporada fría al hemisferio norte. El encarecimiento energético, de ese modo, no queda limitado al petróleo: alcanza al gas y a los combustibles refinados que inciden sobre el transporte y la actividad industrial.

Los combustibles locales afrontan una presión que no se traslada de inmediato

En la Argentina, la cotización internacional del petróleo es una de las variables que incide sobre el precio de las naftas y el gasoil. Durante las últimas semanas, Shell, Axion y Puma aplicaron ajustes de entre 2% y 5%, mientras que YPF informó una suba promedio de 1% en todo el país.

Las compañías aplican un mecanismo de amortiguación para evitar que cada variación del barril se traslade de forma inmediata a los surtidores. Ese esquema permite distribuir en el tiempo el impacto de la volatilidad internacional, pero enfrenta límites si el Brent permanece cerca de USD 100 durante un período prolongado.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, había advertido que, si ese valor se sostiene, el mercado local deberá reflejarlo. La empresa de mayoría estatal concentra cerca del 55 % de las ventas minoristas de combustibles, por lo que sus decisiones también condicionan la dinámica de precios de sus competidores.

La caída de las ventas limita el margen para nuevas subas

La suba de costos externos coincide con una demanda interna más débil. Entre enero y agosto de 2026 se comercializaron 6.477,5 millones de litros de combustibles, un 5,36 % menos que en el mismo período de 2023. En agosto, las ventas totalizaron 1.389.254 metros cúbicos, con una baja interanual de 2,19%.

La caída acumuló siete meses consecutivos y redujo el margen para que las petroleras trasladen con rapidez la totalidad de la suba internacional. En septiembre, el litro de nafta súper llegó a USD 1,35 en el mercado argentino, por encima del promedio de Estados Unidos y Brasil.

En ese contexto, un período extenso de petróleo caro puede impactar sobre el precio final de los combustibles, aun cuando las empresas moderen el ritmo de sus actualizaciones. El efecto también dependerá de la evolución de los impuestos internos, que el Gobierno volvió a diferir hasta el 1 de noviembre para naftas y gasoil.

El transporte y la inflación quedan expuestos a un costo energético persistente

Los combustibles repercuten sobre la distribución de bienes, el transporte de pasajeros y las estructuras de costos de sectores productivos. Por eso, un aumento sostenido del petróleo puede sumar presión a la inflación, aunque su magnitud estará determinada por la duración del conflicto, la evolución de la oferta global y las decisiones locales sobre precios e impuestos.

Las próximas señales del mercado se concentrarán en la evolución de los flujos energéticos desde el Golfo, la seguridad de la navegación por Ormuz y la curva de futuros del Brent. Para la Argentina, esas variables definirán cuánto tiempo puede sostenerse la amortiguación de precios antes de que el costo internacional se refleje con mayor fuerza en los surtidores.

Las dos monoboyas del sistema de exportación offshore de Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS) arribaron al Puerto de San Antonio Este, en Río Negro, tras un viaje que las llevó a atravesar el Estrecho de Ormuz en medio del conflicto bélico entre Estados Unidos, Israel e Irán. Las estructuras, fabricadas en Emiratos Árabes Unidos, y con un valor aproximado de USD 19 millones cada una, completaron el tramo más crítico de un traslado que demoró meses por la guerra y que resulta clave para una obra que, una vez a pleno, permitirá exportaciones de petróleo de Vaca Muerta por USD 15.000 millones al año.

VMOS conectará la producción de crudo no convencional de Vaca Muerta, en Neuquén, con una terminal marítima en Punta Colorada, sobre el Atlántico, a través de 437 kilómetros de cañerías, más un tramo submarino adicional de 15 kilómetros que une la terminal de almacenamiento con las monoboyas. El sistema comenzará a operar con una capacidad de 180.000 barriles diarios, que escalará a 550.000 barriles por día hacia fines de 2027 y podría llegar a un techo de 700.000 barriles diarios en una etapa posterior.

Impulsado por YPF junto a Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Tecpetrol, GyP, Shell y Chevron, el proyecto demandó una inversión cercana a los USD 2.000 millones.

A plena capacidad, las exportaciones que genere VMOS rondarán los USD 15.000 millones anuales, un salto que convierte a la obra en una de las piezas centrales para duplicar el ingreso de divisas por exportaciones de hidrocarburos. La balanza comercial energética de la Argentina acumuló entre enero y agosto de 2026 un superávit de USD 7.834 millones, por encima de los USD 7.815 millones que el país había registrado en todo 2025, que hasta ese momento constituía el máximo histórico del sector.

Las monoboyas forman parte fundamental de esa infraestructura: sin ellas, la terminal de Punta Colorada no puede cargar a los buques de mayor porte que llevarán el crudo a los mercados internacionales.

El cruce por Ormuz se dio en el punto más álgido de la guerra

El conflicto entre Washington, Tel Aviv y Teherán, iniciado a fines de febrero con ataques estadounidenses e israelíes sobre territorio iraní, redujo el tráfico naval por el estrecho de más de 130 buques diarios a apenas cinco en los momentos de mayor tensión. La vía, que concentra cerca de una quinta parte del comercio mundial de petróleo y gas licuado, llegó a permanecer cerrada de facto durante semanas, con un bloqueo naval estadounidense a los puertos iraníes y ataques a petroleros que operaban en la zona.

Las monoboyas destinadas a VMOS zarparon de un puerto de Emiratos Árabes Unidos a bordo del buque Topaz Ishim, con bandera de las Islas Marshall, y cruzaron el golfo Pérsico rumbo al golfo de Omán en ese contexto.

En Muscat, capital de Omán, las estructuras se transbordaron al carguero neerlandés Jumbo Javelin, de mayor porte, para completar el trayecto hasta la costa rionegrina. El contrato con la proveedora neerlandesa Bluewater Energy Services, firmado el 12 de junio de 2025, sufrió demoras sucesivas por la guerra: la entrega original estaba pactada para cuando comenzó el conflicto en el Golfo Pérsico.

Según pudo reconstruir Infobae, la misma proveedora neerlandesa que fabricó las monoboyas de VMOS, Bluewater Energy Services, alquiló el buque Aoka Mizu a la empresa israelí Navitas Petroleum para el desarrollo del yacimiento Sea Lion, ubicado a 220 kilómetros al norte de las islas Malvinas. El contrato entre VMOS y Bluewater por las monoboyas, firmado el 12 de junio de 2025, estaba vigente cuando la firma neerlandesa cerró después el acuerdo por el buque para Sea Lion, lo que generó una superposición temporal entre ambos negocios.

Desde VMOS sostuvieron ante ese medio que, al momento de la firma, Bluewater “no mantenía relación alguna con empresas vinculadas al proyecto Sea Lion”. El Gobierno argentino sancionó en los últimos meses a decenas de empresas vinculadas a la explotación petrolera en la zona de disputa de soberanía con Reino Unido, en el marco de la ley 26.659, y el episodio expuso el cruce de intereses entre un proveedor estratégico de Vaca Muerta y el yacimiento británico en el Atlántico Sur.

La obra marina de VMOS alcanza en la actualidad un 90% de avance, mientras que la terminal de Punta Colorada llegó a un 70%, según pudo saber Infobae.

El consumo de nafta en la Argentina cayó 5,36% desde 2023 y el litro ya cuesta más en dólares que en Estados Unidos y Brasil, en un mercado donde los precios acumulan subas pronunciadas pero empiezan a encontrar su límite frente a una demanda que se retrae mes tras mes. En ese contexto, las petroleras Shell, Axion y Puma aumentaron la semana pasada el precio de sus combustibles entre 2% y 5%, mientras que YPF —que concentra el 55% del mercado minorista— comunicó al día siguiente un incremento de apenas 1%, el primero desde mayo.

El movimiento diferenciado de la empresa de mayoría estatal no fue casual. Con siete meses consecutivos de caída en las ventas, subir más agresivamente los precios implicaría perder aún más volumen en un mercado que ya acumula una contracción interanual del 2,19% solo en agosto. Al mismo tiempo, si YPF se queda quieta mientras las otras suben, puede captar más demanda —los consumidores migran hacia sus surtidores—, pero vende más volumen a un precio inferior al del mercado, lo que deteriora su ecuación económica. Ese equilibrio entre cuota de mercado y rentabilidad condicionó la decisión.

Los límites para aumentar

Desde el miércoles 24 de septiembre, Shell elevó 2,4% la nafta súper, 4,7% la premium y 5% el gasoil de mayor calidad. Axion aplicó incrementos de entre 2,3% y 4,2% según el combustible, y Puma, de entre 2% y 5%. YPF esperó hasta el fin de semana para confirmar su suba del 1% promedio en todo el país.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, encuadró los movimientos del mercado dentro del esquema de amortiguación de precios —denominado buffer— que las compañías del sector sostienen de forma voluntaria. “Cualquier aumento que estén haciendo está dentro de un programa de buffer, porque el aumento sería muy grande”, afirmó en declaraciones a Infobae en Vivo. El mecanismo permite absorber parte del impacto de las fluctuaciones del barril sin trasladarlas de forma inmediata al surtidor.

El contexto internacional explica la presión: el barril de Brent cotizó en torno a los USD 105 en el momento de los aumentos, muy por encima del precio de referencia interno, que refleja un valor de entre USD 80 y USD 85. Marín fue directo sobre las implicancias: “Si el precio se mantiene alrededor de los USD 100 por mucho tiempo, Argentina va a pagar a USD 100”.

El litro de nafta en Argentina es 14,8% más caro que en EEUU

Según un relevamiento del Instituto Argentina Grande (IAG), el litro de nafta súper en la Argentina alcanzó USD 1,35 en septiembre de 2026, por encima del promedio de Estados Unidos (USD 1,18) y de Brasil (USD 1,26). El litro argentino es hoy 14,8% más caro en dólares que el estadounidense, una brecha que se amplió desde el inicio del conflicto en Medio Oriente, cuando la nafta acumuló una suba del 20,7% en moneda extranjera.

En pesos, el encarecimiento también fue significativo. En la Ciudad de Buenos Aires, el litro de nafta súper pasó de $ 1.566 en enero a $ 2.059 en septiembre, un incremento del 31,4% en nueve meses. Ese ritmo de aumentos, sostenido a lo largo del año, es señalado por distintos actores del sector como uno de los factores que explican la retracción del consumo.

Ventas en baja

Los datos de la consultora Surtidores mostraron que en agosto se comercializaron 1.389.254 metros cúbicos de combustibles en todo el país, frente a los 1.420.350 metros cúbicos de agosto de 2025, una caída del 2,19% interanual. Fue el séptimo mes consecutivo con retroceso, aunque la contracción resultó menor a la de julio, cuando el descenso había sido del 5,53 por ciento.

Por producto, la nafta súper —la de mayor peso en el mercado, con el 41% del total vendido— registró la mayor caída interanual: 3,66%. Le siguieron el gasoil común (-3,02%) y la nafta premium (-2,16%), que acumuló su cuarto mes consecutivo en baja. El único segmento que creció fue el gasoil premium, con un alza del 2,75 por ciento.

Ninguna de las siete principales compañías que operan en el país logró mejorar sus ventas en agosto respecto del mismo mes del año anterior. YPF vendió 765.835 metros cúbicos frente a los 782.089 de agosto de 2025, una baja del 2,08%. Shell, segunda en el mercado con el 22,7% de participación, retrocedió 2,06 por ciento.

El informe del IAG revela una paradoja de fondo: mientras el consumo acumulado de enero a agosto de 2026 fue de 6.477,5 millones de litros —5,36% menos que los 6.845,2 millones del mismo período de 2023—, el impuesto a los combustibles líquidos (ICL) aumentó 240% en términos reales desde noviembre de 2023, más que triplicándose. Como resultado, el peso del ICL en el precio final de la nafta pasó del 8,9% en noviembre de 2023 al 19,8% en septiembre de 2026.

Pese a ese crecimiento, el Gobierno volvió a postergar la aplicación de las actualizaciones pendientes del impuesto. A través del Decreto N° 1126, publicado el 30 de septiembre en el Boletín Oficial, extendió hasta el 1° de noviembre el cronograma de actualización que había fijado a fines de agosto. La medida alcanza a la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil.

La decisión se tomó días después de que las petroleras aplicaran sus incrementos en los surtidores, con el objetivo de evitar que la actualización tributaria se sumara a los ajustes ya resueltos por las empresas. El Ejecutivo apunta a consolidar la desaceleración de la inflación tras el 1,7% registrado en agosto, en un mes en que las proyecciones anticipan un posible rebote hacia el 2 por ciento.

Los incrementos diferidos corresponden a las actualizaciones acumuladas de 2024, 2025 y del primer y segundo trimestre de 2026. Por ley, esos montos se ajustan cada tres meses a partir de la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC), aunque el Ejecutivo los ha diferido en distintas oportunidades a lo largo del año.

La estrategia tiene, sin embargo, un límite temporal. El economista de Analytica, Claudio Caprarulo, señaló que el impacto de los aumentos de septiembre se trasladará principalmente a octubre. Y advirtió que para 2027, un tercio del incremento en la presión tributaria previsto provendrá de la actualización del impuesto a los combustibles.

Burford Capital, el fondos que litiga contra la Argentina por la expropiación de YPF, presentó ante la Corte Suprema de Estados Unidos un pedido para que revise el fallo que dejó sin efecto una condena por USD 16.100 millones más intereses. La solicitud fue ingresada el 30 de septiembre, último día del plazo previsto para recurrir al máximo tribunal.

El planteo busca revertir la resolución de la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York, que el 27 de marzo anuló de manera íntegra la sentencia dictada en 2023 por la jueza Loretta Preska. Aquella decisión había responsabilizado al Estado argentino por incumplir el estatuto de YPF durante la nacionalización de 2012.

Los accionantes no son antiguos inversores de la petrolera: son fondos y sociedades que adquirieron los derechos de exaccionistas. Burford financia el litigio y tiene participaciones en los reclamos de las sociedades Petersen y Eton Park.

El reclamo cuestiona el fallo de la Cámara de Apelaciones

En la petición presentada ante la Corte Suprema, los demandantes definieron la decisión del Segundo Circuito como “gravemente errónea, totalmente sin precedentes y de consecuencias extremadamente relevantes”, según informó Bloomberg. Sostienen que el tribunal de alzada se apartó de precedentes de la Corte al dar preeminencia a una interpretación del derecho argentino y a una decisión de tribunales locales.

El caso se originó en la estatización de YPF. Los demandantes alegan que el Estado debió lanzar una oferta pública de adquisición para los accionistas minoritarios, conforme a las reglas societarias de la compañía. Preska había aceptado esa interpretación y ordenado el pago de una indemnización que se ubicaba entre las mayores sentencias comerciales dictadas en Estados Unidos.

Sin embargo, dos de los tres jueces del Segundo Circuito concluyeron en marzo que Preska aplicó de forma incorrecta la legislación argentina. El tribunal revocó la condena, aunque señaló que la expropiación había puesto en riesgo derechos de propiedad. En junio, el pleno de la Cámara rechazó un pedido de los demandantes para revisar ese pronunciamiento.

La Corte Suprema decide si toma el caso

Fuentes oficiales consultadas por Infobae señalaron que la presentación no obliga a la Corte Suprema de Estados Unidos a tratar el expediente. El recurso de certiorari es el mecanismo mediante el cual las partes solicitan la intervención del tribunal, pero son los jueces quienes deciden si aceptan o rechazan la revisión.

La Corte recibe entre 7.000 y 8.000 peticiones por período de sesiones y suele conceder la revisión de alrededor de 80 casos, explicaron las fuentes. Tampoco existe un plazo fijado para resolver este tipo de pedidos. La complejidad y los antecedentes del litigio dificultan, según indicaron, establecer una estimación sobre cuándo podría conocerse una decisión.

Desde la Procuración del Tesoro de la Nación afirmaron que anticipaban este escenario desde el fallo de marzo y que ya trabajan en la estrategia de defensa. “Vamos a seguir ejerciendo la defensa de los intereses del Estado”, indicaron fuentes oficiales.

El litigio lleva más de una década en los tribunales estadounidenses y atravesó las administraciones de Cristina Fernández de Kirchner, Mauricio Macri, Alberto Fernández y Javier Milei. En paralelo, Burford también inició acciones ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI), dependiente del Banco Mundial, en representación de las sociedades Petersen.

Burford conserva participaciones en los reclamos de Petersen y Eton Park

El fondo dirigido por Christopher Bogart informó a comienzos de año que mantenía el 35% de los derechos económicos vinculados a la quiebra de las sociedades Petersen y el 82% de Eton Park. Tras el fallo adverso de marzo, el valor contable de esas participaciones rondaba los USD 100 millones, lejos de los USD 1.700 millones que les atribuía antes de la resolución del Segundo Circuito.

Las sociedades Petersen, que pertenecieron a la familia Eskenazi, quedaron en proceso de quiebra en España. Los administradores de esas quiebras concentran cerca del 30 % de la participación en los reclamos. Ante un eventual cobro, los recursos deberían utilizarse primero para atender deudas con bancos internacionales que financiaron el ingreso de los Eskenazi al capital de YPF entre 2008 y 2010.

El antecedente inmediato para la Argentina es la decisión de marzo. El panel integrado por los jueces Denny Chin y Beth Robinson, con disidencia de José Cabranes, sostuvo que la sentencia de primera instancia se basaba en una lectura equivocada del derecho argentino. La postura oficial es que ese criterio fue confirmado cuando el tribunal rechazó en junio el pedido de revisión por el pleno de la Cámara.

La petición de certiorari constituye la última vía judicial disponible en Estados Unidos para los demandantes dentro de este proceso. Si la Corte Suprema rechaza tratar el expediente, permanecerá vigente la decisión que anuló el fallo de Preska. Si lo acepta, la Argentina deberá presentar su respuesta y el tribunal definirá el alcance de la revisión.

Mientras tanto, y debido a la derrota en la Cámara de Apelaciones, los demandantes avanzan con acciones ante el tribunal del Banco Mundial, el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI).

Desde París, Francia - Horacio Marín, CEO y presidente de YPF, es una de las voces empresarias más esperadas en la primera jornada del Argentina Week que comenzará formalmente mañana en la sede de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), en esta ciudad. Es que YPF es sinónimo de Vaca Muerta.

El evento, organizado por la Embajada Argentina, contará con la presencia del presidente Javier Milei, buena parte de su gabinete, 14 gobernadores y unos 700 empresarios, la mayoría CEOs y presidentes de empresas europeas.

El ejecutivo llegó a Francia luego de participar en Nueva York del anuncio del Corredor Andes-Atlántico, la iniciativa impulsada por los gobiernos de Estados Unidos y la Argentina para promover inversiones en infraestructura estratégica. El Exim Bank prevé aportar hasta USD 6.000 millones para financiar empresas estadounidenses que trabajarán en Argentina LNG, el proyecto de exportación de gas licuado que YPF desarrolla junto con ENI y XRG para exportar gas licuado de Vaca Muerta desde Río Negro.

Marín afirmó que la compañía ya produce 240.000 barriles diarios propios en el yacimiento shale estrella del país, contra los 95.000 barriles del comienzo de su gestión.

YPF acaba de aumentar 1% en promedio el precio de los combustibles, menos que sus competidores, y sigue sosteniendo el esquema de buffer de precios que planteó hace unos meses para evitar el “serrucho” de precios en medio del conflicto bélico en Medio Oriente. “La idea es ayudar a la gente. Dilatamos nuestros ingresos ahora, pero se van a recuperar más adelante. A mí en la calle me dan besos, no me putea nadie. Eso significa que estamos haciendo las cosas bien”, resumió Marín en una entrevista en un hotel parisino de la que participó Infobae.

—¿La decisión respondió a un pedido del Gobierno para contener la inflación?

—No. Mi trabajo es YPF, no la inflación. Las decisiones de YPF las toma YPF. Lo hicimos porque un aumento de 20% o 30% en un solo día no lo soporta ningún mercado. Habría afectado la relación de la compañía con sus consumidores.

“YPF está sólidamente y gana dinero. Está aumentando la producción y el año próximo pagará impuesto a las Ganancias por primera vez desde 2014. Será un número alto, superior a USD 1.000 millones”, detalló el empresario cuando se le pidió que resuma en contexto económico de la empresa. Sería una buena noticia para el ministro Luis Caputo y las siempre flacas arcas del Tesoro argentino.

Sobre la idea de la economía a dos velocidades, el empresario aseguró que es imposible que todos los sectores se muevan a la misma velocidad y relativizó la polémica en la quedó involucrado, días atrás, con Alfonso Prat-Gay sobre el derrame de Vaca Muerta. “Se debe haber juntado con alguno de los perdedores de YPF. Creo que fue un error, que generalizó una particularidad. No sé si se equivocó o lo usó políticamente. Luego me preguntaron por el año que viene y ahí dije ‘no se jode con Vaca Muerta’ porque es para todo el país, no para un sector. Gane quien gane no hay lugar para que no se desarrolle”.

— ¿No hay lugar para que eso pase?

— No, tenemos todos los contratos hechos y, además, Milei va a reelegir. Ahora tenemos RIGI, un súper proyecto, somos eficientes y hacemos las cosas bien.

— ¿Cree que habrá turbulencias cambiarias en el año electoral?

— El equipo económico está preparado y tienen muy claro a dónde va. Argentina va a crecer. Las transformaciones económicas de esta magnitud no se resuelven de un día para otro. Hay un período de ajuste, porque se pasa de un esquema de precios subsidiados a uno más cercano a la realidad. Pero el Gobierno se preparó bien y el resultado será positivo.

— ¿Qué expectativas tiene sobre Argentina Week en París?

— Son reuniones muy buenas para generar negocios y para mostrar hacia dónde va la Argentina. En nuestro caso, quiero hablar poco y que hablen más los socios. Es más importante que ENI y XRG expliquen por qué decidieron participar en Argentina LNG y qué ven en el proyecto. Son dos compañías muy reconocidas en el negocio del gas natural licuado.

— ¿Qué representa el respaldo del EximBank de Estados Unidos para Argentina LNG?

— Es extremadamente importante. Para llegar al inicio de la operación comercial, el proyecto requiere unos USD 30.000 millones, de un total de USD 51.000 millones, pero hasta el inicio de las ventas se necesitan esos USD 30.000 millones. La carta de intención del EximBank es por hasta USD 6.000 millones y nos da una base muy buena para movernos rápido hacia la decisión final de inversión.

— ¿Se trata de un desembolso inmediato?

— No. Es una carta de intención, no un contrato firmado. Hay un proceso posterior, con permisos ambientales, documentación y todas las verificaciones correspondientes. Pero hay un term sheet y la intención es no esperar 18 meses para avanzar. Con las cartas de intención se puede tomar la decisión final de inversión y, si hace falta, utilizar financiamiento puente.

— ¿Qué parte del proyecto estará a cargo de empresas estadounidenses?

— La planta de separación en Río Negro, una instalación de 170 hectáreas. Allí llegarán el gas húmedo y los líquidos provenientes de Vaca Muerta. La planta separará y acondicionará los productos antes de que el gas vaya a la instalación de licuefacción. Es una obra de una escala muy grande, con una inversión cercana a USD 8.000 millones.

— ¿Cuándo se conocerá el resultado de la licitación de caños para el proyecto?

— El 20 de octubre. Será una subasta inversa modificada por YPF. Participarán sólo el vicepresidente de Supply Chain, el equipo responsable y un escribano. Se arranca con una oferta y se va bajando hasta que uno gana. Cuando termina la subasta, se conoce el resultado rápidamente. Es una licitación del consorcio integrado por YPF, Eni y XRG.

— ¿Existe una restricción para empresas chinas en esa licitación?

— No hay una cláusula de ese tipo. Se analiza el origen, las condiciones técnicas y comerciales, y se busca evitar problemas futuros, como posibles casos de dumping. El proceso busca ser transparente.

El gobierno de Entre Ríos y YPF firmaron este lunes un convenio de cooperación orientado a la producción de arenas silíceas, el desarrollo de infraestructura de transporte y la incorporación de empresas locales a la cadena de proveedores vinculada con Vaca Muerta. El acuerdo tendrá una vigencia inicial de tres años y no prevé, por sí mismo, partidas presupuestarias específicas para la provincia.

La firma se realizó en las oficinas de YPF en Buenos Aires y estará a cargo del gobernador Rogelio Frigerio y el presidente y CEO de la petrolera, Horacio Marín. Según informó la administración entrerriana, el documento establece un marco de trabajo para analizar proyectos en materia de minería, logística, energía, infraestructura y modernización de servicios públicos.

El entendimiento se plantea en un contexto en el que la actividad no convencional de Vaca Muerta demanda insumos y servicios de distintas regiones del país. Entre ellos se encuentran las arenas silíceas, utilizadas en las operaciones de fractura hidráulica de los pozos de petróleo y gas.

Uno de los puntos principales del acuerdo es el estudio de alternativas para ampliar la producción de arenas silíceas en Entre Ríos y mejorar las condiciones de traslado hacia la formación neuquina. Las partes evaluarán obras y mecanismos vinculados con la red vial, el sistema ferroviario y las vías fluviales.

El objetivo expresado en el comunicado oficial es hacer más eficiente el movimiento de la producción y reducir costos dentro de la cadena logística. Marín valoró la calidad de las arenas silíceas entrerrianas: “Es la que usamos para nuestros pozos y es la mejor que se ha encontrado en la Argentina hasta ahora”.

A la vez, sostuvo que el acuerdo permitirá fortalecer la cooperación con la provincia y contribuir a un desarrollo integral de Vaca Muerta, que “va a generar mucho trabajo para todos”, con el objetivo de hacer más eficiente la actividad tanto para YPF como para las demás compañías, aseguró.

La provincia busca consolidar su presencia en la provisión de ese insumo y aprovechar su red de empresas, su capacidad productiva y su localización dentro de los corredores de transporte. El convenio también contempla la posibilidad de que firmas entrerrianas se incorporen a la red de proveedores de YPF y de otras actividades relacionadas con el desarrollo energético.

“Entre Ríos tiene recursos, empresas, capacidad productiva y una ubicación estratégica que pueden aportar competitividad al desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Frigerio. El mandatario sostuvo que la intención es que la provincia participe de ese proceso mediante inversiones y generación de empleo, además de contribuir a una reducción de los costos logísticos.

La agenda conjunta prevé el análisis de nuevos puntos comerciales y estaciones de servicio de YPF en corredores estratégicos de Entre Ríos. También incorpora iniciativas de electromovilidad, con la eventual expansión de infraestructura de carga para vehículos eléctricos en el territorio provincial.

Otro apartado se refiere a la incorporación de sistemas de telemetría para la flota de vehículos públicos. Esas herramientas permitirían obtener datos sobre el uso, los recorridos y el estado de las unidades, con el propósito de ordenar su administración y el empleo de recursos.

Además, la provincia y la empresa analizarán opciones para reconvertir o utilizar activos de YPF en proyectos de almacenamiento destinados a la producción agroindustrial, especialmente a los aceites vegetales. El acuerdo prevé también un trabajo con municipios para evaluar herramientas e incentivos fiscales que puedan favorecer nuevas inversiones privadas.

“Queremos que la provincia sea protagonista de esa transformación, generando inversiones y trabajo para los entrerrianos y, al mismo tiempo, contribuyendo a mejorar la logística y reducir costos de una cadena fundamental para el desarrollo del país”, señaló Frigerio.

El convenio marco funcionará como una base para la cooperación entre el gobierno provincial y la compañía. Cada iniciativa que avance deberá formalizarse mediante acuerdos particulares, en los que se definirán las inversiones, las responsabilidades de cada parte, las condiciones y los plazos.

De esta manera, la firma no supone la asignación automática de recursos ni la ejecución inmediata de obras. La concreción de los proyectos dependerá de las evaluaciones técnicas, la disponibilidad de financiamiento y los instrumentos que se acuerden en cada caso.

El entendimiento incluye una agenda que abarca la actividad minera, el transporte de cargas, la participación de proveedores, el desarrollo comercial, la electromovilidad y el aprovechamiento de activos vinculados con la actividad agroindustrial. Tras la firma, YPF y Entre Ríos deberán determinar cuáles de esas líneas tendrán prioridad y bajo qué condiciones se llevarán adelante.

Septiembre está desafiando la dinámica esperable de los flujos de capital. En el plano internacional, el clima es más que adverso para los activos de riesgo. Con la tasa de rendimiento de los bonos del Tesoro estadounidense a 10 años ubicándose bien por encima del 5% anual —en niveles no vistos desde 2007— por expectativas de inflación al alza, y una Reserva Federal que mantiene un tono hawkish, la liquidez busca refugio.

En ese contexto de flight to quality, los mercados emergentes suelen ser de los primeros castigados, lo que se reflejó en el riesgo país argentino volviendo a superar los 600 puntos básicos. Sin embargo, en plena tormenta global, hay una ola de colocaciones en el exterior por parte de productores de upstream —extracción de petróleo y gas— locales y provincias para financiar de manera directa la economía real a tasas de un solo dígito anual.

En lo que va de septiembre, se emitieron USD 2.650 millones en el mercado internacional entre cuatro colocaciones, dentro del top 3 de los meses de mayor actividad desde las elecciones de medio término. Solo hubo un mayor monto de colocaciones internacionales en noviembre de 2025 (USD 2.951 millones) y en enero de 2026 (USD 2.725 millones).

Tres emisiones desde el sector energético

En el sector energético, se cumplió el refrán “no hay dos sin tres”. La reciente secuencia de salidas al mercado internacional pone en evidencia que existe un fuerte apetito internacional por créditos corporativos argentinos de primera línea.

Existe un fuerte apetito internacional por créditos corporativos argentinos de primera línea

Todo arrancó a principios de septiembre con la reapertura de Tecpetrol de sus obligaciones negociables internacionales Clase 10 con vencimiento en 2033. Aunque la compañía apuntaba originalmente a levantar USD 300 millones, la enorme demanda le permitió colocar USD 450 millones a una tasa de 7,25%. La colocación de Tecpetrol funcionó como precursora de una ola de emisiones de empresas vinculadas a Vaca Muerta.

YPF salió con una nueva obligación negociable Clase 44 a 2035 con el objetivo de captar USD 500 millones. Las ofertas superaron las expectativas y alcanzaron USD 2.170 millones, pero la firma terminó emitiendo USD 1.200 millones a una tasa de 7,85% anual.

Para completar el tridente, Vista Energy se sumó esta semana con la reapertura de sus obligaciones negociables Clase 31 con vencimiento en 2038, captando USD 400 millones a un rendimiento del 7,95% anual.

Por qué las empresas de petróleo y gas salen al mercado ahora

¿Qué empuja a las empresas del sector a salir al mercado internacional en este momento? Con el precio del Brent manteniéndose en niveles elevados y el Medanito cotizando con una prima, los productores tienen incentivos para acelerar la producción en lo que resta del año, de cara a la puesta en marcha de nueva capacidad de evacuación desde la cuenca Neuquina a partir de enero.

Estará disponible la primera etapa del oleoducto Duplicar Norte, que aportará inicialmente 220 kbpd de evacuación y aumentará progresivamente hasta 500 kbpd para la segunda mitad de 2027

Por un lado, estará disponible la primera etapa del oleoducto Duplicar Norte, que aportará inicialmente 220 kbpd de evacuación y aumentará progresivamente hasta 500 kbpd para la segunda mitad de 2027. Por otro lado, se pondrá en marcha VMOS, que agregará 180 kbpd en su primera etapa y se expandirá hasta 550 kbpd.

La capacidad de evacuación desde Vaca Muerta saltará así desde los 730 kbpd actuales hasta 1.780 kbpd en el segundo semestre de 2027, lo que podría empujar la producción de crudo a nivel nacional desde un promedio de 916 kbpd en lo que va de 2026 a 1.200 kbpd en 2027.

San Juan debuta en el mercado internacional con respaldo minero

El apetito por riesgo argentino también se extiende al segmento subsoberano, especialmente a perfiles con indicadores fiscales y perspectivas superiores a la media. San Juan tuvo un debut en el mercado internacional esta semana: colocó USD 600 millones a una tasa del 9,875% tras recibir ofertas por casi USD 1.040 millones.

El atractivo de la provincia radica en su potencial minero. Bajo el RIGI —Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones—, se presentaron cuatro proyectos para desarrollar en San Juan con un Capex estimado en USD 21.700 millones, casi el 39% de la inversión total comprometida bajo el régimen.

Dos de las iniciativas, Los Azules y Distrito Vicuña, están vinculadas al cobre, mientras que las otras dos corresponden a las minas de oro Gualcamayo y Veladero.

Distrito Vicuña es el proyecto de cobre más importante del país, con una vida estimada de 70 años y una producción anual proyectada de 500.000 toneladas de cobre, 700.000 onzas de oro y 22 millones de onzas de plata, en promedio.

La provincia está bien posicionada para capitalizar un mundo que avanza hacia la transición energética y depende cada vez más de minerales críticos

Si bien el desarrollo del cobre en Argentina se encuentra en una etapa incipiente frente a su vasto potencial, la provincia está bien posicionada para capitalizar un mundo que avanza hacia la transición energética y depende cada vez más de minerales críticos.

Un puente para la temporada baja del agro

Más allá del éxito individual de estas colocaciones, lo relevante a nivel macroeconómico es que se está reactivando la cuenta financiera. Esto genera un shock de oferta en el mercado cambiario en un momento en el que históricamente suele desacelerarse la liquidación del agro. A eso se suma una dinámica positiva para la cuenta corriente en un contexto favorable para los precios internacionales de las materias primas, reforzada por una fuerte caída en las importaciones de energía producto de la típica estacionalidad. Surgió así un puente para atravesar la temporada baja del agro sin grandes sobresaltos en el tipo de cambio.

La autora es economista de PPI (Portfolio Personal Inversiones)

Luego de que las demás marcas de combustible del mercado, Axion, Puma y Shell, anunciaran subas en los precios de los combustibles, YPF informó que a incrementó el valor de sus combustibles, tanto nafta como gasoil, un 1% promedio en todo el país.

La empresa, que concentra el 55% del mercado minorista de combustibles, había realizado su último aumento en forma general meses atrás, el 14 de mayo pasado.

La confirmación se da en medio de una nueva escalada en el precio internacional del petróleo, con valores que hoy rondan los USD 97 dólares y ayer supero los 105 dólares por barril.

“Esta actualización se realiza en el marco del esquema de buffer de precios que la compañía implementa desde abril y mantiene vigente ante la extensión del conflicto en Medio Oriente y su impacto en el precio internacional del crudo”, dijeron desde la petrolera.

La empresa que comanda Horacio Marín agregó que desde su implementación, ese esquema le permite sostener el “acuerdo honesto con los consumidores, evitar trasladar la volatilidad a los precios locales y acompañar la evolución de la demanda en un entorno de libre mercado”.

“En ese marco, YPF continuará aplicando su sistema de micropricing, mediante el cual realiza ajustes específicos según variables de oferta y demanda, la competencia, franjas horarias, corredores y zonas geográficas, con el objetivo de adecuar sus precios a las particularidades de cada mercado y mejorar la eficiencia comercial de su red”, dijeron desde la empresa de mayoría estatal.

Si se toman precios promedio en la Ciudad de Buenos Aires estos serían incrementos:

• Nafta Súper: de $2.059 pasa a $2.079
• Infinia: de $2.275 pasa a $2.297
• D500: $2.155 pasa a $2.176
• Infinia Diesel: de $2.345 pasa a $2.368

Ayer Marín había explicado que las petroleras que operan en el país sostienen un esquema de amortiguación de precios —denominado “buffer”— para evitar los vaivenes que genera la volatilidad del mercado internacional. “Si el barril de petróleo se mantiene en USD 100, la nafta va a subir”, aseveró.

“Lo que hicimos en Argentina entre todos los privados, lo que llamamos el buffer o el amortiguador de precios, fue algo que no rompimos; fuimos uno de los únicos países donde no hubo regulación”, afirmó.

Subas

Ayer se confirmó que Shell, Axion y Puma aumentaron sus precios en los surtidores entre un 2% y un 5%, según confirmaron fuentes de la industria. Los ajustes llegaron después de varias jornadas de alza en el mercado internacional

En un relevamiento realizado el 24 de septiembre en dos estaciones de servicio de la Ciudad de Buenos Aires, la nafta súper de Axion se vendía a $2.149 por litro y la de Shell a $2.185. Las variedades premium alcanzaban $2.459 y $2.479, respectivamente. En diésel, los valores iban de $2.319 a $2.609 por litro, según el producto.+

Como explicó ayer este medio, el movimiento de precios en las petroleras privadas le agregaba una presión extra a YPF. Esto es porque el precio de la nafta, que tiene como punto de partida los $2.059 mínimos a los que vende el litro de nafta súper la petrolera nacional, se condice con un precio internacional del barril de en torno a los USD 85. Mantener ese precio implica asumir pérdidas temporales a cambio de recuperarlas cuando el precio baja.

Pero si las petroleras más pequeñas abandonan el buffer, como hicieron ayer, empujan a más automovilistas a cargar el tanque en estaciones de YPF. Eso hace que crezca el share de la principal petrolera y que su incomodidad con los precios sea mayor: no sólo vende por debajo de los costos sino que, además, termina vendiendo más de lo habitual.

La suba del precio internacional del petróleo ya comenzó a trasladarse a los surtidores, con aumentos de Shell, Axion y Puma, pero el mercado espera la decisión de YPF, que concentra más de la mitad de las ventas minoristas. Cuáles son los precios actuales en CABA y qué factores pueden impulsar nuevas actualizaciones.

En un relevamiento realizado el 24 de septiembre en dos estaciones de servicio de la Ciudad de Buenos Aires, la nafta súper de Axion se vendía a $ 2.149 por litro y la de Shell a $ 2.185. Las variedades premium alcanzaban $ 2.459 y $ 2.479, respectivamente. En diésel, los valores iban de $ 2.319 a $ 2.609 por litro, según el producto.

Los ajustes llegaron después de varias jornadas de alza en el mercado internacional. Shell, Axion y Puma aumentaron entre 2 % y 5 % sus precios, con diferencias de acuerdo con el tipo de combustible y la zona. YPF, en cambio, todavía no trasladó una suba a sus surtidores.

La decisión de YPF puede definir el alcance de los próximos ajustes

La petrolera de mayoría estatal concentra cerca del 55 % de las ventas minoristas de combustibles. Si mantiene sus precios por debajo de los de sus competidoras, puede sumar demanda en sus estaciones, aunque también comercializa mayores volúmenes con una referencia de ingresos menor. Su decisión será determinante para establecer si el movimiento se generaliza en el mercado.

El principal factor de presión es la evolución del crudo. El contrato futuro del Brent comenzó 2026 cerca de USD 62 por barril, superó los USD 110 entre fines de marzo y mayo y luego cayó hasta la zona de USD 70 a comienzos de julio. Tras una recuperación con oscilaciones, cotizaba en USD 98,41 este viernes, todavía por debajo de los máximos registrados durante el segundo trimestre.

Las empresas aplican un mecanismo de amortiguación, conocido en el sector como buffer, para evitar que cada variación diaria del petróleo se refleje de forma inmediata en las pizarras. Bajo ese esquema, una parte de los cambios en el valor internacional se absorbe y los ajustes se distribuyen en el tiempo.

Pero la presión de los precios internacionales, que llegaron a subir mpas de 25% desde sus pisos de mitad de año luego del recrudecimiento de los conflictos bélicos en Irán y en Yemen, hace que la resistencia de medidas destinadas a atemperar los precios locales quede puesta a prueba.

En ese contexto, el movimiento de las petroleras privadas -que entre todas se reparten alrededor del 45% del market share de la venta minorista de combustibles- le agrega una presión extra a YPF, dueña del 55% restante.

Esto es porque el precio de la nafta, que tiene como punto de partida los $2.059 mínimos a los que vende el litro de nafta súper la petrolera nacional, se condice con un precio internacional del barril de en torno a los USD 85. Mantener ese precio implica asumir pérdidas temporales a cambio de recuperarlas cuando el precio baja.

Pero si las petroleras más pequeñas abandonan el buffer, como hicieron ayer, empujan a más automovilistas a cargar el tanque en estaciones de YPF. Eso hace que crezca el share de la principal petrolera y que su incomodidad con los precios sea mayor: no sólo vende por debajo de los costos sino que, además, termina vendiendo más de lo habitual.

En este contexto, el presidente de YPF, Horacio Marín, advirtió ayer en Infobae en Vivo que, si el barril se sostiene alrededor de USD 100 durante un período prolongado, los precios locales deberán acompañar ese nivel. De todos modos, señaló que el mercado petrolero conserva una elevada volatilidad, condicionada por los inventarios globales y las tensiones geopolíticas.

En medio de una nueva escalada en el precio internacional del petróleo, con valores que, al cierre de esta nota rozaban los USD 105, había una gran incertidumbre acerca de una eventual suba de los combustibles en la Argentina. Finalmente, Shell, Axion y Puma aumentaron sus precios en los surtidores entre un 2% y un 5%, según confirmaron fuentes de la industria, mientras que YPF —que concentra el 55% del mercado minorista de combustibles— todavía no modificó sus valores al público.

El presidente de la compañía, Horacio Marín, advirtió este jueves que, si el barril de petróleo se mantiene sostenido en torno a los USD 100, el precio de la nafta deberá subir.

Los aumentos que aplicaron las tres petroleras privadas no son uniformes; de hecho, los porcentajes varían según el tipo de combustible y la empresa. Fuentes de la industria confirmaron los incrementos, pero encuadraron los movimientos dentro del mecanismo de amortiguación de precios —conocido como buffer— que las compañías del sector sostienen de forma voluntaria para evitar traslados abruptos de la volatilidad internacional al consumidor final.

El barril de petróleo cotizó en las últimas semanas por sobre los USD 100, mientras que los precios internos en los surtidores reflejan un valor de referencia de entre USD 80 y USD 85, una brecha que presiona al sector a ajustar.

Al ser consultado en Infobae en Vivo, Marín reconoció estar al tanto de los movimientos de Shell y Axion, pero los relativizó: “Cualquier aumento que estén haciendo está dentro de un programa de buffer, porque el aumento sería muy grande”, sostuvo. El ejecutivo explicó que el esquema consiste en absorber parte del impacto de las fluctuaciones del precio del barril sin trasladarlas de forma inmediata al surtidor. “Cuando el precio estaba muy alto, teníamos que aumentar mucho; pero si al otro día bajaba, teníamos que bajar. En vez de hacer esos vaivenes, lo evitamos. Y eso lo mantenemos”, afirmó.

La lógica detrás de la postura de YPF es compleja. Si las otras petroleras suben y la empresa de mayoría estatal no acompaña, YPF capta más demanda —los consumidores migran hacia sus surtidores—, pero a su vez vende más volumen a un precio más bajo que el mercado, lo que deteriora su ecuación económica. Ese equilibrio entre cuota de mercado y rentabilidad es uno de los factores que la compañía deberá resolver en las próximas horas o días.

El mercado internacional, inestable

Marín fue cauteloso sobre el rumbo del crudo. Señaló que los inventarios globales se encuentran en mínimos históricos, uno de los factores que presiona al alza, y que el mercado sigue siendo muy sensible a las tensiones geopolíticas. “Ni bien Arabia Saudita dijo que estaba terminando el oleoducto, el valor internacional bajó USD 10, pero tiran dos bombas y sube USD 4. Dejan de tirar bombas y baja USD 5”, graficó.

Sobre el escenario de un barril sostenido en torno a los USD 100, el ejecutivo fue directo: “Si el precio se mantiene alrededor de los USD 100 por mucho tiempo, Argentina va a pagar a USD 100. Va a ser así porque es libre mercado”. Aclaró, no obstante, que no cree que esa situación se consolide, dado el comportamiento volátil que ha mostrado el crudo en las últimas semanas.

La brecha entre el precio del crudo y el que se refleja en los surtidores

El contexto de los aumentos actuales se inscribe en una dinámica más larga. Santiago Capdevila, economista especializado en energía de la consultora Empiria, explicó que la relación entre los precios mayoristas de los combustibles y el petróleo crudo mide cuánto acompañan los precios de los derivados la evolución de su principal insumo. Con el reavivamiento del conflicto en Medio Oriente y la consiguiente suba del crudo a nivel internacional, y con las naftas prácticamente estables en el mercado local, en agosto volvió a caer el margen de refinación. Según su análisis de Empiria, entre 2023 y mediados de 2024, la relación entre los precios mayoristas sin impuestos de los combustibles y el petróleo crudo —con base 100 en marzo de 2023— se mantuvo relativamente estable, oscilando en torno a los 100 puntos, con fluctuaciones acotadas.

La tendencia cambió en 2025, justo cuando se efectuó la desregulación del mercado. Desde el segundo trimestre de ese año, el indicador inició una suba sostenida que lo llevó de niveles cercanos a 100 puntos a alrededor de 130 hacia el cierre del año, según datos de Empiria en base al Indec. Ese movimiento reflejó que los precios mayoristas de los combustibles subieron más que el petróleo crudo durante ese período.

El comienzo de 2026 trajo una corrección. Tras mantenerse en torno de los 130 puntos en enero, la relación cayó hasta 100 entre abril y mayo, lo que borró gran parte de la brecha acumulada durante la segunda mitad de 2025. Luego el indicador volvió a subir.

Entre junio y septiembre de 2026, la relación mostró un repunte seguido de una moderación, algo que coincide con la baja en el precio internacional del petróleo durante esos meses, que se mantuvo en torno a los USD 80. El índice pasó de cerca de 114 puntos en junio a 128 en julio, su máximo reciente. En agosto retrocedió a aproximadamente 122 puntos y en septiembre se ubicó en torno de 116. Desde el pico de julio, el indicador cayó unos 12 puntos, cerca del 9%, aunque permaneció levemente por encima del nivel de junio. El dato de septiembre indica que los combustibles todavía muestran una evolución acumulada superior a la del crudo frente a la base de marzo de 2023, pero con una brecha menor que la registrada a fines de 2025 y en julio de este año.

También habló sobre el precio de los combustibles, que volvió a estar en agenda dado que el valor internacional del petróleo lleva varias ruedas al alza. Este jueves cotiza en torno a los USD 105, mientras que, según pudo saber Infobae, los precios en los surtidores locales reflejan un barril de entre USD 80 y USD 85.

El ejecutivo se refirió al tema en un momento en que otras compañías del sector petrolero confirmaron en forma extraoficial aumentos en los surtidores superiores al 3%, a la vez que en distintos lugares del país trascendieron noticias sobre esos incrementos.

Marín explicó que las petroleras que operan en el país sostienen un esquema de amortiguación de precios —denominado “buffer”— para evitar los vaivenes que genera la volatilidad del mercado internacional. “Lo que hicimos en Argentina entre todos los privados, lo que llamamos el buffer o el amortiguador de precios, fue algo que no rompimos; fuimos uno de los únicos países donde no hubo regulación”, afirmó.

El mecanismo consiste en absorber parte del impacto de las fluctuaciones del precio del barril sin trasladarlas de forma inmediata al surtidor. “Cuando el precio estaba muy alto, teníamos que aumentar mucho; pero si al otro día bajaba, teníamos que bajar. En vez de hacer esos vaivenes, lo evitamos. Y eso lo mantenemos”, dijo el ejecutivo.

Marín reconoció estar al tanto de versiones que indicaban que Shell y Axion aplicaron aumentos en las últimas horas, pero los encuadró dentro de ese mismo esquema. “Cualquier aumento que estén haciendo está dentro de un programa de buffer, porque el aumento sería muy grande”, señaló. Con el barril de petróleo en torno a los USD 105, el precio de referencia interno se encuentra muy por debajo del valor de mercado. “Estamos todos en este proyecto porque creemos que la demanda no puede absorber en Argentina un aumento repentino de lo que debería hacer. Estamos en un semibuffer”, sostuvo.

El presidente de YPF fue cauto sobre la evolución futura del crudo. Explicó que los inventarios globales están en mínimos históricos —uno de los factores que presiona al alza— y que el mercado sigue muy sensible a las tensiones geopolíticas. “Ni bien Arabia Saudita dijo que estaba terminando el oleoducto, el valor internacional bajó USD 10, pero tiran dos bombas y sube USD 4. Dejan de tirar bombas y baja USD 5”, graficó. De consolidarse un barril sostenido alrededor de los USD 100, advirtió, el precio local deberá ajustarse: “Si el precio se mantiene alrededor de los USD 100 por mucho tiempo, Argentina va a pagar a USD 100. Va a ser así porque es libre mercado”, aunque aclaró que no cree que eso ocurra.

El financiamiento del megaproyecto de GNL

El Argentina GNL, el mayor proyecto que la petrolera de mayoría estatal tiene en cartera y que es también la iniciativa más importante presentada bajo el RIGI, ya consiguió parte del financiamiento. El martes, YPF junto a ENI y ADNOC firmaron con el Banco de Exportaciones e Importaciones de Estados Unidos (Eximbank) una carta de intención de hasta USD 6.000 millones. “Cuando hay una carta de intención, es prácticamente seguro”, afirmó Marín. Lo que resta, aclaró, son trámites burocráticos en sentido positivo: entregar documentación y obtener los permisos correspondientes, un proceso que estima entre seis y ocho meses.

El financiamiento total del proyecto es de una escala sin precedentes para la industria energética argentina. La inversión total asciende a USD 51.000 millones —el monto presentado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI)—, aunque la primera etapa, que abarca hasta que los barcos comiencen a operar y facturar, requiere entre USD 29.000 millones y USD 32.000 millones. De esa cifra, alrededor de USD 9.000 millones corresponden al aporte de los socios, y los USD 21.000 millones restantes se buscan en el mercado de crédito internacional.

El “rompecabezas” financiero

Marín explicó en detalle la estructura del financiamiento. Utilizando la analogía de una hipoteca, describió el esquema de project finance: un banco aporta el 70% del valor y el dueño el 30%. Para acceder al crédito de largo plazo y bajo interés que requiere un proyecto de esta envergadura, se necesitan garantías que otorgan las agencias de crédito a la exportación, conocidas por su sigla en inglés como ECAs (export credit agencies).

“El Eximbank es una ECA de Estados Unidos y nos dieron una carta de intención de USD 6.000 millones; ya tenemos USD 6.000 sobre USD 16.000 que hay que buscar”, precisó. El ejecutivo mencionó que hay un país europeo con el que están “próximos a firmar la semana que viene el contrato de venta de gas”, que incluye además financiamiento de su propia ECA. También mencionó a la italiana SACE y a otras agencias del exterior como fuentes adicionales.

Una condición clave para avanzar en el financiamiento es contar con las licitaciones adjudicadas, ya que los bancos exigen conocer a los contratistas antes de comprometer fondos. Marín detalló el estado de cada frente: la planta de licuefacción fue liderada por ENI; la obra de gasoductos, por YPF. En esas licitaciones resultaron adjudicatarias empresas como PumpCo (de Estados Unidos) y Bonatti (de Italia) para los gasoductos, y la italiana SACDE para la planta en Neuquén, estimada en USD 4.000 millones. “La planta en Neuquén es mucho más grande que la refinería de La Plata”, dimensionó Marín. La única licitación pendiente es la de los caños, prevista para el 20 de octubre.

Con ese esquema en marcha, Marín trazó el cronograma de cara a los próximos meses. El objetivo es replicar en Argentina un modelo similar al que ENI desarrolló en Mozambique: cerrar todas las cartas de intención con las ECAs antes de fin de noviembre para firmar el FID (Final Investment Decision o decisión final de inversión). “En febrero ya empezamos las obras”, anticipó.

Para llegar a esa fecha, los tres socios se dividieron la gestión de las agencias de crédito según sus zonas de influencia. “YPF se dedicó a Estados Unidos y lo conseguimos rapidísimo”, dijo Marín. ENI tiene a su cargo las gestiones en Italia y ADNOC, las asiáticas. “Para fines de noviembre, que es el objetivo, queremos firmar el compromiso final de inversión y ahí cambia todo”, concluyó.

Mirá la entrevista completa a Horacio Marín:

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Según el diplomático, el financiamiento permitiría acelerar las inversiones vinculadas a la licuefacción de gas y ampliar la capacidad exportadora del país. “En los próximos tres a cinco años, vamos a empezar a ver una explosión de exportaciones. Y vamos a empezar a tener en pocos años el problema de Noruega, que es el problema cuando a uno le sobran los dólares”, declaró en Radio Mitre.

Oxenford estimó que las nuevas líneas de negocios asociadas a la energía podrían generar exportaciones cercanas a USD 200.000 millones, sin contemplar aún el aporte de los minerales críticos. En ese grupo mencionó al cobre, el litio y otros recursos que Estados Unidos considera estratégicos para sus cadenas de suministro.

El embajador vinculó esa perspectiva con los proyectos de gas natural licuado (GNL), que requerirán la construcción de plantas e infraestructura. Aun así, consideró que los resultados comenzarán a observarse dentro de un plazo de entre tres y cinco años.

La carta de intención del banco de exportaciones e importaciones estadounidense prevé USD 6.000 millones para YPF, con foco en desarrollos de GNL junto a las compañías XRG y ENI. Horacio Marín, presidente y CEO de la petrolera estatal, señaló en la misma entrevista que la empresa busca superar los USD 30.000 millones anuales de exportaciones a partir de 2031.

Marín también anticipó que YPF trabaja en una instancia adicional de financiamiento con el Exim Bank y la Corporación Financiera de Desarrollo Internacional de Estados Unidos, conocida como DFC. De concretarse, dijo, el objetivo es fortalecer la caja de la compañía para sostener su ritmo de inversiones incluso ante una baja relevante del precio internacional del petróleo.

Para Oxenford, el dato central es que hasta febrero Argentina no era elegible para presentar iniciativas ante el Exim Bank. El embajador atribuyó ese cambio a la actual administración y sostuvo que el acuerdo anunciado constituye el mayor del organismo con un país del hemisferio hasta el momento, aunque la carta de intención todavía debe materializarse.

La relación con Estados Unidos

El diplomático definió la relación entre Argentina y Estados Unidos como una asociación atravesada por el nuevo escenario geopolítico y la reorganización de las cadenas globales de suministro. Según explicó, Washington busca asegurar el acceso a energía y minerales críticos mediante acuerdos con países aliados.

“Estados Unidos está buscando en países amigos”, afirmó Oxenford, quien consideró que Argentina ocupa un lugar relevante en la estrategia estadounidense hacia el hemisferio occidental. Y añadió que esa política pone a la región entre las prioridades de la administración de Donald Trump: “A Estados Unidos también le importa muchísimo la relación con Argentina. Y en este continente, Argentina es el más amigo de los Estados Unidos.”

El embajador señaló que la ubicación de los recursos argentinos coincide con las demandas estratégicas de Estados Unidos: litio, cobre, otros minerales necesarios para tecnologías y transición energética, además del potencial de Vaca Muerta y de los proyectos de exportación de gas.

En ese marco, destacó la invitación a Javier Milei al Economic Club de Nueva York, una entidad fundada en 1907 que reúne a dirigentes políticos, empresarios e inversores. De acuerdo con Oxenford, Milei sería el primer presidente argentino convocado por esa organización.

Javier Milei en la ONU

Oxenford calificó como “histórica” la participación del presidente Javier Milei ante la Asamblea General de las Naciones Unidas. En ese punto, destacó que el discurso incluyó cuestionamientos al funcionamiento del organismo, el reclamo de soberanía sobre las Islas Malvinas, propuestas de seguridad regional y una posición sobre el desarrollo de la inteligencia artificial.

Sobre Malvinas, el embajador señaló que Milei remarcó la falta de resultados concretos de las resoluciones de Naciones Unidas durante las últimas cinco décadas. E indicó que el Presidente planteó que Argentina defenderá sus derechos por vías pacíficas.

Oxenford aseguró que las críticas de Milei a la ONU no perjudican la postulación del director general del Organismo Internacional de Energía Atómica, Rafael Grossi, para conducir Naciones Unidas. “No veo contradicción”, afirmó. Y añadió que Grossi manifestó su intención de impulsar reformas en el organismo.

En materia tecnológica, el embajador destacó que Milei planteó que los países deben evitar respuestas basadas en el temor ante la inteligencia artificial. Según su interpretación, el Presidente comparó el fenómeno con revoluciones tecnológicas anteriores y señaló que la Argentina debe aprovechar las oportunidades económicas que abre el sector.

El discurso también incorporó la posición argentina en el escenario internacional: “Argentina tiene que decidir de qué lado está, y él (Javier Milei) lo señaló muy claramente: estamos con Occidente”. Y abordó la propuesta Shield of the Americas, una iniciativa hemisférica de seguridad que incluye la lucha contra el crimen transnacional y el narcotráfico.

Respecto de la agenda presidencial en Nueva York, Oxenford confirmó que hubo reuniones planificadas con funcionarios estadounidenses, aunque evitó brindar detalles hasta que fueran difundidos de forma oficial.

El proyecto más grande de la historia de YPF tiene compradores, financiamiento y ahora el respaldo de Washington. Argentina LNG, la megainiciativa de exportación de gas natural licuado (GNL) que YPF lleva adelante junto a la italiana Eni y la emiratí XRG, cerró el martes un acuerdo bilateral con Estados Unidos que habilita USD 6.000 millones en financiamiento para el proyecto.

El respaldo llega del Banco de Exportaciones e Importaciones de Estados Unidos (Exim Bank) y de inversores privados, y fue firmado en el Consulado argentino en Nueva York por el canciller Pablo Quirno y el subsecretario de Estado Chris Landau.

El acuerdo no se explica solo por el potencial exportador de la Argentina: tiene un trasfondo estratégico. Las disrupciones en el golfo Pérsico y el estrecho de Ormuz —atribuidas a la Guardia Revolucionaria de Irán y a los hutíes de Yemen— redujeron las exportaciones de Qatar y los Emiratos Árabes Unidos en 35.000 millones de metros cúbicos entre marzo y junio de este año respecto al mismo período del anterior, según la Agencia Internacional de Energía (AIE). En ese contexto, Washington busca diversificar las cadenas de suministro energético y apuntalar a socios de la región.

La firma se produjo un día después de que el presidente Javier Milei y su par estadounidense Donald Trump compartieran una sesión del Escudo de las Américas en el marco de las Naciones Unidas, donde Trump llamó a los países latinoamericanos a “asegurar la vasta riqueza natural” de sus territorios y a no dejar que “potencias externas hostiles” la tomen. Milei, por su parte, reafirmó la alineación de la Argentina con esa agenda.

Cómo será el proyecto

Argentina LNG es, en números, el mayor proyecto privado anunciado en el país. La inversión total asciende a USD 51.000 millones, distribuidos entre las etapas de upstream, midstream y downstream, con un 70% financiado con crédito internacional y el 30% restante con aportes de los socios. El foco inmediato está en la primera etapa, valuada en USD 15.500 millones, con JP Morgan a cargo del diseño financiero y el banco Santander entre las entidades participantes. En las primeras rondas, 47 bancos presentaron propuestas y el total ofrecido llegó a 2,4 veces el monto requerido, según dijo Horacio Marín, presidente y CEO de la petrolera de mayoría estatal.

La infraestructura prevista es de una escala sin precedentes para la industria energética argentina. El plan contempla dos barcos fábrica licuefactores —conocidos como unidades FLNG— frente al Golfo San Matías, en Río Negro, con una capacidad mínima de producción de 12 millones de toneladas anuales de GNL, escalable hasta 18 millones. Para llevar el gas hasta allí, se construirá un gasoducto de 527 kilómetros desde Neuquén, con un diámetro de 48 pulgadas —una medida que no existe actualmente en el país—, un poliducto para los líquidos asociados y una planta de tratamiento de escala comparable a la refinería que YPF tiene en La Plata, el complejo industrial más grande de la Argentina.

El gas provendrá de Vaca Muerta, la formación de shale que posiciona al país como el segundo yacimiento de gas no convencional más grande del mundo. Los bloques ya están repartidos: YPF controla el 36% del upstream, mientras que Eni y XRG tienen el 32% cada una, en áreas administradas por UPCO ARLNG I S.A.U., la sociedad creada para el proyecto.

Durante la etapa de construcción, prevista entre 2026 y 2030, Argentina LNG generaría aproximadamente 20.000 puestos de trabajo anuales, con picos de hasta 40.000 trabajadores en los períodos de mayor actividad. Ya en la fase de operación, el proyecto sostendría alrededor de 8.000 empleos entre directos e indirectos. A eso se suma una contratación estimada de USD 15.000 millones en bienes y servicios a proveedores nacionales.

Las proyecciones de YPF para el largo plazo son ambiciosas: el proyecto generaría exportaciones por USD 10.000 millones anuales a partir de 2031, lo que equivale a un tercio de los USD 30.000 millones totales que la empresa proyecta para ese año, con contratos de largo plazo orientados principalmente a Europa y Asia.

Mientras espera el RIGI, YPF ya busca compradores

El avance en el financiamiento se da en paralelo con otro hito comercial: el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó en la feria Gastech 2026 —celebrada la semana pasada en Bangkok— que la compañía está próxima a firmar entre dos y tres contratos de venta de GNL de entre 0,5 y 1,5 millones de toneladas anuales con compradores externos. Fuentes con conocimiento de las negociaciones indicaron a Infobae que ya hay más de un acuerdo cerrado, más de lo que trascendió públicamente.

Hay un matiz importante: Eni y XRG, además de socios con participaciones accionarias de alrededor del 32% cada uno, son también offtakers, es decir, compradores de una parte de la producción futura. Eso significa que una fracción del GNL ya tiene destino asegurado antes de que se firme un solo contrato con terceros. Los acuerdos que se están cerrando ahora corresponden al volumen disponible para el mercado abierto.

La decisión final de inversión está prevista para noviembre. En ese mismo período se espera la adjudicación de la licitación de tubos para dos gasoductos de 48 pulgadas y un poliducto de 24 pulgadas, valuada en alrededor de USD 2.000 millones.

Con todo ese avance sobre la mesa, el proyecto todavía espera la aprobación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Argentina LNG presentó su adhesión a mediados de agosto, convirtiéndose en el mayor proyecto inscripto hasta el momento en ese programa, pero la aprobación oficial aún está pendiente. Marín fue categórico al respecto en varias oportunidades: “Sin RIGI hoy no hay LNG”.

En una misma semana, Transportadora de Gas del Norte (TGN) anunció un gasoducto de 753 kilómetros y USD 2.200 millones para llevar el gas de Vaca Muerta al centro y norte del país, e YPF confirmó en la feria GasTech de Bangkok que está a punto de firmar sus primeros contratos de exportación de gas natural licuado (GNL).

La coincidencia no es casual: el mundo atraviesa una crisis de abastecimiento energético sin precedentes desde la invasión rusa a Ucrania, y la Argentina acumula, por primera vez en mucho tiempo, más factores a favor que en contra.

“Recursos, viento de cola geopolítico, diversificación y carbono neutral. Es todo lo que tenemos a favor”, resumió Gabriela Aguilar, presidenta de la Cámara Argentino-Texas (ATCC) y managing director de la consultora Awire, en una entrevista con este medio. La frase condensa un análisis que, esta semana, dejó de ser prospectivo para volverse urgente.

El blanco más sensible fue el complejo de Ras Laffan, en Qatar: dos de los 14 trenes de licuefacción de QatarEnergy quedaron fuera de servicio, junto con la planta Pearl GTL

El disparador más reciente del realineamiento energético mundial fue el conflicto entre Estados Unidos e Irán, iniciado en febrero de 2026. La escalada bélica derivó en el cierre efectivo del Estrecho de Ormuz y en ataques sobre la infraestructura gasífera del Golfo Pérsico.

El blanco más sensible fue el complejo de Ras Laffan, en Qatar: dos de los 14 trenes de licuefacción de QatarEnergy quedaron fuera de servicio, junto con la planta Pearl GTL operada por Shell. Las reparaciones, según estimaciones del propio CEO de QatarEnergy, Saad al-Kaabi, demandarán entre tres y cinco años, y la pérdida de capacidad asciende a 12,8 millones de toneladas anuales, lo que representa aproximadamente el 17% de las exportaciones del mayor proveedor de GNL del mundo.

El impacto se extendió más allá de la infraestructura dañada. Con el Estrecho de Ormuz prácticamente cerrado al tráfico comercial —los buques que lo cruzaban cayeron de 95 por día a menos de 10 en las primeras semanas del conflicto—, quedó bloqueado el paso de cerca del 20% del comercio global de GNL.

Según datos de la Agencia Internacional de Energía (AIE), las pérdidas acumuladas de suministro entre 2026 y 2030 podrían alcanzar los 140.000 millones de metros cúbicos. Los intentos de reapertura del estrecho, además, no implican una normalización inmediata: los altos costos de seguros de guerra y el tiempo de restauración de los flujos marítimos mantendrán la oferta restringida durante meses.

“Cuando sucedió esto, con la disputa o la guerra entre Estados Unidos e Irán, ya vimos el impacto real sobre activos de GNL. Eso repercute no solamente técnicamente en volumen, sino también el volver a pensar cómo los países se abastecen de energía, que es seguridad energética”, contó Aguilar.

Ya vimos el impacto real sobre activos de GNL. Eso repercute no solamente técnicamente en volumen, sino también el volver a pensar cómo los países se abastecen de energía (Aguilar)

La consecuencia directa es que los países importadores —europeos, asiáticos— están buscando activamente diversificar sus fuentes de suministro para no depender de una sola región. Ese proceso de diversificación es, en términos concretos, la oportunidad que se le presenta a la Argentina.

Una semana cargada de señales

El jueves, TGN anunció la construcción del Gasoducto Manuel Belgrano, un trazado de 753 kilómetros que unirá Tratayén, en Neuquén, con La Carlota, en Córdoba, atravesando cinco provincias. La capacidad inicial proyectada es de 13 millones de metros cúbicos diarios, con entrada en servicio prevista para abril de 2029. La compañía, controlada por Tecpetrol (la petrolera del Grupo Techint, el conglomerado de Paolo Rocca) y CGC (firma energética de Corporación América, el holding de Eduardo Eurnekian), presentará el proyecto ante el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y convocará a un concurso de capacidad a fines de septiembre. El financiamiento será enteramente privado.

Según consignaron las compañías, el proyecto permitirá ahorrar USD 700 millones anuales en importaciones de combustibles líquidos y sumará cerca de USD 450 millones en exportaciones de gas habilitadas hacia países limítrofes.

“Cuando TGN empiece a tener eso operativo, la importación va a seguir existiendo, pero va a ser menor. Ya no se va a hablar más de importación de GNL como necesidad, sino de consumo de GNL”, explicó Aguilar, que señaló al corredor del Litoral y Córdoba como el principal mercado que quedaba sin resolver tras la ampliación del Gasoducto Perito Moreno de TGS, cuya expansión debería estar operativa antes del invierno de 2027.

En la semana, también, a miles de kilómetros, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó en GasTech que la petrolera de mayoría estatal está próxima a firmar entre dos y tres contratos de venta de GNL con volúmenes de entre 0,5 y 1,5 millones de toneladas anuales cada uno.

La decisión final de inversión del proyecto Argentina LNG está prevista para noviembre de este año en Buenos Aires. El emprendimiento, valuado en USD 51.000 millones y desarrollado junto a la italiana Eni y la emiratí XRG, contempla dos barcos fábrica licuefactores frente al Golfo San Matías, en Río Negro, con una capacidad mínima de 12 millones de toneladas anuales, escalable hasta 18 millones.

El financiamiento del proyecto Argentina LNG ya muestra músculo: 47 bancos internacionales participaron de las primeras rondas para la etapa inicial —valuada en USD 15.500 millones—

El financiamiento del proyecto ya muestra músculo: 47 bancos internacionales participaron de las primeras rondas para la etapa inicial —valuada en USD 15.500 millones—, y el monto ofertado llegó a 2,4 veces lo requerido. JP Morgan y Santander lideran el diseño financiero.

El RIGI como habilitador y la pregunta que nadie quiere postergar

Detrás de estos movimientos opera el RIGI, el régimen que otorga beneficios impositivos, cambiarios y aduaneros a inversiones de gran escala, con estabilidad regulatoria por 30 años. Los proyectos aprobados bajo ese paraguas obtienen permisos de exportación de hasta 20 años, una condición que hoy no está disponible para los que quedan fuera del régimen.

Aguilar valoró el instrumento, pero advirtió sobre una variable que el sector ya está calculando: el RIGI tiene fecha de vencimiento. “El RIGI termina el año que viene, a mitad de año. Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería del Ministerio de Economía, fue muy taxativo: no se va a extender”.

La pregunta de qué ocurre con los proyectos que no alcancen a presentarse —o que no califiquen— antes de esa fecha orbita sobre la industria con discreción, pero con peso. “¿Qué pasa con los que no están en el RIGI? Hoy no cuentan con esa seguridad, hoy no pueden tener un contrato de 20 años”, planteó la presidenta de la Cámara Argentino-Texas.

Su hipótesis es que la convergencia entre el apuro de los grandes proyectos por ingresar al régimen y el ciclo electoral del año próximo podría derivar en una normalización: que las condiciones especiales del RIGI se conviertan en el estándar de la economía. “Es el deseo y esa es mi pregunta, pero también mi deseo, de que se traduzcan en la normalidad”, sintetizó.

Sin seguridad jurídica sostenida más allá de los instrumentos transitorios, la historia argentina pesa sobre cada análisis de riesgo que hacen los inversores extranjeros

Sin seguridad jurídica sostenida más allá de los instrumentos transitorios, la historia argentina pesa sobre cada análisis de riesgo que hacen los inversores extranjeros.

La cuenca Permian se acerca al techo

Hay un segundo motor detrás del interés internacional en Vaca Muerta, menos evidente que la crisis del Golfo, pero igualmente estructural: el Permian Basin, la cuenca que convirtió a Estados Unidos en el mayor productor de petróleo del mundo, se acerca a su pico de producción.

La CEO de Occidental Petroleum, Vicki Hollub, lo dijo con precisión en el CERAWeek, en marzo de este año: “Entre 2027 y 2030 es probable que Estados Unidos alcance el pico de producción, y después venga algo de decline”. Harold Hamm, fundador de Continental Resources —que ya tiene posiciones en Vaca Muerta—, coincidió en que la meseta ya está comenzando.

Cuando una cuenca madura, la lógica de los grandes operadores es históricamente predecible: dejan esa etapa a los actores más pequeños y salen a buscar el próximo gran desarrollo. “Los grandes, ¿qué hacen? Esto pasó en el convencional: se van. Le dejan eso a los chiquitos y se van a las cosas grandes”, explicó Aguilar.

El shale de Vaca Muerta, con sus dimensiones comprobadas —Argentina tiene la segunda reserva mundial de gas no convencional y la cuarta en petróleo, según la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos—, es uno de los destinos naturales de esa reubicación de capitales.

Entre 2027 y 2030 es probable que Estados Unidos alcance el pico de producción de petróleo, y después venga algo de decline (Hollub)

Chevron ya tiene uno de los mayores proyectos en Vaca Muerta, de USD 14.000 millones, aunque con la habilitación al RIGI pendiente. Continental, por su parte, aumenta gradualmente su exposición. La salida de ExxonMobil, en cambio, respondió a una lógica diferente: la compañía priorizó sus posiciones en Guyana y Venezuela, competidores directos de Argentina por ese mismo flujo de inversión. “No somos la última gota en el desierto”, reconoció Aguilar. “Venezuela, Guyana están ahí, y están más cerca. Pero Argentina empieza a ser una opción real, cuando antes directamente no lo era.”

Quiénes podrían ser los compradores de la energía argentina

El mapa de destinos del GNL argentino apunta en dos direcciones. Europa es el mercado más cercano y el que ya tiene contratos concretos: el proyecto Southern Energy, liderado por Pan American Energy, tiene comprometidas ventas a Alemania. La necesidad de diversificación post-Ucrania, ahora agudizada por el conflicto en el Golfo, mantiene viva esa demanda.

Destacan los analistas que el crecimiento estructural de largo plazo vendrá del continente asiático. India, Pakistán, Bangladesh y los países del sudeste asiático concentran la expansión de consumo más significativa de las próximas décadas, con Japón y China como compradores consolidados. “La enorme demanda va a venir de ahí, sin lugar a dudas”, afirmó la especialista, que tuvo un paso por Compañía General de Combustibles (CGC).

La distancia geográfica —un argumento frecuente contra la competitividad argentina— pierde peso frente a otros factores. Los mecanismos de swap de cargamentos permiten a los exportadores optimizar rutas sin costos de logística prohibitivos. Y la reconfiguración del tráfico en el Estrecho de Ormuz ya está generando redireccionamientos que hacen más competitivo el Paso de Drake, la ruta natural para el GNL argentino hacia los mercados asiáticos y europeos. “No te cambia la ecuación”, concluye Aguilar sobre el factor distancia.

El invierno de 2027 como primera prueba de fuego doméstica

Mientras se consolida el escenario exportador, el mercado interno también avanza hacia una transformación. Este invierno, la Argentina importó alrededor de 22 cargamentos de GNL para cubrir los picos de demanda. La ampliación del Gasoducto Perito Moreno de TGS, prevista para estar operativa antes del invierno de 2027, podría reducir esa cifra a un rango de entre 8 y 14 cargamentos, según distintas estimaciones del sector.

El Gasoducto Manuel Belgrano de TGN completaría la cobertura del Litoral y el norte del país en la etapa siguiente.

Los mecanismos de swap de cargamentos permiten a los exportadores optimizar rutas sin costos de logística prohibitivos

“A partir del año que viene, incluso Argentina produce GNL. Entonces ya es consumo de GNL, no importación”, dice Gabriela Aguilar. El cambio semántico refleja uno sustantivo: pasar de comprar en el mercado spot para tapar un déficit a gestionar el GNL como una variable más dentro de una matriz energética que empieza a tener superávit estructural.

El año electoral agrega una variable política a un momento técnico y financiero de alta densidad. La industria —operadoras, estudios de abogados, consultoras internacionales— observa con interés contenido. “Están todas explotadas de preguntas, todos esperando, teniendo todo en gatera para salir”, describe Aguilar. El viento de cola existe. La pregunta es si Argentina tiene la velocidad para aprovechar la racha antes de que amaine.

El Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi), tribunal que depende del Banco Mundial, aceptó la solicitud de Burford Capital y abrió un arbitraje contra Argentina por la nacionalización de YPF.

La información fue confirmada a Infobae por fuentes del Gobierno que entienden en la causa.

Burford fue el gran perdedor de una demanda de más de 10 años contra el estado local. Ese bufete inglés había comprado los derechos para litigar a un par de empresas que acudieron a la justicia de Estados Unidos por considerarse perjudicados luego de expropiación de la petrolera, en 2012.

En junio pasado, en un fallo histórico para el país, la Corte de Apelaciones de Nueva York, dio de baja el falló en primera instancia contra Argentina y evitó el reclamo por unos USD 18.000 millones que había iniciado Burford y tenía un fallo favorable en primera instancia de la jueza Loretta Preska.

Luego del duro revés, y que desplomara su cotización bursátil, Burford dijo que iba agotar las instancias que le quedaban: la corte Suprema de EEUU y el Ciadi. La acción de empresa hoy se desbarrancaba más de 7% y desde el días antes del fallo adverso de cámara hasta la actualidad, la empresa perdió más del 51% de su valor.

“Esto es otra instancia que arranca desde cero, nada tiene que ver con la victoria que consiguió argentina en los tribunales de Estados Unidos”, le aclararon fuentes oficiales a este medio.

“Hay 90 días para establecer el calendario procesal. Es un proceso distinto al litigio y, en general, el Ciadi no distribuye información sobre el caso, que era todo público. Solemos ser flexibles en eso y queremos que sea público el proceso, pero será parte de un acuerdo previo”, agregaron.

Una larga disputa

La disputa comenzó cuando el Estado argentino tomó el 51% de YPF, hasta entonces en manos de la española Repsol, mediante una ley aprobada por el Parlamento durante el Gobierno de Cristina Fernández. Burford Capital y la firma estadounidense Eton Park adquirieron los derechos de litigio e iniciaron acciones judiciales.

Preska condenó al Estado en 2023 a pagar USD 16.100 millones, una suma que con intereses llegaría a unos USD 18.000 millones, pero la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito revocó el fallo el 27 de marzo.

El tribunal resolvió que los reclamos contractuales de los accionistas contra el Estado argentino no eran admisibles bajo el derecho argentino y que las restantes demandas contra Argentina y la petrolera carecen de fundamento. También confirmó el rechazo de los reclamos contra YPF y devolvió el expediente para los procedimientos posteriores acordes con su decisión.

La sentencia fue aprobada por dos votos contra uno. Los jueces Denny Chin y Beth Robinson se pronunciaron a favor de Argentina, mientras que José Cabranes respaldó la posición de los demandantes. Los magistrados concluyeron que la Ley de Expropiación prevalece sobre el estatuto de la empresa.

La Cámara sostuvo: “Revocamos la sentencia dictada por el tribunal de distrito a favor de los demandantes en sus reclamos por incumplimiento de contrato contra la República, confirmamos la desestimación por parte del tribunal de distrito de los reclamos contra la República y YPF, confirmamos la sentencia dictada por el tribunal de distrito a favor de YPF y devolvemos el caso para que se realicen los procedimientos ulteriores de conformidad con esta opinión”.

En otro tramo, el tribunal señaló: “Sostenemos que las reclamaciones de los accionistas por daños y perjuicios derivados del incumplimiento de contrato contra la República Argentina y la empresa no son admisibles conforme al derecho argentino, y que las demás reclamaciones de los accionistas contra la República Argentina y la empresa carecen de fundamento”.

El Departamento de Justicia de Estados Unidos se había pronunciado en varias oportunidades durante las semanas previas a favor de la posición argentina.

Los motores actuales operan en escenarios cada vez más desafiantes. Cambios constantes en el tránsito urbano, trayectos largos por rutas y temperaturas extremas exigen a los vehículos un rendimiento superior. Ante este panorama, la protección y el cuidado del motor se vuelven fundamentales para quienes buscan prolongar el funcionamiento de sus autos y evitar imprevistos mecánicos.

Para responder a estas necesidades. ELAION desarrolló la tecnología EXTRADRIVE, ofreciendo una solución que abarca protección, limpieza y control térmico en un solo producto.

Triple acción para el cuidado del motor

La fórmula de ELAION EXTRADRIVE ofrece tres beneficios centrales:

• Mayor protección: Forma un blindaje molecular sobre las superficies metálicas del motor y mantiene una película lubricante resistente, incluso en condiciones de alta temperatura y máxima exigencia. Esto minimiza el desgaste y contribuye a extender la vida útil del motor.
• Mayor limpieza: Captura el hollín y lo mantiene suspendido, evitando depósitos perjudiciales sobre las piezas internas. Esto colabora con la limpieza del motor y garantiza un flujo de lubricación estable.
• Mayor control térmico: Reduce la fricción, evita puntos calientes y ayuda a disipar el calor generado durante el funcionamiento. Así, mantiene la protección durante todo el intervalo de uso.

Esta triple acción permite que el motor conserve su rendimiento y prolongue su vida útil, aun en situaciones de alta exigencia.

Protección en cada arranque

Las superficies metálicas dentro del motor trabajan a distancias microscópicas. La pérdida de resistencia en la película lubricante puede aumentar el contacto entre piezas, lo que eleva la fricción, la temperatura y el desgaste. La formulación de EXTRADRIVE orienta las moléculas del lubricante para formar una barrera protectora, minimizando estos riesgos.

Cada lubricante ELAION cuenta con una viscosidad HTHS adecuada a las necesidades específicas del motor, lo que asegura una capa resistente en zonas críticas, incluso a altas temperaturas.

Limpieza para un rendimiento sostenido

Durante la combustión, se generan partículas de hollín y contaminantes que pueden formar depósitos y alterar la circulación del aceite. El poder dispersante de doble afinidad química de EXTRADRIVE actúa capturando ese hollín y manteniéndolo suspendido dentro del lubricante, evitando que se deposite en las piezas del motor.

Este sistema facilita la retención de impurezas en el filtro y una película estable que minimiza el contacto metal con metal. De esta manera, se favorece un flujo de lubricación continuo y un funcionamiento prolongado.

Control térmico en condiciones extremas

El manejo de la temperatura resulta clave para proteger los componentes internos del motor. El lubricante reduce la fricción, ayuda a evitar puntos calientes y absorbe el calor para transportarlo lejos de las zonas críticas.

Según los datos informados, la calidad de las bases y la estabilidad térmica de ELAION EXTRADRIVE limitan la evaporación y la oxidación prematura del aceite. Esto permite conservar las propiedades del lubricante durante todo su período de uso.

Características principales de EXTRADRIVE

Para una visión sintética, los beneficios se resumen en:

• Blindaje molecular que minimiza el desgaste.
• Poder dispersante que mantiene limpio el interior del motor.
• Control térmico que ayuda a disipar el calor.
• Viscosidad HTHS adecuada para diferentes motores.
• Cumplimiento de normas internacionales API, ACEA e ILSAC.

Su tecnología cumple con los estándares establecidos por las principales normativas internacionales del sector: API (American Petroleum Institute), ACEA (Association des Constructeurs Européens d’Automobiles) e ILSAC (International Lubricant Standardization and Approval Committee). Además, supera pruebas de validación desarrolladas por fabricantes de vehículos líderes a nivel global.

Ese respaldo no es un dato menor: implica que la formulación fue sometida a protocolos de evaluación rigurosos, diseñados para verificar su desempeño en condiciones reales y su compatibilidad con los motores de distintas marcas y generaciones.

“Modo Compliance es un encuentro que se ha consolidado como un espacio de referencia para reflexionar, compartir experiencias y seguir fortaleciendo nuestro compromiso con la ética y la integridad. Cada nueva edición es una oportunidad para detenernos, mirar el camino recorrido y reafirmar una convicción que forma parte de nuestra identidad como compañía”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

La importancia de una cultura basada en la integridad

El encuentro, conocido como Modo Compliance, se realizó por sexto año consecutivo en la compañía. Nació como un espacio de conversación para analizar la agenda actual vinculada a la integridad y la ética. Desde YPF explicaron que la integridad forma parte de su ADN y que las decisiones se toman bajo parámetros éticos y transparentes, no solo por exigencia normativa, sino como convicción interna.

“En YPF, la integridad forma parte de nuestra cultura y de nuestro ADN. Se refleja en cada decisión que tomamos, en el cumplimiento de nuestros compromisos, en la transparencia con la que actuamos y, sobre todo, en la confianza que construimos con nuestros colaboradores, nuestros socios y toda la sociedad”, sostuvo Marín.

“Tenemos que seguir apostando a mejorar, a aprender y a estar preparados para los desafíos que vienen. La integridad es un compromiso que se construye todos los días y que nos involucra a todos”, agregó María Archimbal, Chief Compliance Officer de YPF.

Paneles y voces especializadas

Durante la jornada se destacaron diferentes bloques temáticos. El primero abordó la gobernanza corporativa y la integridad en la gestión, con la participación de Alejandro Díaz (síndico general de la Nación), Diego Martín Chaher (titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas) y Santiago Wortman Jofre (líder del equipo de Mercados de Capital e Instituciones Financieras de la Dirección de Asuntos Financieros y Empresariales de la OCDE).

El segundo analizó el fortalecimiento de los programas de compliance y anticorrupción desde una mirada global, con la intervención de María González Calvet y Sean Seelinger, socios de Ropes & Gray LLP.

A continuación, especialistas de estudios jurídicos nacionales e internacionales revisaron la evolución de la regulación y los nuevos desafíos vinculados con la FCPA, la SEC y el DOJ. Participaron María Elena Lapetina, Lisa Vicens, William Barry, Maximiliano D’Auro y Jason Linder.

Riesgos asociados a terceros y experiencias internacionales

Uno de los focos de la jornada fue la exposición a vulnerabilidades externas. Michael Paik, director Senior y asesor jurídico principal de Compliance Global en McDonald’s, expuso sobre la importancia de identificar y gestionar estos riesgos dentro de las organizaciones.

El cierre del evento incluyó la experiencia personal de Richard Bistrong, consultor en anti-soborno, ética y cumplimiento, quien compartió aprendizajes derivados de situaciones complejas en su carrera profesional.

Delia Ferreira Rubio, consultora internacional de Integridad, ex presidenta de Transparency International y miembro del Consejo Global sobre Buen Gobierno del Foro Económico Mundial, aportó una perspectiva sobre los avances y la necesidad de seguir fortaleciendo la cultura de integridad y transparencia en el contexto actual.

Una mirada hacia adelante

Esta sexta edición de Modo Compliance mostró que la construcción de confianza y transparencia es un trabajo permanente. Los desafíos del contexto actual exigen a las organizaciones adaptarse, mejorar y aprender todos los días para consolidar una cultura corporativa sostenible basada en la ética.

Por el conflicto en Medio Oriente, el precio internacional del petróleo acumula una suba de casi 27% en menos de un mes, un alza que volvió a poner presión sobre el valor de los combustibles en la Argentina. Desde el piso de USD 85 por barril registrado el 26 de agosto, el Brent trepó sin pausa hasta rozar los USD 109 esta semana, USD 5 menos que su nivel más alto en lo que va del año (tuvo picos de USD 114), mientras que este lunes cotiza en torno a los USD 108. En ese contexto, las principales petroleras dijeron estar conversando con el Ministerio de Economía una eventual corrección en el precio de los combustibles, según pudo saber este medio de fuentes del sector. Aunque hay diferencias según la empresa.

YPF, que concentra alrededor del 55% del mercado de combustibles y opera como referencia de precios para el resto de la industria, no tiene previsto modificar sus valores en lo inmediato. Fuentes de la compañía indicaron que se mantendrá, al menos por ahora, el precio vigente. Según el relevamiento del medio especializado Surtidores, el litro de nafta súper ronda hoy los $2.059 en las estaciones de servicio. Desde el Ministerio de Economía, en tanto, señalaron que no tienen información sobre esas tratativas y que, dado el funcionamiento de la cuenta corriente compensadora durante el conflicto, una corrección en el corto plazo les resultaría prematura.

Para dimensionar la brecha que se abrió entre el precio internacional y el interno, un análisis del economista de Empiria Santiago Capdevila, analizó: “Con Brent en USD 108 y naftas priceadas a USD 84, el traslado potencial sería de 15,7% en surtidor y sumaría cerca de 0,7 puntos porcentuales al IPC”, estimó. Sin embargo, el propio Capdevila resaltó que ese cálculo parte de un supuesto que no ocurrirá: una corrección total de un día para el otro, de manera que el número refleja la magnitud del desajuste acumulado, no una proyección de lo que sucederá.

El antecedente del buffer

La situación actual invierte la lógica del mecanismo que el sector implementó a principios de año. Entre abril y junio de este año, durante el pico del conflicto entre Estados Unidos e Irán, YPF puso en marcha un sistema de amortiguación —conocido como buffer, que cumplía la consigna de “YPF te ayuda / vos ayudás a YPF”. La iniciativa, presentada por el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín— buscaba evitar que la volatilidad del Brent se trasladara de forma directa al surtidor. El esquema inició el 1° de abril y se prorrogó en mayo por 45 días adicionales, permitió que el precio de la nafta súper se sostuviera en torno a los $2.000 durante esos meses, pese a que el barril llegó a superar los USD 100.

Cuando el Brent comenzó a ceder —impulsado por el anuncio de un principio de acuerdo entre Washington y Teherán— y se estabilizó en torno a los USD 75 y USD 80, el buffer se dio por concluido. La lógica del mecanismo establecía que, una vez normalizado el precio internacional, las petroleras debían recuperar primero los márgenes resignados durante el conflicto antes de trasladar la baja al consumidor. Ahora, con el crudo nuevamente en alza, esa ventana de absorción se cerró y ahora el efecto es el inverso: lo que se suman son pérdidas.

Las ventas de combustible cayeron a su nivel más bajo en dos años

El debate sobre precios llega en un momento de debilidad en la demanda. Según un análisis del Instituto Argentina Grande (IAG), en los primeros siete meses de 2026 el despacho de nafta totalizó 5.667,3 millones de litros, un 5,26% por debajo del mismo período de 2023 —cuando se habían vendido 5.981,8 millones— y el registro más bajo en dos años. La nafta premium acumuló la mayor caída, con un retroceso del 7,3% frente a 2023, mientras que la súper bajó 4,5%.

El dato se superpone con otro factor de presión sobre el precio final: el impuesto a los combustibles subió 1.387% desde el cambio de gestión, muy por encima del 329% de inflación acumulada en el mismo lapso. Hoy, de los aproximadamente $2.059 que cuesta el litro de súper, unos $411 corresponden a ese tributo. A principios de septiembre, el Gobierno volvió a postergar, por decreto y hasta el 1° de octubre, la actualización de ese gravamen —la decimotercera postergación desde 2024—, esta vez sin aplicar subas parciales como en ocasiones anteriores.

De todas formas, cualquier movimiento en el precio de los combustibles quedará supeditado a tres variables: el nivel al que se estabilice el Brent en las próximas semanas, el resultado de las conversaciones entre las petroleras y el Ministerio de Economía, y la decisión que tome YPF como fijador de precios de referencia del mercado. Las otras compañías, históricamente, replican lo que haga la empresa de mayoría estatal.

El mayor proyecto de la historia de YPF —y el desembolso privado más grande anunciado en la Argentina hasta el momento— ya tiene compradores. Se trata de Argentina LNG, la iniciativa que la petrolera de mayoría estatal lleva adelante junto a la italiana Eni y la emiratí XRG para exportar gas natural licuado (GNL) desde las costas de Río Negro al mundo.

Así lo confirmó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, en la feria Gastech 2026 —la mayor conferencia y exposición mundial dedicada al gas natural— que se lleva a cabo esta semana en Bangkok, consignó Bloomberg. Según adelantó, la compañía está próxima a firmar entre dos y tres contratos de venta de entre 0,5 y 1,5 millones de toneladas anuales. Fuentes con conocimiento de las negociaciones aseguraron a Infobae que ya es más de un acuerdo cerrado, más de lo que trascendió públicamente. La decisión final de inversión está prevista para noviembre.

Hay un dato, sin embargo, que matiza el avance en la comercialización del GNL: Eni y XRG, además de ser socios con participaciones accionarias de alrededor del 32% cada uno, son también offtakers; es decir, compradores de parte de la producción que se genere. Eso significa que una fracción del GNL ya tiene destino asegurado —hacia los propios socios— antes de que se firme un solo contrato con terceros. Los acuerdos que se están cerrando ahora corresponden al volumen que queda disponible para el mercado abierto, una vez descontada esa porción.

La infraestructura prevista para el proyecto es de escala inédita para la industria energética argentina. El plan contempla dos barcos fábrica licuefactores frente al Golfo San Matías, en Río Negro, con una capacidad mínima de producción de 12 millones de toneladas anuales, escalable hasta 18 millones. Para llegar hasta allí, se construirá un gasoducto de 527 kilómetros desde Neuquén, un poliducto para líquidos asociados y una planta de tratamiento de escala comparable a la refinería que YPF tiene en La Plata, el complejo industrial más grande del país que abastece aproximadamente el 41% de las naftas y el 39% del gasoil que se consumen en la Argentina.

De acuerdo con su presentación oficial en el RIGI, la inversión total asciende a USD 51.000 millones, distribuidos entre las etapas de upstream, midstream y downstream, y se financia en un 70% con crédito internacional y un 30% con aportes directos de los socios.

El mayor proyecto bajo el RIGI todavía espera aprobación

Argentina LNG presentó su adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) a mediados de agosto, convirtiéndose en el mayor proyecto inscripto hasta el momento en ese programa. La aprobación oficial, sin embargo, aún está pendiente. En diversas apariciones mediáticas, Marín fue categórico sobre la relación entre el marco regulatorio y la viabilidad del proyecto: “Sin RIGI hoy no hay LNG. Lo dije al principio y lo sigo diciendo”, dijo en declaraciones previas a Infobae.

Los bloques que alimentarán el proyecto ya están definidos y distribuidos: YPF controla el 36% del upstream, mientras que Eni y XRG tienen el 32% cada una, en áreas administradas por UPCO ARLNG I S.A.U., la sociedad creada específicamente para el proyecto. Las reservas provienen de Vaca Muerta, la formación de shale que posicionó a la Argentina como el segundo yacimiento de gas no convencional más grande del mundo.

El financiamiento avanza en paralelo. Según reveló Marín en marzo durante el CERAWeek, 47 bancos participaron de las primeras rondas para la primera etapa —valuada en USD 15.500 millones— y el monto total ofrecido llegó a 2,4 veces lo requerido. JP Morgan lidera el diseño financiero junto al banco Santander, con el objetivo de cerrar antes de fin de año. La última novedad concreta es el lanzamiento de la licitación de tubos para dos gasoductos de 48 pulgadas y un poliducto de 24 pulgadas, valuada en alrededor de USD 2.000 millones, con adjudicación prevista para noviembre o principios de diciembre.

El mercado global de GNL atraviesa su momento de mayor tensión en años

Los contratos que negocia YPF llegan en un contexto de fuerte turbulencia en el mercado mundial de GNL. Según el informe trimestral de la Agencia Internacional de Energía (AIE), entre marzo y junio de este año las exportaciones de Qatar y los Emiratos Árabes Unidos cayeron 35.000 millones de metros cúbicos respecto del mismo período del año anterior, como consecuencia directa de las disrupciones en el golfo Pérsico y el estrecho de Ormuz. El declive fue parcialmente compensado por el crecimiento de la producción en América del Norte, África y Australia, pero el mercado quedó ajustado.

El comercio global de GNL alcanzó un récord de 437 millones de toneladas en 2025, con un crecimiento del 6,3% respecto del año anterior, según el World LNG Report 2026 de la Unión Internacional del Gas (IGU, por sus siglas en inglés). Estados Unidos se consolidó como el mayor exportador mundial, con 110,7 millones de toneladas, seguido por Qatar. La capacidad global de licuefacción llegó a 524,5 millones de toneladas anuales al cierre de 2025.

En ese escenario, los compradores asiáticos y europeos aceleraron la búsqueda de proveedores alternativos a los del Golfo Pérsico. Marín lo describió con precisión en Houston, durante el foro CERAWeek by S&P Global, en marzo: “Esta guerra aceleró el GNL de Argentina de una forma que no se imaginan. Hoy la seguridad energética pesa más que el precio”, dijo. Y agregó: “Somos un país que está lejos de los conflictos internacionales y eso nos convierte en un proveedor muy seguro”.

Argentina apunta a exportar USD 10.000 millones anuales en GNL desde 2031

Las proyecciones de YPF para Argentina LNG son de largo alcance. Según Marín, el proyecto generará exportaciones por USD 10.000 millones anuales a partir de 2031 —un tercio de los USD 30.000 millones totales que la empresa proyecta para ese año—, con contratos de largo plazo apuntados principalmente a Europa y Asia. El impacto, aseguró, se extendería durante dos décadas.

En este escenario, la Argentina cuenta con dos proyectos de licuefacción de gas. Al Argentina LNG se le suma Southern Energy (SESA), liderado por Pan American Energy (PAE) con participación también de YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.

El proyecto avanza en paralelo con una escala menor pero un calendario más cercano, ya que será el primero de los dos en ponerse en marcha. De hecho, a comienzos de año firmó un contrato por USD 7.000 millones con la empresa estatal alemana Securing Energy for Europe (SEFE) para exportar 2 millones de toneladas anuales durante ocho años a partir de fines de 2027. Ese volumen representa cerca del 80% de la capacidad del primer buque licuador de SESA, el Hilli Episeyo, que operará también frente al Golfo San Matías.

Con ambos proyectos combinados, la Argentina podría exportar más de 14 millones de toneladas anuales de GNL desde 2031, lo que la ubicaría entre los mayores proveedores emergentes del mundo en este combustible.

Luego de cumplir la meta de compras de reservas con el Fondo Monetario Internacional (FMI), el Banco Central (BCRA) bajó el ritmo de adquisiciones por la menor oferta, pero también para no generar presiones adicionales en el dólar. Mientras tanto, la entidad sigue de cerca los USD 4.400 millones que aún restan por liquidarse de colocaciones de de deuda empresas y gobiernos subnacionales, una cifra que podría ser mayor tras la reciente emisión de YPF en el mercado internacional.

El dato surgió de una presentación del vicepresidente del BCRA, Vladimir Werning, durante la 47° Convención Anual del Instituto Argentino de Ejecutivos de Finanzas (IAEF) que se desarrolló en Iguazú. El gráfico mostró que las colocaciones de títulos de deuda de empresas y gobiernos provinciales sumaron USD 20.200 millones, mientras que el ingreso de esos recursos al mercado libre de cambios llegó a USD 15.800 millones. Lo que expone una diferencia entre ambas cifras de USD 4.400 millones que están pendientes de liquidación.

El seguimiento de las Obligaciones Negociables (ONs) y de la deuda subsoberana tomó relevancia ante el menor ritmo de compras de reservas del BCRA. Cuando una empresa o una provincia obtiene financiamiento en moneda extranjera y liquida esos fondos en el mercado, el ingreso incrementa la oferta de dólares dando la posibilidad al BCRA de efectuar compras y no generar presiones sobre el tipo de cambio. Buena parte de las compras del BCRA se explican por este flujo.

Menor ritmo de compras

En lo que va del año, el BCRA acumuló compras por USD 14.207 millones. Esa cifra superó la meta anual de USD 10.000 millones acordada con el Fondo Monetario Internacional (FMI) y las proyecciones contemplan que la acumulación podría llegar a USD 16.000 millones antes del cierre del año.

Pese a ello, se generan criticas a la baja en el ritmo de compra de reservas internacionales que llevo a cabo en los últimos meses el BCRA a los fines de no generar presiones adicionales en el dólar mayorista que ya superó los 1.500 pesos. Ahora los USD 4.400 millones que identificó Werning de títulos que se colocaron pero no se liquidaron podrían generar un oportunidad para aumentar el volumen de adquisiciones.

A la espera de YPF

A ese universo de operaciones se debe agregar la reciente colocación internacional anunciada ayer por YPF, que emitió bonos por USD 1.200 millones con vencimiento en junio de 2035. La emisión fue la más grande lograda por una empresa argentina en los últimos 11 años. El bono tuvo un plazo de nueve años y se colocó a una tasa de interés de 7,55%, con una tasa efectiva de 7,85 por ciento.

La compañía informó que el spread frente a los bonos del Tesoro de Estados Unidos llegó a 300 puntos básicos (p.b.). Según YPF, ese nivel fue el más bajo que alcanzó la firma en su historial dentro del mercado internacional de capitales. “Hoy hicimos historia con YPF. Emitimos USD 1.200 millones en el mercado internacional a 9 años: el mayor monto de los últimos 11 años para una empresa argentina”, afirmó el presidente de YPF, Horacio Marín.

Los fondos de la nueva emisión tendrán dos destinos. YPF utilizará una parte para la precancelación de dos Obligaciones Negociables internacionales con vencimientos entre 2027 y 2029. El resto se destinará a financiar el plan de crecimiento de la empresa, denominado Plan 4x4. Por lo que va ampliar el conjunto de emisiones corporativas que pueden aportar dólares al mercado. “Primero tienen que cerrar la recompra de ONs”, comentaron fuentes de YPF a Infobae ante la consulta sobre cuándo se generaría la liquidación de los dólares restantes.

La colocación por USD 1.200 millones de YFP también se produjo en un contexto en el que el mercado espera otras emisiones. Una de las operaciones más cercanas es la de la provincia de San Juan, que debutará en los mercados internacionales con un bono por USD 600 millones. Esa emisión futura no integró los datos acumulados en el gráfico del BCRA, pero se sumará a las operaciones que pueden modificar el flujo de dólares hacia el mercado libre de cambios.

Las emisiones de deuda por parte de las empresas y de las provincias es posible, según la visión del ministro de Economía, Luis Caputo, porque Gobierno no sale a colocar en el mercado internacionales pese al clamor de distintos analistas para que lo haga.

“Es importante y se valora poco que el Gobierno no este saliendo a los mercados internacionales contrariamente a lo que se dice. Mientras tengamos la oportunidad de refinanciar la deuda a costo más bajo no lo vamos a hacer porque lo que logramos es darle más espacio tanto al sector privado, a las compañías, como a las provincias para que puedan financiarse. Porque el cupo que Argentina tiene en los mercados internacionales es limitado, nuestros 100 años de historia defaulteando pesan”, aseguró Caputo en el evento Vientos de cambio.

La nueva escalada del precio internacional del petróleo, como consecuencia del conflicto en Medio Oriente, empieza a alejar la posibilidad de una baja en los surtidores argentinos. El barril Brent cerró el jueves en USD 107,63, su nivel más alto desde mediados de mayo, tras una jornada en la que los contratos llegaron a rozar los USD 108 por el recrudecimiento de los ataques en el estrecho de Ormuz y la toma de un puerto estratégico en el mar Rojo por parte de los rebeldes hutíes. Desde los mínimos de principios de agosto, el crudo acumula una suba superior al 30 por ciento.

La escalada se aceleró después de que Estados Unidos destruyera cinco petroleros iraníes cargados de crudo cerca de la isla de Kharg y de que Irán respondiera con ataques sobre una base estadounidense en Jordania y sobre buques en el estrecho de Ormuz.

La Guardia Revolucionaria iraní informó el miércoles que sus fuerzas atacaron dos buques estadounidenses, ocho petroleros y una decena de embarcaciones en ese estrecho, además de la base en territorio jordano. Simultáneamente, los hutíes —alineados con Teherán— tomaron el control del puerto yemení de Mocha, lo que representa una nueva amenaza para el tráfico en el mar Rojo.

El conflicto ya no tiene un solo punto de ruptura

El analista Simon-Peter Massabni, director de desarrollo empresarial de XS.com, destacó que los ataques desde Yemen contra instalaciones energéticas sauditas suponen “una nueva fuente de riesgo para el mercado” que amplía las preocupaciones más allá de Irán y el estrecho de Ormuz.

Según Massabni, la amenaza “ya no se limita a un único punto de estrangulamiento”, sino que ahora incluye la posibilidad de que las interrupciones se extiendan por las rutas de exportación regionales, las instalaciones de producción de crudo y otras infraestructuras energéticas.

Un análisis de S&P Global Energy sostuvo que, dado que las perspectivas de una resolución del conflicto se desvanecieron y que el Brent superó recientemente los USD 100 por primera vez desde julio, “los mercados del crudo se están asentando en una nueva normalidad prolongada en la que el riesgo de interrupciones es persistente, no episódico”.

La amenaza ya no se limita a un único punto de estrangulamiento, sino que ahora incluye la posibilidad de que las interrupciones se extiendan por las rutas de exportación regionales, las instalaciones e infraestructuras (Massabni)

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) rebajó el jueves su previsión de crecimiento de la demanda mundial de crudo para 2026 a 380.000 barriles diarios —su quinta revisión a la baja consecutiva—, aunque informó que la producción de los países del Golfo Pérsico subió 1,6% en agosto.

El mecanismo que amortiguó la suba ya no tiene margen

El impacto de la nueva escalada de los precios internacionales llega en un momento particularmente delicado para el mercado local de combustibles. Entre abril y fines de junio, YPF —con más del 55% del mercado— activó un mecanismo de amortiguación de precios para evitar que la volatilidad del Brent durante la guerra entre Estados Unidos e Irán se trasladara directamente a los surtidores. El sistema, replicado por el resto de las petroleras, logró mantener el precio de la nafta súper en torno a $2.000 durante esos meses.

Pero ese esquema tenía una condición implícita: antes de bajar el precio en el surtidor, las refinadoras debían recuperar las ganancias resignadas durante los meses de conflicto. Con el crudo volviendo a subir, ese margen de recuperación se achica o directamente desaparece.

Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy, ya había advertido en junio que, aun con una eventual caída del crudo, los valores en el surtidor no bajarían en el corto plazo y estimó un plazo mínimo de dos meses desde que el Brent efectivamente corrigiera.

La velocidad del ajuste, explicó Dreizzen, dependería del nivel en que se estabilizara el crudo: si lo hace cerca de los USD 70, el período de compensación se acortaría; si se consolida en torno a los USD 80 o USD 90, se extendería. Con el barril ahora por encima de los USD 100, ese cálculo quedó desactualizado.

Las ventas de nafta acumulan seis meses de retroceso

La suba de precios ya dejó su marca en el consumo. En los primeros siete meses de 2026 el despacho de combustibles registró su nivel más bajo de los últimos dos años: 5.667 millones de litros entre enero y julio, 5,26% menos que en el mismo período de 2023, cuando se habían despachado 5.981,8 millones de litros, según un análisis del Instituto Argentina Grande (IAG). La venta de nafta premium registró el mayor desplome, con una caída del 7,3% frente a 2023, mientras que la súper retrocedió 4,5 por ciento.

La venta de nafta premium registró el mayor desplome, con una caída del 7,3% frente a 2023, mientras que la súper retrocedió 4,5 por ciento

El dato de julio fue el más preocupante para el sector: las estaciones de servicio despacharon 1.368.722 metros cúbicos de combustibles, 6,4% menos que en julio de 2025, según la Secretaría de Energía.

El impuesto a los combustibles subió 1.387% desde el cambio de gestión

A la presión del crudo internacional se suma el peso de la carga tributaria interna. Según el IAG, el impuesto a la transferencia de combustibles subió 1.387% desde el cambio de gestión, muy por encima del 329% de inflación acumulada en el mismo lapso.

Su participación en el precio del surtidor pasó del 8,9% en noviembre de 2023 al 20,1% en agosto de 2026: de los $2.045 que cuesta hoy un litro de nafta súper en la Ciudad de Buenos Aires, $411 corresponden a impuestos.

El 1° de septiembre debía entrar en vigor un nuevo aumento de ese tributo, pero un decreto publicado en el Boletín Oficial postergó la actualización hasta el 1° de octubre. Se trata de la decimotercera postergación de este tipo desde 2024. El fundamento oficial, repetido desde hace más de dos años, es “continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible”.

Las 24 jurisdicciones del país registraron menor venta de nafta en 2026 respecto de 2023. Misiones lideró la caída con 32,48%, seguida por Formosa 26,26%. Le siguieron Corrientes (18,83%), La Rioja (15,73%) y Entre Ríos (15,31 por ciento).

Cualquier proyección sobre una baja de la nafta en los surtidores argentinos permanece en suspenso

El IAG atribuyó el fenómeno al efecto frontera: en las provincias limítrofes, el precio de la nafta subió por encima del de los países vecinos, lo que derivó en que parte de la demanda se desplazara al otro lado de la frontera. Buenos Aires (0,65%) y Neuquén (0,84%) registraron el menor retroceso, esta última favorecida por la actividad vinculada a Vaca Muerta.

El presidente Donald Trump advirtió Estados Unidos podría extender las operaciones militares y que la guerra probablemente se prolongará más allá de las elecciones de mitad de mandato de noviembre.

Según The Wall Street Journal, altos asesores de la Casa Blanca trasladaron al mandatario que el conflicto podría extenderse incluso más allá de la próxima investidura presidencial, prevista para enero de 2029.

Mientras el conflicto no muestre señales de resolución, cualquier proyección sobre una baja de la nafta en los surtidores argentinos permanece en suspenso.

Septiembre arrancó con el mercado primario a pleno. Tras un agosto flojo, en el que las colocaciones de empresas y provincias apenas sumaron USD 659 millones —el segundo peor mes desde que las emisiones se destrabaron tras las elecciones legislativas—, las compañías argentinas volvieron a encontrar demanda en el exterior.

Tecpetrol reabrió su ON Clase 10 con vencimiento en enero de 2033 por USD 450 millones, por encima de los USD 300 millones que buscaba inicialmente, a un rendimiento del 7,25% anual. Con esta ampliación, el título alcanzó un monto en circulación total de USD 850 millones.

Dos días después, YPF colocó USD 1.200 millones en su nueva ON Clase XLIV a nueve años, luego de recibir ofertas por cerca de USD 2.200 millones. Esta emisión marcó un hito en la historia de YPF: logró capturar el mayor monto de los últimos once años para una empresa argentina. Además, la tasa efectiva fue del 7,85% anual, con un diferencial contra los bonos del Tesoro americano de 300 puntos básicos, el más bajo obtenido por la compañía en el mercado internacional. Los fondos serán utilizados principalmente para una oferta de recompra sobre las ON con vencimiento en 2027 y 2029, una señal clara de que el objetivo es alargar el perfil de vencimientos a un costo razonable.

Más emisiones hasta fin de año

Para dimensionar la magnitud del fenómeno, vale la pena repasar los números que publicó el BCRA esta semana. Según la última presentación institucional de la entidad, empresas y gobiernos provinciales emitieron USD 20.200 millones desde las elecciones legislativas nacionales —sin incluir las emisiones de esta semana mencionadas arriba— y liquidaron USD 15.800 millones de ese total en el mercado oficial de cambios.

Empresas y gobiernos provinciales emitieron USD 20.200 millones desde las elecciones legislativas nacionales —sin incluir las emisiones de la semana— (BCRA)

Queda, entonces, una brecha de USD 4.400 millones entre lo emitido y lo liquidado, monto sensiblemente superior a los USD 2.300 millones de vencimientos que enfrentarán estos emisores en el segundo semestre de 2026.

A esto se sumaría la potencial emisión de San Juan por alrededor de USD 600 millones. Los motivos detrás de nuestra expectativa son varios: el riesgo país volvió a perforar los 500 puntos básicos (490 pbs), los spreads de crédito en mercados emergentes se mantienen comprimidos, y esperamos que las empresas locales busquen prefinanciar sus necesidades de 2027 para adelantarse a la volatilidad electoral.

Efecto sobre los precios de los bonos

En este contexto, es razonable pensar que otras compañías argentinas con proyectos de inversión en el marco del RIGI aprovechen la oportunidad antes de que el calendario electoral de 2027 empiece a pesar sobre las valuaciones de sus bonos.

San Juan: el debut provincial que nos entusiasma

A pesar de no contar con antecedentes en los mercados internacionales, la provincia de San Juan tiene potencial para convertirse en una de las historias más interesantes del universo subsoberano. En 2025 cerró con un superávit fiscal primario equivalente al 2% de sus ingresos totales, pese a representar un año particularmente adverso para las finanzas provinciales.

El punto central es que ese resultado todavía no incorpora el ciclo minero: las regalías representan apenas entre el 2,3% y el 2,4% de los ingresos, una participación que debería crecer de forma sostenida a medida que entren en producción los proyectos de cobre de gran escala.

De las 24 iniciativas aprobadas bajo el RIGI, cuatro son proyectos mineros ubicados en San Juan, con un capex proyectado de USD 21.700 millones, equivalente al 38,8% de toda la inversión comprometida bajo el régimen.

San Juan tiene potencial para convertirse en una de las historias más interesantes del universo subsoberano. En 2025 cerró con un superávit fiscal primario equivalente al 2% de sus ingresos totales

A esto se suma el reciente anuncio de Vicuña: la empresa se comprometió a realizar antes de fin de año un aporte no reembolsable de USD 250 millones para obras de infraestructura y, una vez operativa la mina, pagará el equivalente al 1,5% de sus ingresos brutos a partir del sexto año de producción, por encima de la regalía provincial del 3 por ciento.

El monto de USD 600 millones que circuló en los medios luce razonable y consistente con un programa ambicioso de infraestructura. Aun asumiendo la colocación completa, los pagos totales de deuda de la provincia rondarían los USD 51 millones anuales, con una cobertura de caja superior a 12 veces, muy por encima de cualquier otro crédito provincial.

Estimamos que la estructura podría replicar la reciente emisión de Neuquén (vencimiento en 2034/35, amortización escalonada de capital y cupón alineado con el rendimiento de colocación).

Al tratarse de su primera incursión en el mercado, y dado que buena parte de la historia minera todavía está en etapa de ejecución, creemos que San Juan debería ofrecer una prima de entre 75 y 125 puntos básicos respecto del Neuquén 2034, que hoy rinde cerca de 7,75 por ciento.

Un rendimiento en la zona del 8,5% anual para un crédito con superávit fiscal, deuda mínima y un ciclo de inversiones sin precedentes nos parece una relación riesgo-retorno muy atractiva, que posiciona a la provincia como una alternativa natural para diversificar carteras concentradas en Neuquén, Santa Fe y Córdoba, nuestros tres créditos preferidos hasta ahora.

¿Qué significa todo esto para el tipo de cambio y el carry?

La reapertura de la ventana de emisiones no es solo una buena noticia para los emisores: es uno de los pilares de nuestra visión de estabilidad cambiaria para los próximos meses. Cada dólar que ingresa por la cuenta financiera vía colocaciones de deuda es oferta adicional en el mercado oficial, que permite al BCRA acelerar el ritmo de compras sin presionar el tipo de cambio.

Septiembre combina ese flujo con otros factores favorables: estimamos que los pagos por importaciones de energía caen unos USD 350 millones respecto de los cerca de USD 800 millones mensuales de julio y agosto por el fin del invierno, la liquidación del agro todavía tiene margen —la soja lleva comercializado el 53,6% de la cosecha, por debajo del promedio de 60,1% para esta altura del año— y el flujo de pago de dividendos al exterior se va normalizando.

El flujo de pago de dividendos al exterior se va normalizando

El principal riesgo para este escenario sigue siendo la demanda de dólares para atesoramiento: el último Balance Cambiario del BCRA, correspondiente a julio, mostró un claro repunte de la formación de activos externos del sector privado. Vale aclarar, sin embargo, que buena parte de lo atesorado está logrando quedarse en el sistema, lo que permite financiar más préstamos en dólares que se liquidan también en el mercado oficial.

Con un tipo de cambio que esperamos estable y tasas en pesos que encontraron un nuevo equilibrio, el carry trade vuelve a ser atractivo. Desde la inyección de liquidez de $1,27 billones del BCRA el 18 de agosto, la caución se estabilizó cerca del 20% Tasa Nominal Anual, el stock de repos de los bancos con el Central aumentó a $2,6 billones y las curvas de tasa fija y CER muestran calma.

A esto se suma que la inflación de agosto desaceleró a 1,7% mensual, lo que permite al gobierno adoptar una postura monetaria menos restrictiva hacia adelante.

En este contexto, nos sentimos más cómodos para sumar duration de manera gradual, aunque entendemos que no todos los inversores quieren asumir riesgo peso puro de cara al calendario electoral. Para ese perfil, nuestro instrumento preferido es el bono dual TMVE8, que paga lo máximo entre un flujo en pesos (Tamar + 678 puntos básicos) y un flujo ajustado por tipo de cambio oficial (dólar linked + 5,6%), con vencimiento el 31 de enero de 2028.

Es la forma de capturar el carry de los próximos meses con un seguro incorporado ante una eventual corrección cambiaria durante el período electoral. Para quienes prefieren evitar el riesgo peso por completo, esperamos que en las próximas semanas la oferta de San Juan permita obtener rendimientos atractivos en dólares de entre 8,5% y 9% anual para niveles de calidad crediticia muy sólidos.

El autor es analista de Research Asset Management de Portfolio Personal Inversiones (PPI)

La estabilidad cambiaria y el control monetario están rindiendo sus frutos con la nueva baja de la inflación, que en agosto arrojó 1,7%, el menor valor del año. A pesar de la buena noticia, hubo datos que no resultaron tan positivos en el IPC divulgado por el Indec: el rubro alimentos aumentó 1,8% (levemente por encima del nivel general), mientras que la Canasta Básica Total (que es la que se toma en cuenta para el umbral de pobreza) subió 2,6 por ciento.

Luego de esta nueva disminución, el objetivo del Gobierno es ahora mantener el ritmo de desinflación. Si bien será difícil conseguir niveles más bajos, al menos el objetivo pasa por mantenerse debajo del 2% en lo que queda de 2026.

Según el último Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM), la inflación minorista se mantendría en un rango de 1,6% a 1,8% en lo que resta del año. Y en los próximos doce meses el índice podría disminuir del 33% interanual actual a solo 20 por ciento.

El camino no luce sencillo. Uno de los principales escollos pasará por el precio de la nafta, que viene prácticamente sin cambios hace tres meses. Hubo variaciones del 1% o menos por la aplicación del impuesto, pero YPF decidió mantener los valores sin cambios a partir de un descenso del barril de petróleo Brent debajo del USD 80.

Sin embargo, este escenario sufrió un cambio drástico. Ayer se registró otro fuerte salto de la cotización hasta los USD 105, a partir de nuevos enfrentamientos en la zona del Golfo Pérsico.

El presidente de YPF, Horacio Marín, viene aplicando su política de “micro pricing” para amortiguar estos impactos. Sin embargo, si el barril se mantiene por arriba de USD 100 un par de semanas parece casi imposible que se puedan mantener los actuales precios de los combustibles. Que el dólar se mantenga estable es relevante, pero no alcanza para que no haya ajustes en los surtidores.

El precio de los alimentos aparece como otro tema relevante para seguir la evolución del IPC en los próximos meses. En agosto mostró resistencia a la baja y los primeros sondeos de septiembre muestran incluso un salto semanal más significativo, que como mínimo complica una baja adicional del índice en septiembre.

La carne, que se mantuvo muy estable en los últimos meses, también es candidata a mostrar un repunte por motivos estacionales ya que a partir de primavera hay mayor retención de vientres. Y por otra parte se registra récord de exportaciones, lo que también impulsa los precios en el mercado interno.

No es todo. Las tarifas volvieron a ser el rubro que más subió en agosto (2,8%) y será relevante también para mantener el índice debajo del 2%. En septiembre tendrán un rol relevante, porque los ajustes definidos son inferiores a los de agosto, lo que ayudará para que el salto mensual resulte menos significativo.

El dólar es otra de las variables muy relevantes para mantener el IPC debajo del 2% mensual. El Gobierno ya dio señales muy concretas destinadas a evitar movimientos bruscos. En agosto, por ejemplo, aumentó poco más de 1%, por debajo de la inflación registrada en el mes. Esto corre en paralelo con una política de máximo control de los agregados monetarios, que vienen cayendo en términos reales desde el arranque de 2026.

El Banco Central redujo a su mínima expresión la compra de divisas en lo que va de septiembre para evitar un salto del tipo de cambio. Ayer, por ejemplo, fueron apenas USD 6 millones, una de las menores cifras de los últimos tiempos (dejando de lado el lunes que terminó con saldo neutro, coincidiendo con el feriado de Estados Unidos).

Más allá de reducir su nivel de participación en el mercado cambiario, el Central también opera con venta de futuros y bonos ajustados al tipo de cambio para disminuír la demanda de las empresas por dólares oficiales.

Pasaron poco más de 15 días desde que YPF habilitó la posibilidad de comprar y vender acciones desde su propia aplicación, y el número de nuevos accionistas ya supera los 15.000. Así lo informó el presidente y CEO de la petrolera de mayoría estatal, Horacio Marín, a través de su cuenta en la red social X, donde detalló que en ese lapso se vendieron 550.000 acciones de la compañía y que el promedio diario de operaciones superó las 60.000.

“Quiero contarles algo que me pone muy contento: en los primeros 15 días, ya se compraron 550.000 acciones de nuestra compañía a través de App YPF”, escribió Marín. El mensaje concluyó con un agradecimiento a los usuarios: “Gracias por elegirnos. Vamos por más”.

El split accionario que impulsó la operatoria

La función de compra y venta de acciones dentro de la aplicación se habilitó el pasado 18 de agosto, después de que YPF aplicara un split accionario de 10 a 1 que redujo el precio unitario del papel sin modificar el valor total de cada tenencia. La medida multiplicó por 10 la cantidad de acciones en manos de cada inversor y buscó mejorar la liquidez del título en el mercado local.

La herramienta funciona en horario de mercado, de 10:30 a 17, y surgió de una alianza entre la petrolera y el banco Santander, que administra los fondos de los usuarios de la app. Se trata de una de las pocas compañías del mundo en ofrecer ese tipo de operatoria dentro de su propia aplicación, que además permite fondear saldos, pagar en estaciones de servicio, hacer transferencias y recargas.

Antes del lanzamiento del split, YPF había cerrado el segundo trimestre de 2026 con un EBITDA ajustado de USD 2.804 millones, el más alto de su historia, y una utilidad neta de USD 1.205 millones. La deuda neta de la compañía cayó a USD 7.654 millones, con un ratio de apalancamiento de 1,09 veces, el nivel más bajo en 11 años.

Una colocación de deuda récord en Nueva York

El anuncio sobre la venta de acciones se produjo un día después de que la petrolera informara la emisión de un bono internacional por USD 1.200 millones, la colocación de deuda más grande obtenida por una empresa argentina en los últimos 11 años. La operación registró una demanda de hasta USD 2.200 millones tras reuniones con más de 50 inversores internacionales durante dos días en Nueva York.

El bono, con vencimiento en junio de 2035 y un plazo de nueve años, se colocó a una tasa de interés de 7,55% y una tasa efectiva de 7,85 por ciento. El spread contra bonos del Tesoro estadounidense fue de 300 puntos básicos, el nivel más bajo alcanzado por la compañía en su historial en el mercado internacional de capitales.

“La demanda llegó a USD 2.200 millones. Casi el doble de lo que salimos a buscar. Esto es una señal enorme de la confianza que el mercado tiene en nuestra compañía, en nuestro presente y en el futuro que estamos construyendo”, afirmó Marín tras el cierre de la operación.

Según la empresa, el monto récord solo es superado por la misma YPF con una emisión de USD 1.500 millones en 2015. Los fondos obtenidos se destinarán a la precancelación de dos Obligaciones Negociables internacionales que vencen entre 2027 y 2029 y a financiar el plan de crecimiento de la compañía conocido como Plan 4x4.

En este escenario, Infobae adelantó que YPF prepara además dos nuevos proyectos para sumarse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en los próximos meses. Con esas iniciativas, la compañía llevará sus compromisos de inversión a USD 154.100 millones hasta 2040, una cifra que triplica los USD 49.766 millones reunidos por los 23 proyectos aprobados hasta ahora en todo el país.

Uno de los nuevos pedidos de adhesión podría abarcar la ampliación de Argentina LNG, la iniciativa que la petrolera desarrolla junto con la italiana Eni y la emiratí ADNOC para procesar gas de Vaca Muerta y exportarlo en forma licuada. El proyecto, presentado en agosto con una inversión estimada de USD 51.000 millones, prevé generar exportaciones por USD 10.000 millones anuales una vez en plena operación, entre 2029 y 2031.

La abundante oferta de dólares es uno de los principales cambios estructurales que atraviesa la economía argentina. Parte de ese proceso es que en el segundo semestre también se está registrando un buen ritmo de liquidación de divisas, un contraste con las abruptas caídas que sucedían habitualmente en esta época del año.

Una presentación del vicepresidente del Banco Central, Vladimir Werning, reflejó una de las variables que juega a favor de un buen ingreso de dólares en los próximos meses. La colocación de Obligaciones Negociables por parte de las empresas sumó USD 20.200 millones, pero solo se liquidaron USD 15.800 millones. Esto significa que aún quedan por ingresar USD 4.400 millones, lo que también incrementa la oferta de divisas.

Pero a eso hay que sumar nuevas emisiones que se concreten en las próximas semanas. Una de las más inminentes es la de la provincia de San Juan, que hará su debut en los mercados internacionales con un bono de USD 600 millones.

YPF anunció ayer que colocó un nuevo bono internacional por USD 1.200 millones, el mayor monto para una emisión corporativa argentina en los últimos 11 años.

El bono, con un plazo de nueve años, se colocó a una tasa de interés de 7,55% y una tasa efectiva de 7,85%. Según la empresa, el spread contra bonos del Tesoro estadounidense fue de 300 puntos básicos, el nivel más bajo alcanzado por la compañía en su historial en el mercado internacional de capitales.

Por otra parte, la suba del barril de petróleo Brent por encima de los USD 100 representará un mayor valor para las exportaciones, teniendo en cuenta que ahora la balanza energética es superavitaria. Con estos valores, la proyección es que las exportaciones superarán con holgura y por primera vez en la historia los USD 100.000 millones.

También subieron los precios de los productos agrícolas. Por ejemplo, la soja llegó a los USD 480, lo que implica una suba de 25% en lo que va del año. Esto también implica más ingreso de divisas, aunque tendrá más impacto el año próximo.

Desde el Gobierno resaltan que “hoy tenemos un equilibrio externo extraordinario. Aún hoy sigue subestimado, porque cada REM que divulga el Central está por debajo de las exportaciones efectivas que se registran. Además, las empresas siguen levantando financiamiento internacional, mientras que el campo tiene precios cada vez mejores y menores impuestos”.

Pese a este contexto mucho más favorable, el Banco Central tiene menos espacio para intervenir en el mercado cambiario. Ayer solo compró USD 11 millones y el dólar mayorista subió levemente hasta los $ 1.513. El Gobierno se muestra cauteloso para no impulsar una suba más abrupta del tipo de cambio, que podría complicar el proceso de desinflación.

Esa prudencia oficial responde a que cualquier movimiento más marcado del dólar tendría impacto casi inmediato sobre precios sensibles de la economía. Por eso, aun con mayores compras de divisas disponibles, la prioridad sigue siendo sostener la calma cambiaria como ancla para consolidar la desaceleración inflacionaria en los próximos meses.

Hoy hay expectativa por el dato de inflación minorista de agosto que publicará el INDEC. Se espera el menor índice del año, luego que el IPC de la ciudad de Buenos Aires arrojara un incremento de 1,7%, un fuerte descenso luego del 2,9% que se registró en el distrito en julio.

La estabilidad cambiaria es uno de los principales factores que permitieron que la inflación volviera a ubicarse por debajo del 2% mensual luego del incremento que tuvo entre mayo de 2025 y marzo de 2026.

De hecho, el tipo de cambio sube mucho menos que la inflación en lo que va de 2026, lo cual volvió a encarecer a la Argentina en dólares. Sin embargo, el récord de exportaciones, una balanza comercial superavitaria en más de USD 25.000 millones y una cuenta corriente positiva relativizan la opinión de algunos economistas que insisten con la necesidad de corregir un supuesto atraso cambiario.

Las tasas del mundo vuelan. El rendimiento de los bonos soberanos marca el ritmo de alza de los retornos en Europa, Estados Unidos y Japón en particular. Los inversores y algunos Bancos Centrales salen de los bonos abaratando sus precios. Saben que la deuda se va a complicar con estas tasas mientras no ceda el conflicto de Medio Oriente. Los déficits fiscales son crecientes. Por eso el secretario del Tesoro de Estados Unidos, Scott Bessent, elogió ayer a la Argentina y su anuncio fue leído como un respaldo para las elecciones de 2027 equiparable al que prestó para las de 2025, cuando llegó al extremo de intervenir en el mercado cambiario local.

Los títulos del Tesoro de Estados Unidos cayeron y rinden 4,85%, el nivel más alto desde el 1 de setiembre de 2023. Cuando superen esa marca y lleguen a 5,90% estarán en el rendimiento más alto desde el 1 de junio de 2007.

Que los bonos hayan dejado de ser refugio de los inversores ante la crisis y que el oro no lo suplante de manera más eficiente, se traduce en un estado de volatilidad permanente. El refugio ahora son las Obligaciones Negociables -no las acciones- emitidas por las empresas de nuevas tecnologías. Hay países conservadores que venden sus tenencias en títulos norteamericanos y europeos para suplantarlas por estas inversiones.

Los títulos de Francia rinden 4,3% y los de Japón, 3%. Japón fue un país de tasa cero hasta no hace mucho tiempo.

El mundo no va a salir indemne. El petróleo volvió a superar los USD 100 al subir 4% por la fuerte demanda de China, que recompone sus reservas. Este precio se traslada a toda la cadena de producción del mundo y se transforma en mayor inflación y caída de salarios reales y consumo. Los países del mundo tienen un nudo comparable al de la Argentina en cuanto a actividad y consumo. Y si faltara algo para que el país sea parte de la crisis del mundo, los Estados Unidos tienen el índice de morosidad más elevado desde 2017, mientras que en Francia y Alemania son los más altos desde 2015.

Los inversores se acostumbraron a operar en medio del conflicto. Compran y venden mientras vuelan misiles. Ayer fue el día más intenso de la guerra. Las Bolsas de Nueva York tuvieron bajas generalizadas inferiores a 1%. Las europeas siguieron ese mismo camino y el petróleo se disparaba un 4%.

Donald Trump ya no habla de un cese del fuego o una paz inmediata. Ahora sus asesores lanzan los pronósticos a fechas más lejanas. Dicen que la guerra terminará cuando finalice su mandato. De ser así, el próximo presidente de Estados Unidos sabrá que heredará un conflicto bélico, pero no tiene dimensión del problema económico.

Lo que es seguro es que las tasas de interés aumentaron en el mercado internacional y que a la Argentina se le cerró esa opción de financiamiento pese al buen comportamiento de los bonos soberanos. Ayer los precios de los títulos de la deuda argentina tuvieron leves alzas y bajas y el riesgo país se mantuvo en 490 puntos.

En el Mercado Libre de Cambios (MLC) se operaron USD 620 millones, pero el Banco Central compró apenas USD 11 millones. El dólar subió $1,50 (0,1%) a $1.513,50.

El informe de la consultora F2 de Andrés Reschini señaló que “en futuros el volumen de operaciones se elevó a 1.408.615 contratos que es el doble del registro previo. El interés abierto, por su parte, sufrió un incremento de USD 84 millones y es el segundo mayor para una rueda en lo que va del mes. No obstante, los ajustes para las primeras 4 posiciones arrojaron variaciones neutrales y para los primeros 6 contratos, que concentran casi el 95% del interés abierto la variación diaria que más se aleja de 0% fue de -0,03% en lo que va de la semana, cuando para el tipo de cambio esta fue del +0,1%. Por lo tanto, más allá del incremento en el volumen de esta última jornada se observa una estabilidad poco habitual en futuros. La curva de tasas implícitas se desplazó a la baja y con rendimientos en pesos levemente más altos los sintéticos mejoraron su atractivo. En la rueda de soberanos dollar linked (BYMA, t+1) también se notó un salto importante en el volumen de operaciones ya que alcanzó los 430 millones (VN) con el vencimiento de septiembre y octubre como protagonistas, justo los que reforzó el BCRA mediante el canje al Tesoro publicado este lunes en el Boletín Oficial”.

En la plaza financiera, el dólar MEP subió $5 (+0,3%) a $1.532, mientras el contado con liquidación (CCL) se mantuvo en $1.591. El “blue” cedió $5 (-0,3%) a $1.540.

El Merval de las acciones líderes anotó otra suba de 1,1% en pesos y dólares. Lo más destacado fue YPF (+3,6%) tras la fuerte suba del petróleo en el mundo. La petrolera acumula ganancias de 60% en el año y es por lejos la acción de mejor comportamiento. La sigue Telecom con 18%. Salvo YPF, ninguna acción superó a la inflación del año.

La petrolera emitió ayer una Obligación Negociable récord de USD 1.200 millones a nueve años con una tasa de 7,85%. La rápida cobertura de la emisión muestra que participaron fondos del exterior que eligen bonos de empresas privadas sobre soberanos de cualquier país.

El evento que aguarda el mercado es la licitación de Letras del Tesoro de mañana.

El menú de bonos es el siguiente:

• LECAP con vencimiento el 13 de noviembre.
• LECER con vencimiento el 29 de enero.
• Bono a tasa TAMAR (la que se paga por depósitos a plazo fijo a entre 30 y 35 días por más de $1.000 millones que actualmente está en 24,19%) con vencimiento el 26 de febrero.
• Bono a tasa TAMAR con vencimiento el 30 de julio de 2027.
• Letras dollar linked con vencimiento el 30 de octubre, el 30 de noviembre, 31 de marzo y 30 de junio.

Según Mariano Ortiz Villafañe, Chief Economist de Aldazabal y Cía, “nuevamente todos los instrumentos tienen vencimientos preelectorales y por segunda licitación consecutiva, no se ofrecen hard dollar (AO29). Los vencimientos por $8,1 billones se reparten entre tasa fija (S15S6), una LECAP a tasa fija que vence el 15 de setiembre y Duales fija/TAMAR (TTS26) con vencimiento en la misma fecha”.

En tanto, anoche en el mercado overnight, las Bolsas de Nueva York, salvo el Dow Jones que abría con un alza de 0,22%, tendían a operar en rojo. Las europeas seguían la tendencia negativa. El petróleo Brent estaba estable en USD 101,62 y el oro marcaba un retroceso de 0,16%. Todo el mercado está con la guardia alta porque mañana se conocerá la inflación de Estados Unidos, dato clave que definirá si la semana próxima se suben las tasas de interés, una medida que afectará al mundo por la caída del consumo y la actividad económica.

YPF anunció una emisión internacional de bonos por USD 1.200 millones con vencimiento en junio de 2035, la colocación más grande obtenida por una empresa argentina en los últimos 11 años.

La operación registró una demanda de hasta 2.200 millones de dólares tras reuniones con más de 50 inversores internacionales durante dos días en Nueva York, casi el doble del monto finalmente emitido.

El bono, con un plazo de nueve años, se colocó a una tasa de interés de 7,55% y una tasa efectiva de 7,85 por ciento. Según la empresa, el spread contra bonos del Tesoro estadounidense fue de 300 puntos básicos, el nivel más bajo alcanzado por la compañía en su historial en el mercado internacional de capitales.

Horacio Marín, presidente de la empresa dijo: “Hoy hicimos historia con YPF. Emitimos USD 1.200 millones en el mercado internacional a 9 años: el mayor monto de los últimos 11 años para una empresa argentina”.

“La tasa efectiva fue de 7,85%, reflejando un diferencial contra los bonos del Tesoro americano de 300 puntos básicos, el más bajo obtenido por la compañía en su larga trayectoria en el mercado internacional. La demanda llegó a USD 2.200 millones. Casi el doble de lo que salimos a buscar. Esto es una señal enorme de la confianza que el mercado tiene en nuestra compañía, en nuestro presente y en el futuro que estamos construyendo”, agregó Marín.

Desde la compañía agregaron que el monto récord es sólo superado por la misma YPF con una emisión de USD 1.500 en 2015. “Para referencia, el ‘riesgo YPF’ más bajo anterior fue 375 bps en diciembre de 2017″, agregaron.

Marín y otros altos ejecutivos de la petrolera, como el CFO Pedro Kearney, vienen de un viaje la semana pasada por Nueva York, Washington y Houston, en Estados Unidos, donde mantuvieron reuniones con los potenciales inversores y colocadores

YPF informó que los fondos se destinarán a la precancelación de dos Obligaciones Negociables internacionales que vencen entre 2027 y 2029 y a financiar su plan de crecimiento bajo el Plan 4x4, con el objetivo de mejorar el perfil de vencimientos y extender la vida promedio de la deuda.

Como colocadores internacionales participaron BBVA, Itaú, JP Morgan, Santander y Balanz. En el tramo local, la colocación estuvo a cargo de Galicia, Macro, CMF, Cucchiara, Latin Securities, Cocos y Puente.

Proyectos

Días atrás se conoció que la empresa prepara dos nuevos proyectos para sumarse al RIGI en los próximos meses y, cuando los presente junto con sus socios, llevará sus compromisos de inversión a USD 154.100 millones hasta 2040, una cifra que más que triplica los USD 49.766 millones reunidos por los 23 proyectos aprobados hasta ahora en todo el país.

El dato fue confirmado por Marín, durante el 10° Foro Pymes Italia-América Latina, donde precisó que el monto incluye iniciativas presentadas directamente por la petrolera, proyectos de sus participadas y desarrollos encarados con socios internacionales.

Según pudo saber Infobae por fuentes con conocimiento de los proyectos, uno de los dos nuevos pedidos de adhesión podría abarcar la ampliación de Argentina LNG, la iniciativa con la que YPF busca procesar gas de Vaca Muerta, licuarlo y exportarlo. El otro corresponde a desarrollos de crudo y gas en bloques de la formación neuquina.

Ninguno de los dos proyectos tiene todavía adhesión formal al régimen. Si prospera la expansión de Argentina LNG, la capacidad de licuefacción pasaría de 12 a 18 millones de toneladas por año, al sumar 6 millones de toneladas anuales previstas para una segunda etapa.

Marín explicó que la petrolera ya elevó cinco proyectos al régimen. El de mayor escala es Argentina LNG, presentado en agosto de 2026 junto con la italiana ENI y la emiratí XRG, el brazo inversor de ADNOC, con una inversión estimada en USD 51.000 millones.

Ese proyecto prevé producir un mínimo de 12 millones de toneladas por año de gas natural licuado desde la costa de Río Negro y contempla una ampliación hasta 18 millones. Una vez en plena operación, prevista entre 2029 y 2031, generaría exportaciones por USD 10.000 millones anuales durante dos décadas.

El gobierno de Neuquén y trece empresas petroleras acordaron un esquema de financiamiento de USD 154,5 millones para pavimentar, repavimentar y reparar rutas vinculadas con Vaca Muerta. Los fondos surgirán de adelantos de regalías, cánones y peajes por el uso de infraestructura provincial.

El entendimiento reúne a YPF, Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Phoenix Global Resources, Pluspetrol, Shell, Total Austral, Vista Energy, GeoPark, Tecpetrol, Harbour y Continental. Las compañías forman parte de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH).

Según informó la entidad empresaria, el aporte de cada operadora se calculará mediante una fórmula que tendrá en cuenta su participación en la producción no convencional de la cuenca y sus compromisos fiscales con la provincia. Los recursos integrarán un fideicomiso y se liberarán a medida que se certifique el avance de los trabajos.

El gobernador Rolando Figueroa señaló que el acuerdo permitirá “pavimentar y repavimentar 160 km de rutas en la región Vaca Muerta”. También sostuvo que el mecanismo de prefinanciación busca acelerar las obras necesarias para acompañar el crecimiento de la actividad hidrocarburífera.

En tal sentido, una de las obras será la pavimentación de la Ruta Provincial 8, entre el empalme con la Ruta Provincial 6 y el denominado Camino de la Tortuga. El plan también prevé reparaciones y nuevos pavimentos sobre la Ruta Provincial 51.

Figueroa detalló que las intervenciones alcanzarán a la Ruta Provincial 8, en el tramo entre el empalme con la Ruta Provincial 6 y el Camino de la Tortuga; la Ruta Provincial 51, entre las rutas 8 y 17; la repavimentación de otro sector de la Ruta Provincial 8, entre la Ruta 51 y la Ruta 7; y la Ruta Provincial 7, desde el límite con Río Negro hasta el empalme con la Ruta 8.

La provincia asumió el compromiso de ejecutar, con fondos propios o mediante contrataciones a terceros, trabajos sobre las rutas provinciales 6 y 7. Esas intervenciones completarán esta etapa del programa vial.

“Las empresas van a prefinanciar las obras, a través de regalías anticipadas y el anticipo del cobro de peajes”, afirmó el gobernador neuquino. Y agregó: “Eso nos va a permitir acelerar la curva desarrollo de las rutas que necesitamos”.

El acuerdo establece que los aportes empresariales se realizarán a través de un fideicomiso, con desembolsos sujetos a la certificación de cada avance de obra. La CEPH definió el entendimiento como un mecanismo de cooperación público-privada para responder a las exigencias de infraestructura que plantea el desarrollo de la producción de hidrocarburos en la cuenca.

En paralelo, las empresas y la administración provincial avanzan con el Bypass de Añelo, una obra que busca desviar del centro urbano el tránsito pesado asociado a Vaca Muerta. Ese proyecto es financiado por un consorcio de 10 productoras de hidrocarburos bajo otro acuerdo con la provincia.

Neuquén ya es la tercera provincia exportadora del país

La matriz exportadora argentina incorporó nuevos focos de crecimiento por el avance de la energía y la minería. La Patagonia fue una de las regiones con mayor expansión: durante el primer semestre de 2026 concentró el 17,8% de las exportaciones del país, por encima del 14,8% que había representado en 2025.

Neuquén encabezó ese cambio. Sus ventas al exterior sumaron USD 4.283 millones, un incremento interanual de 84,5%, que ubicó a la provincia como la tercera mayor exportadora del país, después de Buenos Aires y Santa Fe.

La comparación con una década atrás dimensiona el cambio. En 2015, Neuquén aportaba solo el 0,25% de las exportaciones argentinas. Entre enero y junio de 2026, su participación ascendió al 8,7%, más de 30 veces el nivel de entonces.

El Centro de Estrategias Internacionales de Gobiernos y Organizaciones (CIG) de la Universidad Austral sostuvo que esta evolución no desplaza a los sectores tradicionales, sino que suma actividades con peso creciente dentro de la oferta exportable.

El petróleo explica buena parte de la expansión neuquina y patagónica. Las colocaciones externas de crudo totalizaron USD 4.693 millones, tras un alza de 47,7%, mientras que los envíos de carburantes crecieron 53,5%.

El aumento de la producción local también redujo la dependencia de los abastecimientos externos. Desde 2022 hasta el primer semestre de 2026, el índice de cantidades importadas de combustibles y lubricantes retrocedió 62,1 por ciento. La baja coincidió con la expansión de la actividad energética, en especial por el desarrollo de Vaca Muerta.

La petrolera de mayoría estatal YPF prepara dos nuevos proyectos para adherirse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en los próximos meses. Así lo anunció el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, quien adelantó que, al completar esas iniciativas, la petrolera habrá comprometido, junto a sus socios, USD 154.100 millones bajo ese régimen. La cifra triplica los USD 49.766 millones que concentran los 23 RIGIs aprobados hasta el momento en todo el país.

“Cuando terminemos de presentar los RIGI de los próximos meses, YPF va a haber presentado, con socios incluidos, USD 154.100 millones en el régimen”, afirmó Marín durante el 10° Foro Pymes Italia-América Latina, realizado este martes en el Palacio Libertad. El ejecutivo aclaró que ese monto abarca tanto los proyectos presentados directamente por YPF como los que llevan adelante sus empresas participadas y los desarrollados en asociación con socios internacionales.

Los dos nuevos proyectos aún no tienen RIGI aprobado

Según pudo saber Infobae por fuentes con conocimiento de los proyectos, uno de los dos nuevos pedidos de adhesión al régimen podría contemplar la ampliación de Argentina LNG: el proyecto mediante el cual la petrolera busca procesar el gas de Vaca Muerta, licuarlo, y venderlo al exterior. La iniciativa tiene una etapa inicial que ya fue presentada en el régimen de promoción a las inversiones, pero si logra sumar las 6 millones de toneladas por año (MTPA) adicionales previstas para una segunda etapa, el proyecto pasaría de 12 a 18 MTPA de capacidad de licuefacción. El otro corresponde a proyectos de desarrollo de crudo y gas en bloques de Vaca Muerta. Ninguno de los dos cuenta todavía con adhesión formal al régimen.

El propio Marín había anticipado el potencial de la expansión del proyecto de gas licuado en marzo pasado, durante el CERAWeek, el principal evento energético global. “Esta guerra aceleró el GNL de Argentina de una forma que no se imaginan. Creo que la guerra va a impulsar fuertemente la expansión del proyecto de 12 millones de toneladas a los seis millones adicionales que proyectamos para la segunda etapa”, dijo entonces, en referencia al conflicto en Medio Oriente y su impacto sobre la demanda global de GNL.

Todos los proyectos que ya presentó YPF

YPF ya presentó cinco proyectos al RIGI. El más voluminoso -y el último- es Argentina LNG, que la compañía presentó en agosto de 2026 junto a la italiana Eni y la emiratí XRG —brazo inversor de ADNOC— con una inversión estimada de USD 51.000 millones, la mayor solicitud de adhesión al régimen registrada hasta la fecha. El proyecto apunta a producir un mínimo de 12 MTPA de gas natural licuado desde la costa de Río Negro, con posibilidad de escalar hasta 18 MTPA, y generaría exportaciones por USD 10.000 millones anuales durante dos décadas una vez en plena operación, prevista para entre 2029 y 2031.

En mayo de 2026, había presentado LLL Oil, un programa de desarrollo integrado de áreas contiguas en Vaca Muerta que demandará USD 25.000 millones a lo largo de 15 años e implica la perforación de 1.152 pozos. Para 2032, el proyecto apunta a producir 240.000 barriles diarios de petróleo, con exportaciones estimadas en USD 6.000 millones anuales y un impacto total que la compañía proyecta en más de USD 100.000 millones a lo largo de toda la vida útil.

VMOS supera el 80% de avance con las monoboyas ya en camino

Con menor escala pero cronograma más avanzado figura el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el oleoducto de 437 kilómetros que conectará Añelo, en Neuquén, con la terminal portuaria de Punta Colorada, en Río Negro. La obra, que demandó una inversión de USD 3.000 millones y es impulsada por un consorcio liderado por YPF e integrado por Vista, Pan American Energy, Chevron, Shell, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía, superó el 80% de avance. Las dos monoboyas del proyecto —fabricadas por la neerlandesa Bluewater Energy Services— ya están en camino hacia Punta Colorada. El inicio de operaciones está previsto para principios de 2027, con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios que escalaría hasta 550.000 el año que viene.

Completan el portafolio el proyecto Southern Energy (SESA) junto con el San Matías Pipeline, que en conjunto suman USD 8.000 millones de inversión. SESA, liderado por Pan American Energy con participación de YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, prevé exportaciones por USD 7.000 millones a partir de 2027 mediante dos buques licuefactores frente al Golfo San Matías.

El financiamiento —un préstamo sindicado de USD 900 millones liderado por Citi, JP Morgan, Itaú y Santander— se encontraba en su etapa final al cierre de esta edición. Por su parte, el parque solar El Quemado, desarrollado por YPF Luz en asociación con la Empresa Mendocina de Energía (Emesa) en Las Heras, Mendoza, fue el primer proyecto renovable en adherirse al RIGI, con una inversión de USD 211 millones y 305 megavatios de capacidad instalada.

El horizonte temporal de los compromisos asumidos por YPF bajo el RIGI supera, en la mayoría de los casos, el año 2030. La infraestructura de Argentina LNG, por ejemplo, estará en operación entre 2029 y 2031, mientras que LLL Oil proyecta alcanzar su nivel de producción sostenida en 2032. Los plazos de desarrollo en bloques de Vaca Muerta que integrarán los dos nuevos proyectos también se extienden más allá de esa fecha. En total, el monto que YPF proyecta comprometer bajo el RIGI más que triplica los USD 49.766 millones que concentran los 23 RIGIs aprobados por el Gobierno hasta el momento en todo el país.

La inteligencia artificial no vive en la nube: vive sobre una montaña de electricidad. Cada modelo, cada servidor y cada centro de datos necesita energía abundante, constante y barata. En esa carrera por los megavatios, Vaca Muerta podría dejar de ser apenas un yacimiento de hidrocarburos para convertirse en la usina de la próxima economía.

La próxima gran disputa industrial no será únicamente por petróleo, gas o chips. Será por electricidad.

La inteligencia artificial está convirtiendo la energía en un factor de producción tan decisivo como el capital, el talento y los semiconductores. Los modelos no funcionan en una nube abstracta: necesitan edificios, servidores, refrigeración, redes y centrales eléctricas. Por eso, la capacidad de cómputo dependerá cada vez más de la disponibilidad física de energía. Ese cambio abre una oportunidad estratégica para Argentina.

Vaca Muerta no debería pensarse solamente como una fuente de petróleo, gas y dólares de exportación. También puede convertirse en la base energética de una nueva industria: centros de datos, inteligencia artificial, computación de alto rendimiento y manufacturas intensivas en electricidad. La tesis no es dejar de exportar hidrocarburos. Es decidir qué parte de esas moléculas conviene vender como commodity y qué parte puede transformarse en electricidad, capacidad computacional y servicios de mayor valor agregado. La producción ya ofrece una base material. En julio, Argentina alcanzó un récord de 916.200 barriles de petróleo diarios, un 17,2 % más que un año antes. Vaca Muerta aportó 643.100 barriles. En gas natural, la producción nacional llegó a 158,8 millones de metros cúbicos diarios, de los cuales 96,5 millones provinieron de la formación neuquina (Argentina.gob.ar).

La IA está convirtiendo la energía en un factor de producción tan decisivo como el capital, el talento y los semiconductores

El desafío ya no es solamente producir más. Es decidir qué lugar ocupará Argentina en la cadena que conecta energía, computación e inteligencia artificial.

La nueva frontera de las petroleras

Las grandes compañías de petróleo y gas están empezando a comportarse como empresas eléctricas y proveedores de infraestructura digital. Chevron anunció en 2025 una alianza con Engine No. 1 y GE Vernova para desarrollar hasta 4 GW de generación a gas destinada a centros de datos en Estados Unidos (Chevron). Luego comunicó un acuerdo de veinte años con Microsoft para abastecer un centro de datos en West Texas. El proyecto contempla aproximadamente 2,67 GW de generación, principalmente mediante turbinas de gas, con una primera etapa prevista para 2028 (Chevron). ExxonMobil evalúa una estrategia similar: instalaciones de más de 1,5 GW para abastecer centros de datos con electricidad generada a partir de gas natural y combinada con captura y almacenamiento de carbono (ExxonMobil).

La lógica es sencilla. Las petroleras saben desarrollar proyectos energéticos de gran escala, operar turbinas, construir ductos y negociar contratos de largo plazo. Los hyperscalers necesitan exactamente eso: electricidad firme, escalable y disponible antes de que la red pública pueda ampliarse. Chevron no está abandonando los hidrocarburos. Está capturando una porción mayor de la cadena de valor. En lugar de vender únicamente gas, busca vender la electricidad producida con ese gas a Microsoft. La molécula deja de ser el producto final y se convierte en el insumo de un contrato energético de largo plazo. La frontera entre petroleras, utilities y compañías tecnológicas está desapareciendo.

La inteligencia artificial es una industria eléctrica

La narrativa dominante sobre la inteligencia artificial suele concentrarse en los modelos, los chips y el software. Pero detrás de cada avance de Nvidia, Microsoft, Amazon, Google o Meta existe una infraestructura física que consume cantidades crecientes de electricidad.

La Agencia Internacional de Energía estima que el consumo eléctrico de los centros de datos podría más que duplicarse hacia 2030. El crecimiento no provendrá únicamente del entrenamiento de modelos. La inferencia —la ejecución cotidiana de esos sistemas en buscadores, asistentes y aplicaciones— puede convertirse en una demanda permanente y masiva.

El cuello de botella tampoco estará limitado a la generación. Las líneas de transmisión, las subestaciones, los permisos y las conexiones a la red pueden demorar más que la construcción del propio centro de datos. Por eso gana relevancia el modelo “behind the meter”: centrales instaladas junto al consumidor, capaces de suministrar electricidad directamente a la infraestructura computacional.

La competencia por la inteligencia artificial será, en parte, una competencia por megavatios.

Vaca Muerta puede convertirse en una plataforma

Para un centro de datos, el gas no es el producto final. El producto final es la electricidad que permite operar servidores, redes y sistemas de refrigeración durante todo el día.

Argentina puede vender gas, exportar petróleo y LNG, generar electricidad o utilizarla para atraer centros de datos, industrias electrointensivas y servicios de computación de alto rendimiento. Estas alternativas no ofrecen el mismo nivel de captura de valor.

Exportar hidrocarburos es la vía más directa. Generar electricidad incorpora una etapa industrial adicional. Utilizar esa electricidad para atraer capacidad computacional agrega inversión tecnológica, empleo especializado, servicios digitales y potenciales exportaciones de mayor complejidad.

Vaca Muerta podría ofrecer una combinación difícil de replicar: gas abundante, generación térmica firme, recursos renovables competitivos y espacio para desarrollar infraestructura a gran escala. La energía eólica patagónica y la solar del norte y el oeste pueden complementar al gas, mientras que el almacenamiento puede reducir la volatilidad.

La ventaja no estaría en una fuente aislada, sino en integrar recursos complementarios para ofrecer electricidad confiable, competitiva y escalable.

YPF tiene una posición singular

YPF ocupa una posición privilegiada para explorar esta estrategia. No solo tiene acceso a Vaca Muerta. A través de YPF Luz, también participa en la generación eléctrica.

Según su informe de sostenibilidad de 2024, la compañía contaba con 3.392 MW de capacidad instalada, generaba aproximadamente el 9,3 % de la electricidad del país y era el tercer mayor generador argentino. Además, tenía 368 MW de capacidad renovable en construcción (YPF).

Estos activos no prueban que YPF esté desarrollando un proyecto de centros de datos. Pero sí muestran que reúne varios elementos necesarios: acceso al gas, experiencia en generación, infraestructura, escala industrial y conocimiento del mercado energético.

La oportunidad consistiría en convertirse en un integrador: gas de Vaca Muerta, generación térmica, renovables, almacenamiento, transmisión y contratos de suministro para grandes consumidores digitales.

El interés internacional ya existe. En 2025, OpenAI y Sur Energy anunciaron una carta de intención para evaluar Stargate Argentina, un proyecto de hasta USD 25.000 millones y 500 MW de capacidad (Reuters). Aunque todavía no se concretó, el anuncio muestra que Argentina empieza a aparecer en las conversaciones globales sobre infraestructura de inteligencia artificial.

El verdadero riesgo es exportar la oportunidad junto con el gas

Argentina ha confundido con frecuencia la posesión de recursos con la construcción de una industria. Vaca Muerta puede generar una gran expansión de exportaciones, pero eso no garantiza una transformación productiva. El país podría convertirse en un exportador eficiente de petróleo, gas y LNG sin desarrollar una base tecnológica significativa.

Transformar gas en electricidad y electricidad en capacidad computacional requiere capital, infraestructura y estabilidad. También exige construir ecosistemas de ingeniería, software, ciberseguridad, mantenimiento, redes e investigación aplicada.

Por eso la discusión no debería reducirse a cuántos megavatios puede ofrecer Argentina. Debería centrarse en qué actividades quiere desarrollar alrededor de esos megavatios.

La pregunta decisiva no es si Argentina debe exportar hidrocarburos o alimentar centros de datos. Necesita hacer ambas cosas. La cuestión es qué proporción de su energía debe vender como commodity y qué proporción puede utilizar para construir capacidades industriales dentro del país. Los recursos no son una estrategia. La estrategia sería integrar energía, infraestructura digital y estabilidad contractual antes de que otros países capturen esa inversión. Vaca Muerta no debería medirse únicamente por los barriles y metros cúbicos que produce. Debería medirse por la cantidad de industrias que consigue construir alrededor de ellos.

El país puede exportar gas. O puede utilizar parte de ese gas para producir la electricidad que atraiga a quienes están construyendo la próxima economía.

La diferencia no está en el subsuelo. Está en la ambición industrial, la calidad institucional y la velocidad de ejecución.

El yacimiento petrolero Sea Lion, ubicado a 220 kilómetros al norte de las Islas Malvinas, volvió al centro de la disputa de soberanía entre la Argentina y el Reino Unido.

El jueves por la noche, el presidente Javier Milei anunció en cadena nacional la firma de un decreto para agilizar las sanciones contra empresas vinculadas al proyecto, aunque el marco legal que invocó no es nuevo: la Cancillería ya había sancionado antes a las dos operadoras de Sea Lion, la israelí Navitas Petroleum y la británica Rockhopper Exploration.

La tensión se da luego de comentarios de Donald Trump, presidente de EEUU, quien sugirió que podría revisar la histórica postura de apoyo a Inglaterra en lo referente a las islas, y en un momento en que la relación se recalentó tras la eliminación de Inglaterra a manos de la selección argentina en semifinales del Mundial 2026 y el despliegue de una bandera con la frase “Las Malvinas son argentinas” por parte de los jugadores.

En el medio de esa escalada diplomática, y luego del que el Gobierno anunciara anoche que abrió un proceso sancionatorio contra 45 personas y empresas por actividades petroleras que serían ilegales en Malvinas, surgió un dato que hasta el momento había pasado inadvertido: uno de los cuatro contratos comerciales que Navitas firmó para poner en marcha Sea Lion, es con empresa neerlandesa Bluewater Energy Services, dueña del buque Aoka Mizu, la plataforma que dará inicio a la producción de crudo en el yacimiento.

Esta empresa –que nació en 1978 y se especializa en sistemas flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) y sistemas de amarre (SPM) y boyas (CALM) para la industria del petróleo– es la misma compañía que fabricó recientemente las dos monoboyas que utilizará el Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS), el proyecto de exportación de crudo que impulsa YPF junto con otras seis petroleras en la costa de Río Negro y que promete duplicar las exportaciones de petróleo argentino y comenzará a operar a comienzos del año que viene.

Días atrás, esas boyas lograron un hito casi impensado: cruzaron el Estrecho de Ormuz, la zona más caliente del mundo en medio del contexto bélico en Medio Oriente y la tensión entre EEUU e Irán. Salieron del puerto de Emiratos Árabes Unidos, país en el que se fabricaron, y viajaron en el barco Topaz Ishim –con bandera de las Islas Marshall– desde el Golfo Pérsico hasta el Golfo de Omán, del otro lado del polémico estrecho. En Omán, en el puerto de Muscat, pasaron al barco carguero Jumbo Javelin –de mayor porte y bandera neerlandesa– y empezarán en pocos días su viaje hasta el país.

“Quiero compartirles una buena noticia. Las dos monoboyas del proyecto VMOS ya cruzaron el Estrecho de Ormuz y avanzan rumbo a Punta Colorada, Río Negro, donde llegarán a finales de octubre para completar la obra marina”, posteó en X el pasado 20 de agosto, Horacio Marín, presidente de YPF. “El cruce representa uno de los tramos más críticos del traslado y confirma que la obra sostiene el cronograma previsto. Cada vez falta menos para que todo el potencial de Vaca Muerta se transforme en más producción, más exportaciones y más trabajo para los argentinos”.

En VMOS le aseguraron a este medio que no hay conflicto alguno con el contrato de Bluewater, aunque está claro que ese acuerdo alcanzó un estatus diferente luego de la cadena presidencial del jueves. El Gobierno prometió cambios para endurecer la vigente “ley Pino Solanas”, que prohíbe a cualquier persona física o jurídica desarrollar actividades hidrocarburíferas en la plataforma continental argentina —que incluye las aguas alrededor de las islas— sin autorización del Estado. Además, el Canciller Pablo Quirno confirmó que el Gobierno ya notificó a 180 empresas. Bluewater podría estar entre los destinatarios de las intimaciones, aunque no figuró en la lista de los primeros 45.

“El proceso de contratación de las monoboyas a Bluewater Energy Services (BES) cumplió con todos los requisitos establecidos por los procedimientos internos de compliance de la compañía y con la normativa nacional vigente. Al momento de la firma del contrato, el 12 de junio de 2025, Bluewater Energy Services (BES) no mantenía relación alguna con empresas vinculadas al proyecto Sea Lion”, dijeron en VMOS.

Lo cierto es que el contrato sufrió demoras por la guerra: la entrega estaba pactada para cuando comenzó el conflicto y su finalización y la entrega de las monoboyas se demoró varias veces. Ese pacto entre VMOS y Bluewater estaba técnicamente vigente cuando esta última firmó un acuerdo por el barco para Sea Lion. O sea, desde ese punto de vista sí hubo “superposición”. ¿Se incumplieron las leyes locales? Parece difícil de determinar en este momento, aunque el cumplimiento efectivo de cualquier sanción sí suena muy relativo. ¿Bluewater debió informarle a VMOS de quien era su nuevo cliente? ¿VMOS debería saber si sus contratados realizan actividades que contrarias a las normas locales?

Si está está claro que, de cara al nuevo esquema que plantea el Gobierno y luego de las advertencias posteriores a la cadena nacional, será mucho más complicado para Bluewater volver a firmar contratos con empresas locales o que hagan negocios en el país.

Un decreto que reglamenta, no que crea sanciones nuevas

En una cadena nacional que duró poco más de 20 minutos, Milei calificó a Sea Lion como una amenaza a los “intereses estratégicos” del país. El decreto firmado esa noche no crea sanciones nuevas, sino que reglamenta la aplicación de la mencionada ley 26.659, sancionada en 2011 y modificada dos años después.

Esa norma ya se había usado contra las dos operadoras de Sea Lion. Rockhopper fue declarada “clandestina” por la Resolución de la Secretaría de Energía N° 133/2012 e inhabilitada por 20 años mediante la Resolución N° 456/2013. Navitas recibió una sanción idéntica en 2022, a través de la Resolución N° 240/2022, y hoy opera el 65% del proyecto pese a esa inhabilitación.

El decreto amplía ahora el alcance de la ley a “accionistas, directores y proveedores” de las compañías sancionadas, con penas de entre cinco y 20 años de inhabilitación, e instruye a todos los organismos del Estado a informar a la Cancillería, dentro de los cinco días hábiles, cualquier incumplimiento detectado. También incorpora una declaración jurada obligatoria para acceder al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Según anticipó el mandatario, el Gobierno enviará además al Congreso un proyecto de ley para extender ese régimen sancionatorio a los proveedores con las mismas penas que hoy recaen sobre las operadoras, aunque el texto de esa iniciativa todavía no fue difundido.

Cómo se conoció el nombre de Bluewater

El plan de desarrollo de Sea Lion contempla más de 60 pozos submarinos en dos áreas —la Norte y la Central— y una inversión combinada de USD 3.900 millones hasta completar todas las fases.

Para poner en marcha la primera etapa, con el primer petróleo previsto para marzo de 2028, Navitas firmó cuatro contratos comerciales al momento de la Decisión Final de Inversión (FID), según confirmó Rockhopper Exploration en un comunicado enviado el 10 de diciembre de 2025: la contratación del FPSO (plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga) con sus acuerdos de ingeniería y operación asociados, un contrato de plataforma de perforación, un marco de servicios y terminación, y un contrato de construcción e instalación de infraestructura submarina (SURF). Ninguno de esos cuatro acuerdos identificaba a sus contrapartes.

La revista JPT, publicación técnica de la Society of Petroleum Engineers, fue la primera en mencionar a la empresa neerlandesa. El mismo día del FID escribió que el buque Aoka Mizu, que hasta entonces servía al campo Lancaster en el Mar del Norte, sería adaptado para atender el yacimiento Sea Lion. Bluewater confirmó el vínculo dos meses después, en un comunicado a la bolsa de Oslo fechado el 3 de febrero de 2026. Según ese texto, la compañía resultó adjudicataria de un contrato con Navitas para el uso del Aoka Mizu por 12 año y ocho opciones de extensión anual. La propia empresa estimó un respaldo de ingresos operativos (EBITDA) de más de USD 650 millones para todo el período del acuerdo.

El esquema es de alquiler y no de venta, ya que Bluewater conserva la propiedad del buque y cobra una tarifa diaria por su uso. La plataforma dejó de operar en el campo Lancaster en mayo pasado y navega desde entonces hacia un astillero de Singapur, donde será adaptada a los requerimientos de Sea Lion. Comunicados regulatorios de Rockhopper ante la bolsa de Londres ubicaron su llegada prevista para septiembre de este año.

La misma compañía fabrica las boyas del VMOS

Mientras el Aoka Mizu se prepara para Malvinas, otra línea de negocio de Bluewater está en camino a territorio argentino. Según pudo reconstruir Infobae, las dos monoboyas tipo Turret CALM (Catenary Anchor Leg Mooring) que se instalarán frente a la costa de Río Negro, para el sistema de exportación de crudo del VMOS, fueron provistas por la firma neerlandesa. Cada unidad pesa 272 toneladas, mide 15,3 metros de diámetro y permite la carga directa de petroleros de gran porte sin necesidad de infraestructura portuaria fija.

El propio sitio web de la compañía describe el diseño y suministro de sistemas de amarre CALM como una de sus dos especialidades históricas, junto con los FPSO. La instalación submarina de esas estructuras en el golfo San Matías estuvo a cargo de la firma noruega DOF Group, según un informe de la consultora Minergy de mayo pasado, aunque el fabricante de las boyas es la misma empresa que alquila el buque a Navitas.

El VMOS conectará la cuenca de Vaca Muerta con una nueva terminal marítima en Punta Colorada y es impulsado por YPF junto con Vista Energy, Pampa Energía, Pan American Energy, Chevron, Shell y Pluspetrol.

Tambalea la rentabilidad del proyecto

La ecuación de rentabilidad de Sea Lion es, por ahora, la variable menos discutida y más determinante de todo este conflicto. Perforar un pozo en Vaca Muerta cuesta entre USD 10 millones y USD 20 millones; uno offshore, como los que exige el proyecto en Malvinas, ronda entre USD 70 millones y USD 140 millones, con la mayoría de los desarrollos más cerca del techo que del piso de ese rango, según estimaciones del sector.

La distancia, la logística marítima y el hecho de operar en una zona en disputa territorial disparan los costos hasta catorce veces por encima de los que enfrenta cualquier operador en el shale argentino. “Como vienen dados los precios internacionales, que ya son muy fluctuantes, si bajan y suben los costos, por lejanía, zona de conflicto, no hay renta para apropiar y repartir. La explotación se vuelve no rentable”, resumió el economista Daniel Montamat, ex secretario de Energía y ex presidente de YPF.

Esa cuenta se volvió más frágil en los últimos meses. El barril de Brent cerró este viernes en torno a los USD 95, después de haber estado cerca de los USD 70 a mediados de año, cuando el acuerdo entre Estados Unidos e Irán y la reapertura del estrecho de Ormuz habían calmado al mercado. Antes de esa tregua, los contratos a futuro proyectaban un escenario todavía más adverso, de apenas USD 55 el barril, un nivel que —según reconstruyó Infobae en junio pasado— ya alcanzaba para poner en duda la rentabilidad de varios desarrollos en marcha en Vaca Muerta.

Si esa volatilidad puede complicar proyectos con costos de perforación diez veces menores, la lectura de Montamat es que el margen de Sea Lion queda mucho más expuesto a cualquier corrección del mercado: “Si bajan los precios, hoy influidos por la geopolítica, la explotación en esa zona alejada de todo y en conflicto puede volverse no rentable”. Para el ex funcionario, ese cálculo explica en parte “la dura posición negociadora de largada que se ha establecido” desde el Gobierno.

Las empresas ya habían sido alertadas

La práctica de advertir a las empresas antes de sancionarlas tampoco es nueva. Según un comunicado oficial de la Cancillería de julio de 2021, el gobierno nacional había remitido notas de desaliento a Navitas y a Chrysaor Holdings, en las que se les recordaba que las Malvinas forman parte del territorio nacional argentino y se las invitaba a abstenerse de participar en el proyecto, bajo apercibimiento de sanciones administrativas y judiciales.

Chrysaor era, en ese momento, la firma que después se fusionó con Premier Oil para formar Harbour Energy, la petrolera que terminó por vender su participación en Sea Lion en 2022. Bluewater no figura en el comunicado de 2021, ni en ningún otro documento oficial de la Cancillería revisado hasta el momento.

Los otros tres contratos de Sea Lion —perforación, servicios de terminación e infraestructura submarina— siguen sin contraparte pública aún confirmada. Ninguna fuente pública de SLB, Halliburton y Weatherford, las tres compañías que dominan el mercado de servicios de fractura en Vaca Muerta, arrojó vínculos con el proyecto de Malvinas hasta el momento.

La minería argentina atraviesa una etapa de crecimiento que plantea nuevos desafíos para las empresas vinculadas con la actividad. La expansión de proyectos en zonas de alta montaña exige soluciones capaces de garantizar eficiencia, disponibilidad energética y continuidad operativa.

Las operaciones ubicadas a más de 4.000 metros sobre el nivel del mar requieren una planificación específica. Las bajas temperaturas, las grandes distancias y las condiciones permanentes de trabajo convierten al abastecimiento energético en un factor clave para la productividad.

En ese escenario, contar con combustibles formulados para ambientes extremos adquiere un papel central. Durante Argentina Mining Salta 2026, YPF presentó su propuesta para la industria y destacó Diesel 10 Minero, un producto que ya está disponible en el mercado nacional.

El nuevo combustible fue desarrollado especialmente para las necesidades de las operaciones mineras. Cuenta con ultra bajo contenido de azufre y no posee biocomponentes, características pensadas para ofrecer desempeño y confiabilidad en territorios de alta montaña y con temperaturas reducidas.

Una solución para la alta montaña

Diesel 10 Minero responde a una demanda concreta del sector: disponer de productos formulados para escenarios donde una interrupción puede afectar el ritmo de producción. Su desarrollo contempla las nuevas exigencias tecnológicas y ambientales de una industria con proyectos de mayor escala.

Por otra parte, el producto forma parte de una estrategia más amplia de YPF para el segmento minero. La compañía posee una participación superior al 90% en el mercado de abastecimiento de combustibles para minería, junto con una oferta que suma logística especializada, soluciones energéticas y asistencia técnica.

La infraestructura representa otro de los pilares de esta propuesta. En San Antonio de los Cobres, a 4.000 metros sobre el nivel del mar, funciona una nueva base logística integral destinada a fortalecer el abastecimiento de los proyectos ubicados en la Puna salteña.

Infraestructura para una industria en expansión

El complejo cuenta con una estación de servicio modular, una planta de suministro de combustible orientada a las operaciones mineras y un patio logístico para la carga, descarga y movimiento de equipos e insumos. Su ubicación permite sumar cercanía y capacidad operativa en una zona estratégica para la actividad.

A su vez, YPF Luz aporta alternativas para las distintas etapas de los proyectos mediante contratos de abastecimiento eléctrico, energía renovable, generación on-site y desarrollo de líneas de alta tensión. La compañía posee una capacidad instalada de 3,8 GW y presencia en ocho provincias.

En paralelo, YPF Gas ofrece soluciones para operaciones ubicadas en zonas remotas mediante suministro de GLP, infraestructura, logística, telemedición y soporte técnico especializado. Su presencia en General Güemes permite atender requerimientos asociados a proyectos de gran escala y escenarios logísticos complejos.

La propuesta también incluye el trabajo de Servicio Técnico YPF, con una oferta que contempla lubricantes, refrigerantes, urea automotriz y herramientas de mantenimiento predictivo. A través de servicios como AUCTOR, la compañía busca anticipar fallas, optimizar intervalos de mantenimiento y extender la vida útil de activos críticos.

Una propuesta integral para la minería

De esta manera, la estrategia apunta a cubrir distintas necesidades de los emprendimientos mineros. Combustibles, electricidad, gas, infraestructura y asistencia técnica quedan articulados dentro de una misma propuesta destinada a mejorar la eficiencia y la confiabilidad.

Asimismo, Diesel 10 Minero representa una respuesta específica ante las condiciones de la minería de alta montaña. Su formulación busca aportar una alternativa confiable para equipos que deben funcionar en territorios exigentes, con bajas temperaturas y grandes desafíos logísticos.

De esta forma, YPF plantea una mirada integral sobre el crecimiento de la minería argentina. Esta propuesta se suma a un conjunto de soluciones que buscan acompañar las demandas energéticas de una industria estratégica para el desarrollo y las exportaciones del país.

El nuevo combustible permite ampliar la oferta de la compañía para un sector que requiere productos especializados, abastecimiento seguro y respaldo técnico. La apuesta combina una formulación adaptada a condiciones extremas con infraestructura y servicios destinados a sostener la continuidad de las operaciones mineras.

El Gobierno postergó nuevamente la actualización de los impuestos a los combustibles que debía aplicarse a partir del 1° de septiembre y trasladó su entrada en vigor al 1° de octubre. La medida quedó oficializada a través de un decreto publicado este lunes en el Boletín Oficial, y, a diferencia de otros meses en que el Ejecutivo aplicó alzas parciales, esta vez el diferimiento fue total.

La medida alcanza al Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y al Impuesto al Dióxido de Carbono que gravan la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil. Los aumentos diferidos acumulan actualizaciones pendientes de 2024, 2025 y los dos primeros trimestres de 2026: desde septiembre también debían entrar en vigor los incrementos del segundo trimestre de este año, pero el decreto extendió hasta el 30 de septiembre el esquema impositivo vigente en agosto.

El fundamento oficial, el mismo que se repite desde hace más de dos años, es “continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible”. El objetivo práctico es evitar que el ajuste acumulado se traslade al precio en los surtidores y, con ello, a los costos del transporte, la producción agropecuaria y los presupuestos de los automovilistas; consecuentemente, a la inflación, justo en un periodo en el que el Gobierno espera un dato positivo, incluso por debajo del 1,5%, luego del 2,1% de julio.

Cuánto impactan los impuestos en el precio final de la nafta

A pesar de que la postergación de estos impuestos es una medida muy utilizada por el Ejecutivo —ya se pospuso 13 veces desde 2024— el peso del gravamen sobre el valor final de la nafta creció de forma sostenida.

Según un informe del Instituto Argentina Grande (IAG), el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) pasó de representar el 8,9% del precio de la nafta súper en noviembre de 2023 al 19,25% en julio de 2026. En términos reales, el monto incluido en cada litro trepó de $116 a $400, lo que implica un aumento del 1.265% contra una inflación acumulada del 320% en el mismo período. El ICL se incrementó casi cuatro veces por encima del IPC.

La explicación es que el impuesto es un monto fijo por litro —no una tasa sobre el precio—, y el Gobierno lo actualizó con el argumento de recomponer el atraso que se había acumulado durante la gestión anterior. “Producto del aumento del monto fijo, el impuesto a los combustibles es el impuesto cuya recaudación más creció en términos relativos desde el cambio de gestión: en 2025 recaudó 91% más que en 2023 en términos reales”, señaló el IAG.

Cuándo bajará el precio de los combustibles

En la Argentina aún rige el buffer de precios que estableció YPF en respuesta al conflicto en Medio Oriente, que hizo que el valor del Brent superara los USD 100 por barril. Es por eso que el 1° de abril la petrolera de mayoría estatal -junto con el resto de la industria- implementó un mecanismo de amortiguación de precios que el sector denominó internamente “buffer”. El sistema operó en dos etapas: una primera de 45 días y una segunda de 30 días, con un aumento del 1% en ese período. El objetivo era que la volatilidad del crudo —el Brent llegó a subir más del 50% en el momento de mayor intensidad del conflicto— no se trasladara de forma directa al IPC.

La contrapartida del buffer fue siempre explícita: cuando el precio internacional del petróleo bajara, el valor en el surtidor no bajaría de inmediato. Primero, las petroleras recuperarían las ganancias resignadas durante los meses de contención. La consultora 1816 lo describió así: “Durante varios meses, gracias al buffer, la nafta fue más barata de lo que correspondía según el precio del Brent y del A3500, de modo que el sobreprecio actual no hace ni más ni menos que compensar a los refinadores y expendedores de combustibles”.

A mediados de junio, un cese del fuego de 60 días y la reapertura del estrecho de Ormuz —por donde transitaba antes del conflicto cerca del 20% del suministro mundial de petróleo y gas natural licuado— desencadenaron una caída del crudo. El Brent llegó a perder más del 5% en una jornada y tocó los USD 82 por barril, el valor más bajo en tres meses. Pero en julio, el alto el fuego se interrumpió y el petróleo rebotó. Hoy el barril cotiza en torno a los USD 90, un nivel que frena la recuperación de YPF: cuanto más caro el crudo, menos recupera la compañía del capital resignado durante el buffer; cuanto más barato, más rápido avanza ese proceso.

Según el cronograma que usa el CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, para estimar el precio de los combustibles, la empresa recién alcanzó la import parity y todavía faltan alrededor de 20 días para completar la recuperación. Ese plazo, no obstante, depende fuertemente de la dinámica del mercado internacional y podría extenderse si el barril se mantiene en los niveles actuales. Por ahora, no hay fecha confirmada de baja en el surtidor.

El impacto del conflicto sobre los precios quedó registrado en los datos de inflación de los meses en que el buffer se activó. En marzo, antes de que el mecanismo entrara en vigor, el IPC llegó al 3,4%, con los combustibles como uno de los principales impulsores junto a los alimentos y el transporte —aunque la estacionalidad también jugó un papel en ese dato. En abril, el INDEC registró una desaceleración al 2,6%, pero el rubro Transporte lideró las subas con un 4,4%, impulsado directamente por el alza en combustibles.

El escenario de agosto, sin embargo, se prevé diferente. Los relevamientos semanales de consultoras privadas proyectan una inflación mensual de entre 1,4% y 1,9%, con la Fundación Libertad y Progreso en el extremo más bajo y Invecq en el más alto. En todos los casos, se trata de una desaceleración frente al 2,1% de julio, que había estado afectado por factores estacionales vinculados a las vacaciones de invierno. La moderación en alimentos y bebidas y el ritmo más lento de los precios regulados —como la electricidad, gracias al nuevo régimen de actualización de tarifas del segundo semestre— explican la tendencia. El Gobierno conoció además un dato de inflación mayorista de julio del 0,8%, que el presidente Milei interpretó como anticipo de lo que vendrá para el índice minorista.

Ubicado en la Torre YPF de Buenos Aires, fue inaugurado el 21 de agosto de 2026. Desde allí se monitorean, analizan y gestionan incidentes en más de 520 activos de la compañía: refinerías, terminales, estaciones de servicio y otros puntos estratégicos para la operación del negocio. La sala trabaja de forma ininterrumpida, las 24 horas del día los 365 días del año, con 19 puestos operativos activos de manera simultánea.

De la reacción a la prevención: un cambio de paradigma

Hasta ahora, el modelo de seguridad de YPF operaba de manera predominantemente reactiva. La nueva Sala RTIC Security invierte esa lógica: el foco está puesto en la detección temprana de vulnerabilidades y en la coordinación directa con las unidades de negocio para anticipar problemas antes de que se materialicen.

“Trabajábamos de una manera reactiva; hoy estamos en una manera más preventiva, trabajando en conjunto con las unidades de negocio y detectando las posibles vulnerabilidades o problemas, con un trabajo en conjunto para buscar una solución”, describió Federico Valdez, gerente de Seguridad YPF

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, también se refirió al alcance de la iniciativa durante la inauguración: “Esta nueva Sala RTIC Security nos permite anticiparnos, tomar mejores decisiones y proteger nuestros activos con los más altos estándares, acompañando los desafíos de una operación cada vez más eficiente y segura”.

La jerarquía de prioridades que guía el centro quedó definida con precisión por Martín Bianchi, Gerente Sala RTIC Security, otro de los voceros de la sala: “La función principal es principalmente cuidar a las personas, a los activos y a las operaciones, en ese orden”

Más de 6.500 cámaras integradas en una única plataforma

Uno de los pilares tecnológicos de la Sala RTIC Security es la integración de todas estas cámaras en una única plataforma corporativa de videovigilancia. La centralización de ese parque en un solo sistema permite unificar la información para la gestión de eventos de seguridad, mejorar la trazabilidad de los incidentes y optimizar los tiempos de respuesta.

Con ese volumen de cámaras activas, el seguimiento manual resultaría inviable. Por eso, la sala incorpora videoanalítica e inteligencia artificial para la detección automática de novedades y situaciones de riesgo en tiempo real. Federico Valdez lo explicó con claridad: “La videoanalítica y la inteligencia artificial nos permiten detectar novedades, cosa que sería imposible a través del equipo de monitoristas que tenemos con el gran parque de cámaras que disponemos”

Bianchi agregó que la integración de todos los sistemas en una misma plataforma es lo que hace posible la eficiencia operativa: “Las más de 6.500 cámaras y los drones están todos integrados en una única plataforma. Eso nos permite agilizar las operaciones reduciendo los tiempos de respuesta”.

Drones operativos y vuelos autónomos desde activos críticos

Como parte de la misma transformación, YPF incorporó un sistema de monitoreo aéreo remoto compuesto por 11 drones operativos. Cinco de ellos cuentan con capacidad de despliegue autónomo desde estaciones fijas ubicadas en activos prioritarios, lo que permite una respuesta aérea rápida sin necesidad de trasladar equipos al lugar del incidente. El 100% de las operaciones aéreas se gestiona de forma remota desde la Sala RTIC Security por pilotos certificados.

El sistema amplía la cobertura de vigilancia hacia zonas de difícil acceso y complementa el trabajo de las cámaras fijas y del personal en terreno. Según Valdez la incorporación de drones forma parte de un proceso de evolución constante: “Estamos instalando sistemas de drones, plataformas de gestión, lo cual nos permite estar en un tiempo muy acotado atendiendo el posible incidente”.

Un proceso de modernización que va más allá de la sala

La apertura de la Sala RTIC Security se enmarca en el plan estratégico “cuatro por cuatro” de Marín, orientado a posicionar a YPF como referente en eficiencia operativa y seguridad dentro de la industria energética. El proyecto de modernización, sin embargo, no se limita al nuevo centro de comando.

Por su parte, Valdez detalló que la compañía lleva adelante un proceso de revamping integral en sus instalaciones: “Más allá de la sala en sí, estamos haciendo todo un proceso de revamping en las instalaciones donde estamos actualizando el sistema de cercos perimetrales, de controles de accesos, de cámaras, cámaras térmicas, sistema de iluminación, cosa que nos permita prevenir y evitar cualquier tipo de incidentes.”

El objetivo es construir una infraestructura de seguridad preventiva de punta a punta, donde cada componente —desde el cerco perimetral hasta el dron autónomo— opere de forma coordinada con el centro de comando.

La empresa italiana adquirió el 50% de la participación en el contrato de exploración y explotación offshore en el área OFF-5, informó en un comunicado Ancap (Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland), la empresa estatal petrolera de Uruguay.

La petrolera italiana, también asociada a YPF (y a la emiratí Adnoc) en el proyecto Argentina LNG, de exportación de gas de Vaca Muerta, con una inversión total calculada en USD 51.000 millones, se incorpora al Área OFF-5 y asume la operación del bloque offshore uruguayo.

Concretamente, según detalla un comunicado difundido por Ancap, la empresa italiana adquiere el 50% de participación en el contrato de exploración y explotación de hidrocarburos e YPF, a través de su filial Miwen, mantendrá el 50% restante como socia no operadora.

Este viernes Ancap, ENI y Miwen firmaron el acuerdo mediante el cual la compañía energética italiana se incorpora como socia del Área OFF-5, una de las áreas de exploración offshore de Uruguay y asume el rol de operadora del bloque. Se trata de la aprobación de la transacción que había sido anunciada por YPF en noviembre del año pasdo.

Tras la firma, ENI pasará a contar con una participación del 50% en el contrato de exploración y explotación de hidrocarburos vigente en el área, mientras que Miwen, empresa del grupo YPF, conservará el 50% restante como socia no operadora.

La compañía italiana continuará con la evaluación del potencial de hidrocarburo del Área OFF-5, dando continuidad a los estudios y análisis que venía desarrollando MIWEN en el marco de los compromisos asumidos para el actual periodo.

Según se informó, Eni aportará su capacidad técnica y tecnológica para profundizar el conocimiento geológico del bloque y contribuir a maximizar el valor de las actividades exploratorias que se llevan adelante en la zona.

Respaldo al potencial del Offshore de Uruguay

La incorporación de una de las principales compañías energéticas del mundo al proyecto representa un nuevo respaldo al potencial del offshore uruguayo y refuerza el creciente interés de la industria petrolera internacional por las oportunidades de exploración en aguas de Uruguay.

La compañía italiana comunicó por su parte que su acceso a la exploración y explotación petrolera en Uruguay en sociedad con Miwen, la filial de YPF, “refuerza la colaboración” que ya mantiene con la empresa argentina de mayoría estatal y “consolida su presencia” en Sudamérica.

ENI seguirá evaluando el potencial de hidrocarburos del Área OFF-5, dando así continuidad a los estudios que venía realizando Miwen dentro de los compromisos asumidos para el período actual.

De capacidad tecnológica a conocimiento geológico

Según la información difundida,ENI aportará su capacidad técnica y tecnológica para profundizar el conocimiento geológico del bloque y maximizar el valor de la exploración en la zona.

La incorporación de la compañía italiana al proyecto suma respaldo al potencial del offshore uruguayo y confirma el interés creciente de la industria petrolera internacional por las oportunidades de esa cuenca.

Cabe recordar que la empresa estatal italiana recientemente alcanzó un acuerdo para adquirir un 40% de participación en el bloque OFF-6, adyacente al OFF-5 en el que explorará asociada a YPF, operado por APA Corporation, nombre actual de lo que había comenzado como Apache Oil, fundada en 1954 por Truman Anderson, Raymond Plank y Charles Arnao, cuyos apellidos dieron origen al nombre actual. Apache oil es actualmente una subsidiaria de APA Corporation y opera en Estados Unidos, Surinam, el Reino Unido y Egipto.

A través de un comunicado del Ministerio Público Fiscal (MPF) de la provincia, el organismo informó que se realizó una recorrida por el yacimiento Rincón del Mangrullo. “Después de esta inspección comenzamos con el análisis de la documentación y protocolos aplicables en la operación de la planta, lo cual ya fue solicitado a las autoridades pertinentes”, indicó la fiscal.

Titanti se trasladó hasta el yacimiento junto al asistente letrado del MPF, Luciano Vidal, personal del área de Siniestros de Bomberos de la provincia, efectivos de la Comisaría 10ª de Añelo y del Departamento de Seguridad Personal, y funcionarios de la Subsecretaría de Ambiente provincial. El objetivo fue recorrer la zona del suceso e interrogar a personas que estuvieron presentes en el momento del accidente o que intervinieron con posterioridad: médicos, policías, un camionero y personal del yacimiento, entre otros. También se buscó indagar sobre el funcionamiento habitual de la planta.

Durante esa inspección, la fiscal recibió el informe preliminar elaborado por Bomberos. El documento especificó que el análisis se realizó sobre la Planta USP 2 (Unidad Separadora Primaria), ubicada en el sector norte del yacimiento Rincón del Mangrullo, operado por YPF en sociedad con Pampa Energía, con una participación del 50% cada una. Allí se encuentran emplazadas dos estructuras de tipo manifold, definidas como “un sistema compuesto por tuberías, válvulas y conexiones destinados a unificar, desviar o regular el flujo de fluidos entre múltiples fuentes y un destino en común”.

Sobre la base de la información recolectada en el lugar, el informe de Bomberos determinó en forma preliminar que es posible “inferir que en el lugar se habría originado probablemente una explosión mecánica a raíz de una sobrepresión en dicho conducto”. Los elementos que sustentaron esa hipótesis fueron “la rotura y agrietamiento del caño de 12 pulgadas (30,5 centímetros) de la línea manifold del cardinal Este” y el “desplazamiento de elementos por la onda expansiva producida por la liberación súbita de energía”, según consta en el documento.

A la vez, el escrito aclaró que “desde esta instancia se descarta que en el sitio se haya originado una explosión química, debido a que no se localizaron signos de combustión en los elementos circundantes”.

La reconstrucción preliminar del hecho indica que la falla se produjo cuando el caño cedió al ingresar a una trampa receptora. La descompresión en la línea de alta presión generó el desprendimiento de una pieza metálica que alcanzó de lleno a Jonathan David Meliqueo, quien murió en el lugar. El segundo trabajador, Cristian Latorre, resultó herido y fue trasladado en helicóptero a una clínica de la zona, donde horas después también falleció. Los dos eran supervisores de YPF.

De acuerdo con los informes preliminares de autopsia requeridos por el MPF al Cuerpo Médico Forense del Poder Judicial, ambos murieron como consecuencia de traumatismos producidos en el contexto de la explosión.

La muerte de los dos supervisores generó una cadena de mensajes de despedida en la comarca petrolera. El grupo de trabajadores AESA-La Ribera publicó sus condolencias: “Despedimos con profundo dolor a Cristian Latorre y Jonathan Meliqueo, compañeros y amigos cuya partida deja un enorme vacío en todos quienes tuvimos el privilegio de compartir con ellos momentos de trabajo, compañerismo y amistad. Cristian y Jonathan serán recordados siempre con cariño, respeto y gratitud por quienes compartimos parte de nuestro camino junto a ellos”. La familia de Latorre tenía vínculos con el Centro de Desarrollo Infantil Gajitos de Ternura de Plaza Huincul, que canceló sus actividades el miércoles. La Liga de Veteranos de Fútbol Amateur Cutral Co-Plaza Huincul también expresó su duelo con un mensaje dirigido al padre de la víctima, Lisandro Latorre: “No existen palabras suficientes para aliviar una pérdida tan dolorosa”.

Desde el Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa aclararon que las víctimas “no son trabajadores de convenio” y sostuvieron que ambas “habrían intentado realizar una operación que no les correspondía”. La organización sindical puso a disposición su equipo y su cadena sanitaria para asistir en la emergencia.

El accidente ocurrió el martes por la tarde en la planta USP 2 (Unidad Separadora Primaria), ubicada en el sector norte del yacimiento, cuando falló un caño de 12 pulgadas (30,5 centímetros de diámetro) al ingresar a una trampa receptora.

La falla generó una descompresión en la línea de alta presión y provocó el desprendimiento de una pieza metálica que alcanzó de lleno a Jonathan Meliqueo, quien murió en el lugar. El segundo operario, Cristian Latorre, resultó herido y fue trasladado en helicóptero a una clínica de la zona, donde horas después también falleció. La reconstrucción preliminar del hecho descartó que se hubiera tratado de una explosión. Ambos eran supervisores de YPF y el bloque es operado por la petrolera estatal en sociedad con Pampa Energía, con una participación del 50% cada una.

La investigación judicial quedó en manos de la fiscal Eugenia Titanti, a cargo de la región Vaca Muerta dentro del Ministerio Público Fiscal de Neuquén. Este miércoles, Titanti se trasladó hasta el lugar del hecho para realizar una inspección junto a personal de Bomberos. La funcionaria confirmó a LM Neuquén que la comitiva se dirigía hasta la planta para hacer la inspección con bomberos y precisó además que “hoy se harán las autopsias” de los dos trabajadores fallecidos. Esa diligencia servirá para recrear lo que ocurrió en los segundos previos al incidente. Por ahora, la fiscal aclaró que es prematuro definir una carátula en la causa, a pocas horas de ocurrido el hecho.

Desde el Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa también hubo una reacción. El gremio aclaró que las víctimas “no son trabajadores de convenio” y sostuvo que fueron “dos personas que intentaron operar algo que no correspondía”. La organización sindical puso a disposición su equipo y su cadena sanitaria para asistir en la emergencia, y expresó su acompañamiento a las familias de Meliqueo y Latorre.

Un dato no menor, es que el yacimiento Rincón del Mangrullo se consolidó en los últimos meses como uno de los mayores aportantes de gas no convencional de YPF dentro de Vaca Muerta. En ese marco, la compañía informó que el incidente estaba controlado, que había desplegado de inmediato sus equipos de emergencia y que se puso a disposición de los familiares de ambos empleados.

Las reacciones tras la muerte de los operarios

La muerte de los dos supervisores generó una cadena de mensajes de despedida en la comarca petrolera. El grupo de trabajadores AESA-La Ribera expresó sus condolencias en una publicación: “Despedimos con profundo dolor a Cristian Latorre y Jonathan Meliqueo, compañeros y amigos cuya partida deja un enorme vacío en todos quienes tuvimos el privilegio de compartir con ellos momentos de trabajo, compañerismo y amistad”. En el mismo texto añadieron: “Cristian y Jonathan serán recordados siempre con cariño, respeto y gratitud por quienes compartimos parte de nuestro camino junto a ellos”.

La familia de Cristian Latorre tenía vínculos con el Centro de Desarrollo Infantil Gajitos de Ternura de Plaza Huincul, que canceló sus actividades durante la jornada del miércoles. La Liga de Veteranos de Fútbol Amateur Cutral Co-Plaza Huincul también se sumó al duelo con un mensaje dirigido al padre de la víctima: “Acompañamos con inmenso dolor a nuestro querido compañero Lisandro Latorre y a toda su familia ante el fallecimiento de su hijo, Cristian Ariel Latorre. No existen palabras suficientes para aliviar una pérdida tan dolorosa”.

Las estaciones de servicio argentinas despacharon en julio su peor resultado interanual en dos años. Con 1.368.722 metros cúbicos (m³) comercializados frente a los 1.462.232 m³ del mismo mes de 2025, la caída del 6,4% superó incluso el retroceso de noviembre de 2025 (-5,95%), que hasta entonces era el registro más bajo del período. Los datos surgen del informe mensual del medio especializado Surtidores, elaborado en base a cifras de la Secretaría de Energía de la Nación.

La contracción se expresó también en términos mensuales: respecto de junio de 2026, la demanda cayó un 0,51%, aunque la comparación debe leerse con cautela dado que julio tiene 31 días y junio 30.

El resultado de julio extiende a seis la racha de meses consecutivos con ventas por debajo del mismo período del año anterior. La secuencia arrancó en febrero con una baja del 1,67%, continuó en marzo (-1,05%), abril (-2,38%), mayo (-0,20%) y junio (-2,92%). Enero había sido el único mes del año con variación positiva, posiblemente impulsado por temporada de verano, con un alza del 0,11 por ciento.

La acumulación del período enero-julio refleja ese deterioro sostenido. En los primeros siete meses de 2026 se comercializaron 9,58 millones de m³, frente a los 9,79 millones del mismo lapso de 2025, una diferencia de aproximadamente 204.000 m³ equivalente a una reducción del 2,1%. La brecha se amplía aún más si se compara con 2023: en los primeros siete meses de ese año se habían vendido cerca de 10,64 millones de m³, lo que implica que el volumen actual se ubica casi un 10% por debajo de ese registro.

La nafta Súper encabezó las bajas

El retroceso de julio alcanzó a todos los combustibles principales. La nafta Súper registró la mayor caída, con un descenso interanual del 7,8%, mientras que el gasoil G2 retrocedió 7,04%. La nafta Premium acumuló su tercer mes consecutivo en baja, con una contracción del 6,4%. El gasoil G3 fue el producto con menor impacto, aunque también cayó: -1,89% respecto de julio de 2025.

El retroceso no tuvo la misma intensidad en todo el país. Tucumán encabezó las bajas con una contracción del 22,41% interanual, al pasar de 41.042 a 31.844 m³. Le siguieron Jujuy (-16,42%), Salta (-15,86%), Santa Cruz (-14,49%), Misiones (-13,84%) y La Rioja (-13,73%). El informe de Surtidores aclara que las cifras de Refinor —empresa con fuerte presencia en el noroeste del país— no fueron informadas para julio, lo que incide directamente en los registros de Tucumán, Jujuy y Salta y puede distorsionar la magnitud real de esas caídas.

Entre las provincias con retrocesos significativos también figuraron Corrientes (-12,24%), Mendoza (-10,25%), CABA (-9,54%), Río Negro (-8,25%), San Luis (-7,83%), Formosa (-7,51%), Tierra del Fuego (-6,47%), Chubut (-5,71%), Entre Ríos (-4,70%), San Juan (-4,39%), Catamarca (-3,86%), Córdoba (-1,57%), Santa Fe (-1,60%) y Chaco (-0,26%).

Frente a ese panorama, solo tres jurisdicciones cerraron julio con variación positiva. La Pampa creció 0,68%, Neuquén 0,49% y Santiago del Estero 0,18%. Las alzas, sin embargo, son de escasa magnitud y no alcanzan para compensar el volumen perdido en el resto del país. En el caso de Neuquén, la actividad vinculada a Vaca Muerta explica el comportamiento diferenciado de la provincia, que ya había liderado el crecimiento en junio con un alza del 7,69 por ciento.

Por caso, Buenos Aires continuó como el mayor mercado del país, con 476.124 m³ vendidos en julio, pero registró una baja del 5,8% respecto del mismo mes de 2025. Córdoba se ubicó en segundo lugar, con 157.212 m³ y una caída del 1,57%, seguida por Santa Fe, con 114.513 m³ y un retroceso del 1,6%. CABA comercializó 82.778 m³, un 9,54% menos que un año atrás.

A nivel de compañías, YPF mantuvo el liderazgo del mercado con 762.779 m³ despachados, aunque registró una baja interanual del 5,18%. Shell comercializó 311.193 m³ (-6,95%), AXION energy alcanzó 166.111 m³ (-3,75%) y Puma Energy llegó a 77.301 m³ (-3,15%). DAPSA y Gulf encabezaron las caídas entre las empresas más pequeñas, con descensos del 8,70% y 10,10%, respectivamente.

Ayer por la noche falleció el segundo operario que había resultado herido en la planta de gas de Vaca Muerta, en el bloque Rincón del Mangrullo, cerca de Añelo.

La tragedia ocurrida este martes por la tarde, que primero le costó la vida a otro trabajador del lugar, sucedió en una planta separadora de gas operada por YPF que, según la información, se originó por una fuerte descompresión en una línea de alta presión.

El área donde ocurrió el hecho está administrada bajo un esquema de 50/50 entre YPF y Pampa Energía. La compañía informó que desplegó de inmediato sus equipos de emergencia, activó los protocolos previstos para estos casos y aseguró que la situación quedó controlada.

La primera víctima fatal, identificada como Jonathan Meliqueo, perdió la vida luego de que reventó un caño de 12 pulgadas -equivalente a 35 centímetros de diámetro- y que al ingresar a una trampa receptora se desprendió una parte metálica que lo alcanzó.

El segundo fallecido fue Cristian Latorre, quien había resultado gravemente herido y fue trasladado en helicóptero a una clínica para recibir atención médica de urgencia. Horas más tarde se confirmó su fallecimiento.

La falla se produjo en una planta separadora del sector norte

La reconstrucción preliminar descartó que se hubiera tratado de una explosión. El episodio correspondió a una falla en una línea de gas que derivó en una fuerte descompresión dentro de la planta USP 2, una Unidad Separadora Primaria del sector norte del yacimiento.

Luego del accidente, en el lugar trabajaron personal de la empresa, equipos médicos y efectivos de la Policía provincial. La empresa señaló en un comunicado que “la compañía ya se puso a disposición de los familiares de ambos empleados y los acompaña en este difícil momento”.

El Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa también intervino en la emergencia. El gremio aclaró que las víctimas “no son trabajadores de convenio” y sostuvo que fueron “dos personas que intentaron operar algo que no correspondía”, según la información publicada por LM Neuquén.

La organización sindical agregó que puso a disposición su equipo y su cadena sanitaria para asistir en la atención de la situación. También expresó su acompañamiento a la familia de las víctimas.

El yacimiento Rincón del Mangrullo se consolidó en los últimos meses como uno de los principales aportantes de gas no convencional de YPF dentro de Vaca Muerta. El bloque es operado por la petrolera estatal en sociedad con Pampa Energía.

Los mensajes de duelo por los operarios fallecidos

La reacción más inmediata llegó desde AESA-La Ribera, un grupo de Facebook de trabajadores en el que expresaron sus condolencias. En un mensaje difundido tras el hecho, en ese espacio expresaron: “Despedimos con profundo dolor a Cristian Latorre y Jonathan Meliqueo, compañeros y amigos cuya partida deja un enorme vacío en todos quienes tuvimos el privilegio de compartir con ellos momentos de trabajo, compañerismo y amistad”.

En el mismo texto, la empresa añadió: “En este difícil momento, queremos hacer llegar nuestras más sinceras condolencias y nuestro abrazo fraterno a sus familiares, seres queridos y allegados, acompañándolos con profundo respeto y solidaridad ante esta irreparable pérdida”.

El comunicado cerró con otra definición sobre el vínculo que mantenían con las víctimas: “Cristian y Jonathan serán recordados siempre con cariño, respeto y gratitud por quienes compartimos parte de nuestro camino junto a ellos. Su compañerismo, sus momentos compartidos y sus recuerdos permanecerán vivos entre nosotros. Hasta siempre, compañeros y amigos. Que descansen en paz”.

La despedida también fue replicada en una publicación de Instagram que retomó ese homenaje y destacó que entre colegas se recordó “el compañerismo, la amistad y la dedicación” de los dos trabajadores fallecidos.

En paralelo, la Liga de Veteranos de Fútbol Amateur Cutral Co-Plaza Huincul publicó un mensaje dirigido a la familia de Cristian Ariel Latorre. Allí señaló: “Acompañamos con inmenso dolor a nuestro querido compañero Lisandro Latorre y a toda su familia ante el fallecimiento de su hijo, Cristian Ariel Latorre”.

La entidad agregó: “No existen palabras suficientes para aliviar una pérdida tan dolorosa”. Luego envió un mensaje a familiares y amigos de Cristian: “En este momento tan difícil queremos hacerles llegar nuestro cariño, nuestro respeto y nuestras más sinceras condolencias”.

El texto concluyó con otra referencia al duelo compartido: “El amor de quienes lo conocieron, los recuerdos compartidos y el acompañamiento de familiares y amigos puedan brindarles fortaleza para atravesar este profundo dolor”. Y cerró: “Hoy toda la familia del fútbol veterano se une en un abrazo enorme para Lisandro y sus seres queridos”.

Southern Energy (SESA), el proyecto que convertirá a la Argentina en un exportador de gas natural licuado (GNL) a gran escala —el primero de los dos en carrera que llegará al mercado, con exportaciones por USD 7.000 millones ya previstas para 2027— entró en la recta final de su financiamiento.

Según pudo saber Infobae por fuentes con conocimiento directo de las negociaciones, Citi, JP Morgan, Itaú y Santander lideran el consorcio bancario que estructuraría un préstamo de en torno a USD 900 millones para construir el gasoducto que conectará Vaca Muerta con la costa atlántica de Río Negro, donde se ubicarán los dos buques licuefactores que procesarán el gas proveniente de la cuenca neuquina. La inversión total del proyecto asciende a USD 1.300 millones. Pan American Energy, la petrolera que lidera el proyecto, no realizó comentarios al respecto.

El proceso se encontraría en su fase final y el cierre se concretaría en los próximos días. El esquema contempla la participación de entre 10 y 12 entidades financieras en total, bajo la modalidad de préstamo sindicado de project finance, un mecanismo en el que el repago se apoya en los ingresos futuros del propio proyecto y no en el balance de las empresas accionistas.

Los fondos financiarán la construcción del San Matías Pipeline, el gasoducto de 478 kilómetros y 36 pulgadas de diámetro que correrá desde Tratayén, en la provincia de Neuquén, hasta el Golfo San Matías, en Río Negro. El proyecto es impulsado por los mismos socios de Southern Energy (SESA) —Pan American Energy (PAE), YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG— en las mismas proporciones accionarias. Allí operarán los dos buques de licuefacción de SESA. Con ambas unidades en funcionamiento, la capacidad total alcanzará las 6 millones de toneladas anuales de GNL.

La obra ya tiene constructor. A fines de abril, San Matías Pipeline adjudicó la construcción del gasoducto a la UTE Víctor Contreras - SICIM, que superó a cuatro competidores: la UTE Techint-SACDE, Pumpco, Bonatti-Contreras Hermanos y BTU. La instalación de la planta compresora intermedia —ubicada en el kilómetro 80 de la traza, en Río Negro, con una potencia de 46.000 HP— quedó en manos de Oilfield Production Services (OPS).

La derrota de Techint en esa licitación fue la segunda en pocos meses para el grupo liderado por Paolo Rocca. A comienzos de año, Tenaris —subsidiaria de Techint y única productora local de este tipo de tuberías— había perdido la compulsa por los caños del gasoducto frente a Welspun, un fabricante indio prácticamente desconocido en el mercado local. El contrato, por más de USD 200 millones, desató una andanada de críticas del presidente Javier Milei hacia Rocca, a quien bautizó “Don Chatarrín de los tubitos caros” en reiteradas declaraciones públicas.

Con los contratos firmados y el financiamiento en la recta final, la obra avanza según cronograma. De acuerdo con fuentes con conocimiento de la transacción consultadas por Infobae, el cierre financiero se concretaría esta semana, fecha que coincide con la llegada de los primeros caños al país. Las soldaduras están previstas para noviembre.

El proyecto que recibirá ese financiamiento es el primero de los dos grandes esquemas de exportación de GNL que compiten en la Argentina. El primer buque licuefactor de SESA, el Hilli Episeyo, llegará al país el año próximo y tiene previsto comenzar a producir hacia fines de 2027. La segunda unidad, denominada MK II, se incorporará en 2028. Esa ventaja temporal lo diferencia de Argentina LNG, el megaproyecto impulsado por YPF, Eni y XRG —que solicitó en agosto la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con una inversión estimada en USD 51.000 millones— cuya entrada en operación está prevista para 2031.

El primer buque ya tiene comprador. En febrero, Southern Energy cerró en Berlín el mayor contrato de exportación de GNL de la historia argentina: un acuerdo con la estatal alemana Securing Energy for Europe (SEFE) por 2 millones de toneladas anuales durante ocho años, con inicio a fines de 2027. Ese volumen representa más del 80% de la capacidad de producción del Hilli Episeyo y podría generar ingresos superiores a USD 7.000 millones según la evolución de los precios internacionales.

Un operario murió y otro resultó gravemente herido en un accidente registrado durante la tarde de este martes en una de las plantas de YPF en Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén. El sobreviviente tuvo que ser asistido en el lugar y fue trasladado por vía aérea a un hospital.

Según pudo saber Infobae, no se trató de una explosión, sino que fue una falla en una línea de gas. Aparentemente, todo terminó en la descompresión de un caño que provocó el accidente fatal que terminó afectó a los dos trabajadores.

En un comunicado oficial, YPF confirmó que el incidente se registró en el Bloque Rincón del Mangrullo, operado por la compañía en la provincia de Neuquén. El área es administrada bajo un esquema de joint venture 50/50 por YPF -operador- y Pampa Energía.

Ante la situación, la empresa desplegó de inmediato sus equipos de emergencia y activó los protocolos correspondientes. La petrolera argentina precisó además que “el incidente ya se encuentra controlado” y que actualizará la información a medida que se disponga de nuevos datos.

La información preliminar que circuló en los primeros minutos indicaba que se había producido una explosión en el yacimiento. Con el correr de los minutos, sin embargo, se precisó que el hecho correspondió a una descompresión fuerte en una planta separadora de gas. En el lugar intervinieron personal de la firma, equipos médicos y efectivos de la Policía de la provincia.

El Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa se pronunció sobre el hecho y aclaró que las víctimas no son trabajadores amparados por convenio colectivo. No obstante, el gremio informó que puso a disposición su equipo y su cadena sanitaria para colaborar en la atención de la situación, y expresó su acompañamiento a la familia del operario fallecido.

Otras muerte cerca de Vaca Muerta

En Neuquén, un grave accidente vial ocurrido en junio pasado involucró a tres vehículos y dejó una persona muerta en la ruta provincial 7, a la altura de Tratayen, en la zona de Vaca Muerta.

La persona que conducía una camioneta —quien se convirtió en la víctima mortal del siniestro— colisionó primero con un camión, lo que provocó que este último quedara atravesado en la calzada y desencadenara un segundo impacto con una trafic. Las autoridades implementaron restricciones de tránsito en el sector tras el siniestro.

El choque ocurrió hoy, cerca de las 7 de la mañana. La intervención de equipos de emergencia derivó en un operativo inmediato, que incluyó la derivación de los heridos a hospitales de la región. El conductor del camión fue trasladado al hospital de Añelo, mientras los ocupantes del minibús fueron llevados a un centro de salud en San Patricio del Chañar.

La víctima mortal fue identificada únicamente como el conductor de la camioneta, pero hasta hora no se informó su nombre ni otros datos personales.

En la última semana se conoció que la inflación mayorista de julio fue de 0,8%, un dato que el presidente Javier Milei festejó porque afirmó que se cumplió su proyección de que iba a empezar con cero a mediados de este año, pero también generó expectativa sobre lo que podría pasar con la minorista de agosto. Sin embargo, el precio del petróleo, que fue clave para que se consolide ese dato, empezó a subir en los últimos días y podría complicar el Índice de Precios al Consumidor (IPC) si se trasladara a los combustibles.

El Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec) informó que la variación interanual del IPIM alcanzó 31,1% y la suba acumulada en el año llegó a 16,6%. El dato tuvo repercusión política porque el Gobierno utilizó el resultado como muestra de que el programa económico logró consolidar una desaceleración relevante en los precios mayoristas. El Presidente eligió su cuenta de X para remarcar el número: “Y al final julio empezó con cero... Inflación mayorista = 0,8%. Ciao!”.

El Indec precisó que el incremento mensual reflejó el comportamiento de los productos nacionales, que avanzaron 0,8% en julio, y de los productos importados, que subieron 0,5% respecto del mes anterior. La consultora LCG destacó que la dilución del impacto que había tenido en los meses previos la suba del precio internacional del petróleo y sus derivados resultó determinante para la composición del índice.

En julio los precios mayoristas de los productos primarios mostraron deflación (2,2% contra 1,2% en junio), en gran medida por una baja de 9,2% en el precio del petróleo crudo

Los productos primarios mostraron deflación (2,2% contra 1,2% en junio), en gran medida por una baja de 9,2% en el precio del petróleo crudo, luego de un descenso de 5,3% el mes anterior. La desaceleración de los productos importados (0,5% frente a 2,3% en junio) se produjo en un contexto de relativa estabilidad del tipo de cambio de pesos por dólar. Entre ambos rubros, compensaron la inflación de manufacturas y energía, que se mantuvo más cerca del 2% mensual, con un aumento de 1,8% en julio.

Dudas por el conflicto en Medio Oriente

La cuestión es que el precio internacional del petróleo ya no se mantiene en el mismo valor de julio. El viernes a la mañana, el barril de Brent cotizó en USD 94. Desde el 22 de julio, cuando alcanzó un valor similar, mostró subas y bajas, pero desde el 16 de agosto se mantuvo por encima de los USD 90. Esta situación genera incertidumbre sobre la posibilidad de un nuevo aumento en el precio del combustible en Argentina.

Alejandro Giacoia, economista de EconViews, explicó que el dato de inflación mayorista se vio influido por la baja del rubro petróleo, que cayó 9,17% y representa cerca de un 5% del índice. Ese movimiento impactó de forma considerable en el resultado general.

Giacoia remarcó que el IPIM y el Índice de Precios al Consumidor (IPC) usan metodologías diferentes y miden distintas canastas de productos. Aunque proyectó que en agosto la inflación minorista descenderá algunas décimas respecto del 2,1% de julio, no previó que se acerque al nivel marcado por la mayorista. Para el economista, la baja esperada de la inflación minorista no se explicará por los mismos factores que determinaron la variación mayorista.

La baja esperada de la inflación minorista no se explicará por los mismos factores que determinaron la variación mayorista

En la misma línea, Lucio Garay Méndez, economista de EcoGo, consideró que los índices mayorista y minorista deben analizarse por separado, ya que la dinámica de los precios mayoristas rara vez anticipa lo que sucede con los minoristas en el mes siguiente.

Garay Méndez afirmó que el precio del petróleo fue central para el índice mayorista, mientras que en el minorista también inciden impuestos y tipo de cambio. En agosto, estimó que la baja no vendrá por el lado mayorista, sino por factores estacionales, con retrocesos en determinados rubros. En alimentos y bebidas, los incrementos se mantuvieron moderados, lo que resulta independiente de la evolución de los precios mayoristas: proyectó una tasa en torno de 1,6 por ciento.

Proyecciones del BCRA

El presidente del Banco Central de la República Argentina (BCRA), Santiago Bausili, se mostró optimista en la última semana respecto a la evolución de los precios en agosto. Durante el FIEL Premium Meeting, realizado en formato virtual, sostuvo: “Seguimos viendo una reducción de la inflación, los analistas que están publicando mediciones de alta frecuencia para agosto son bastante auspiciosos, a que pareciera que vamos a tener una tasa de inflación menor a la de julio, que tuvo factores transitorios, pero también probablemente menor a la de junio”.

Bausili consideró que en agosto podría ubicarse por debajo del 1,9% de junio, de acuerdo con las mediciones de alta frecuencia de las primeras dos semanas del mes.

El funcionario explicó que las presiones observadas en el primer trimestre, que se calificaron como temporarias, dejaron de pesar en el segundo trimestre. Además, subrayó que la inflación de abril, mayo y junio marcó una reducción en comparación con el período de octubre a marzo. En ese contexto, dijo que las expectativas del mercado permanecen ancladas, con una proyección de inflación para 2026 de 30% y para 2027 de 20 por ciento.

Las expectativas del mercado permanecen ancladas, con una proyección de inflación para 2026 de 30% y para 2027 de 20 por ciento (Bausili)

Las consultoras Analytica, LCG, EconViews y Eco Go difundieron datos para las primeras semanas de agosto y registraron comportamientos dispares en alimentos y bebidas. Pero en línea con la expectativa de Bausili, previeron que la inflación de agosto se ubique entre 1,8% y 1,9%, lo que refuerza la idea de una tendencia descendente en los últimos meses.

El Gobierno puso en el centro el registro mayorista como una señal de avance para el programa económico, pero los especialistas advierten que la dinámica del precio de los combustibles y la evolución del tipo de cambio serán factores decisivos en la inflación minorista.

Ante la consulta de Infobae, desde la compañía aseguraron que no hubo fuga del producto y, por ende, se descartó el riesgo de una detonación.

Según pudo confirmar este medio, el incidente ocurrió alrededor de las 7 de la mañana, a la altura del kilómetro 133 de la RN 205. Por causas que aún se encuentran bajo investigación, el camión cisterna de YPF, que había salido desde la refinería de La Plata, volcó en plena ruta y el acoplado con gas butano propano en su interior quedó dentro del cantero divisor.

De inmediato, intervino personal de seguridad y de Bomberos de Roque Pérez, que cortaron la ruta para garantizar la seguridad.

“La ruta va a permanecer cortada por completo por seguridad. Las dos manos. Estamos a la espera de la empresa así podemos verificar que no haya fuga y que se pueda proceder para remover el camión”, explicó Alejandro Luna, jefe de Bomberos de Roque Pérez, en diálogo con el canal de noticias TN.

En cuanto al operativo, Luna detalló que el armado de la zona perimetral de seguridad alrededor del vehículo responde al protocolo que existe para este tipo de incidentes, que involucran gases peligrosos. “Si no hay pérdida, tenemos que hacer un corte total de entre 50 y 100 metros a la redonda por seguridad ante una posible explosión. Si no hay fuga, podríamos llegar a habilitar una mano de la ruta”, adelantó.

Desde la empresa confirmaron a este medio que no hubo heridos ni pérdida de producto. Así, un equipo de YPF y una nueva unidad de transporte están en camino a la zona del siniestro para analizar la situación y comenzar con el trasvase del producto.

Recomendaciones para evitar la zona

Tras confirmar el corte total de la RN 205 a la altura de Roque Pérez, Luna, el jefe de Bomberos local, brindó sugerencias para que los automovilistas y transportistas puedan evitar la zona afectada.

“La gente que venga de Lobos va a tener que desviar por la ruta 41 y tiene que ir a Monte (San Miguel del Monte) o para el lado de Navarro, porque otra ruta no hay. Recomendamos que no vengan por la 205 hacia Roque Pérez porque va a estar cortada durante varias horas”, subrayó.

Santander Argentina y YPF ampliaron su alianza para que los usuarios de App YPF puedan comprar acciones de la compañía directamente desde la aplicación, durante el horario de mercado, a partir de una solución que integra capacidades financieras y tecnológicas del banco.

La incorporación de esta alternativa marca un hito: YPF es la primera compañía del mundo en facilitar la adquisición de sus propias acciones a través de su app, según informaron las empresas.

La nueva funcionalidad se suma a herramientas ya incluidas en el acuerdo, como la remuneración de saldos, la posibilidad de realizar pagos en dólares y la gestión de CVU, saldos y transferencias de los usuarios, con el objetivo de concentrar pagos, administración de fondos, ahorro e inversión en un mismo entorno.

“Es un avance relevante para el sistema financiero, porque muestra cómo la tecnología puede ampliar el acceso a herramientas que antes parecían más lejanas” (Butti)

“Después de incorporar nuevas soluciones financieras a App YPF, hoy damos un paso más para que sus usuarios puedan comprar acciones de YPF directamente desde la aplicación. Es un avance relevante por varias razones. Para las personas, porque acerca el ahorro, la inversión y el mercado de capitales a un entorno simple y conocido. Para YPF, porque se convierte en la primera compañía del mundo en facilitar la compra de sus propias acciones desde su app. Y para el sistema financiero, porque muestra cómo la tecnología puede ampliar el acceso a herramientas que antes parecían más lejanas”, señaló Alejandro Butti, CEO de Santander Argentina.

Según Santander, la iniciativa se enmarca en una estrategia para desarrollar soluciones financieras abiertas e integradas a la vida cotidiana, con infraestructura que permita a los usuarios administrar fondos y acceder a nuevas alternativas de inversión desde App YPF.

“La incorporación de esta alternativa de inversión marca además un hito: YPF será la primera compañía del mundo en facilitar la adquisición de sus propias acciones a través de su aplicación, ampliando las posibilidades para que más personas puedan convertirse en accionistas de la empresa”, cerró el banco en un comunicado.

A partir de este martes está habilitada la compra y venta de acciones de la petrolera de mayoría estatal YPF dentro de su propia aplicación. Es la primera compañía del mundo en ofrecer esa operatoria en su aplicación, una decisión que busca ampliar el acceso de pequeños inversores al capital de la petrolera después del split accionario 10 a 1 aplicado dos semanas atrás.

La medida llega después de que la empresa redujera el precio unitario de cada papel a una décima parte sin alterar el valor total de cada tenencia, lo que se conoce como split de acciones. Según informó la compañía, el cambio multiplicó por 10 la cantidad de acciones en manos de cada inversor y apuntó a mejorar la liquidez del papel en el mercado local.

La nueva función de la app opera durante el horario de mercado (de 10:30 a 17 horas) y se incorporó a partir de una alianza entre YPF y el banco Santander, que administra los fondos de los usuarios de la aplicación. La herramienta se suma a otras opciones ya disponibles en la plataforma, como fondear saldos, obtener remuneración sobre ese dinero, pagar en estaciones de servicio, hacer transferencias, pagar servicios y recargar.

“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 el presidente de la firma energética Horacio Marín.

El split multiplicó por 10 la cantidad de acciones

El desdoblamiento accionario se aplicó sobre el papel local identificado con el ticker $YPFD. Por cada acción que un inversor tenía en cartera, pasó a tener 10, con un precio ajustado en la misma proporción. Ese mecanismo no modificó el dinero invertido, el porcentaje de participación en la empresa ni los derechos políticos asociados a cada tenencia. Cada acción mantuvo un voto y la compañía indicó que la medida tampoco alteró el patrimonio de los accionistas.

De acuerdo con la nota presentada ante la Comisión Nacional de Valores, Bolsas y Mercados Argentinos y A3 Mercados S.A., la operación implicó pasar de 393.312.793 acciones ordinarias escriturales de valor nominal $10 cada una a 3.933.127.930 acciones ordinarias de $1. El capital social se mantuvo en 3.933.127.930 de pesos.

La empresa también aclaró que no correspondía liquidar fracciones de acciones, de acuerdo con el reglamento de listado de ByMA. El objetivo formal del cambio fue mejorar la liquidez bursátil y facilitar la entrada de inversores minoristas.

Resultados récord

Días antes del lanzamiento del split, YPF informó que cerró el segundo trimestre de 2026 con un EBITDA ajustado de USD 2.804 millones, el más alto de su historia, y una utilidad neta de USD 1.205 millones, la segunda mayor de sus registros. Los ingresos trimestrales fueron de USD 6.574 millones, un 33% más que en el trimestre anterior, con un margen operativo del 43% sobre ventas.

La deuda neta cayó a USD 7.654 millones y el ratio de apalancamiento bajó a 1,09 veces, el nivel más bajo en 11 años. Durante el trimestre, Fitch, S&P y Moody’s elevaron la calificación crediticia de la compañía. El flujo de caja libre fue de USD 824 millones. Sin el pago por los activos de Equinor en Vaca Muerta, habría alcanzado los USD 1.000 millones.

De cara al final de este año y con un precio proyectado del Brent de USD 82 por barril, la petrolera elevó su guía anual y ahora espera para 2026 un EBITDA ajustado en el área de USD 8.000 millones, casi el doble del de 2025 al mismo nivel de precios. El CAPEX subió a un rango de entre USD 5.800 y USD 6.200 millones, con cerca del 70% destinado a actividad no convencional, y la meta de producción shale para fin de año es de 250.000 barriles diarios. “Los pozos ya están perforados, solo falta fracturarlos”, dijo Marín en la conferencia de resultados.

La semana pasada, además, la compañía presentó su proyecto Argentina LNG, que impulsa junto con la italiana Eni y la emiratí ADNOC, al RIGI. Con una inversión estimada de USD 51.000 millones y una capacidad prevista de entre 12 y 18 millones de toneladas anuales, Marín aseguró que “sin RIGI hoy no hay LNG”. Se trata de la iniciativa más importante presentada en el marco del régimen así como del desembolso privado más grande en la historia del país.

Días después de presentar ante el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) el proyecto más grande de su historia —Argentina LNG, con una inversión estimada de USD 51.000 millones—,YPF reveló la metodología con la que licitará las obras e insumos que demandará esa iniciativa. Horacio Marín, presidente y CEO de la petrolera de mayoría estatal, describió la fórmula que utilizará para conseguir los costos más bajos para llevar a cabo la iniciativa que busca exportar GNL desde las costas de Río Negro.

Se trata, según explicó Marín, de la subasta japonesa inversa modificada, un mecanismo en el que los precios bajan ronda a ronda y cada oferente compite, en algún punto, contra sí mismo, sin saber si sus rivales ya abandonaron.

La primera aplicación del nuevo esquema licitatorio fue para la construcción del gasoducto que correrá 527 kilómetros desde la zona de Plaza Huincul, en Neuquén, hasta las costas del Golfo San Matías, en Río Negro. El contrato, cercano a los USD 1.200 millones, se adjudicó hace poco más de un mes a la alianza formada por Pumpco —cuyos accionistas son también dueños del club Inter Miami, donde juega Lionel Messi—, la italiana Bonatti y la firma local Contreras Hermanos. La oferta ganadora resultó un 15% inferior a la presentada por la unión transitoria de Techint y Sacde, lo que representó un ahorro superior a los USD 150 millones.

Cómo funciona la subasta

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, explicó el funcionamiento del mecanismo en el programa de Eduardo Feinmann, en A24: antes de la subasta, todas las empresas participantes deben tener sus condiciones técnicas, legales y financieras aprobadas y el contrato firmado. Solo entonces, en igualdad de condiciones, comienza la competencia por precio. “Ponemos un escribano y va a estar el vicepresidente de YPF y otra persona de la compañía. Están cerrados, están incomunicados, ninguno podemos comunicarnos con ellos hasta que se termina la subasta”, describió Marín.

La dinámica opera en rondas sucesivas. Un software envía a todos los participantes el precio de partida y les pregunta si lo aceptan. Quienes dicen que sí pasan a la siguiente ronda, donde el número baja. Quienes se retiran no saben si hay otros que también lo hicieron, y quienes permanecen tampoco saben cuántos competidores siguen activos. “Cuando va a cuatro mil seiscientos hay dos que se van, pero los dos que se van no saben si ganaron, porque no hay comunicación entre ellos”, ilustró el CEO con un ejemplo hipotético de cuatro proveedores.

Ese diseño genera lo que Marín identificó como un “efecto psicológico”: el instinto de ganar empuja a los oferentes a seguir bajando incluso cuando podrían haberse detenido. “Hay un caso que hicimos que estuvieron horas compitiendo con ellos mismos”, reveló. El resultado, según el ejecutivo, es sistemáticamente el menor precio posible. Al cierre de la subasta, el escribano labra el acta de forma inmediata. “No hay lobby. Se acabó”, sintetizó Marín.

El diseño del mecanismo también apunta a proteger a quienes deben firmar las decisiones de adjudicación: al eliminar el margen para negociaciones bilaterales o criterios discrecionales, reduce la exposición de los funcionarios a presiones y cumple con estándares internacionales de compliance. La plataforma en la que se realiza la subasta es auditada y monitoreada por escribano público.

El impacto en el mercado de proveedores

La licitación de los tubos y la posterior compulsa para la construcción del gasoducto generó un fuerte enfrentamiento en el otro proyecto de GNL, Southern Energy, el que lidera Pan American Energy y donde también participa YPF. De hecho, a comienzos de año, Tenaris —subsidiaria del Grupo Techint y única productora local de este tipo de tubos— perdió frente a la india Welspun la licitación de caños para SESA. Esa derrota desencadenó una andanada de críticas del presidente Javier Milei hacia Paolo Rocca, a quien llegó a llamar “Don Chatarrín de los tubitos caros” en distintos foros. Semanas después, Techint Ingeniería y Construcción también quedó fuera de la adjudicación de la obra civil del gasoducto de SESA, que fue a manos de la UTE Víctor Contreras - SICIM.

Por delante se sucederán una serie de licitaciones millonarias para el proyecto de YPF: la obra civil de la nueva planta separadora en Neuquén, los tendidos de un gasoducto, un poliducto y un oleoducto, y la mega planta de NGLs en Río Negro para la extracción de propano, butano y gasolina, un complejo de escala comparable a la refinería de La Plata. En total, este bloque de obras movilizará alrededor de USD 24.000 millones en infraestructura de midstream, sobre un presupuesto global de USD 29.000 millones hasta 2031.

Las obras se realizarán en el marco del Argentina LNG, proyecto que YPF desarrolla junto a la italiana Eni y la emiratí ADNOC a través de su brazo inversor XRG, y que apunta a producir un mínimo de 12 millones de toneladas de gas natural licuado por año, con potencial de escalar hasta 18 millones.

Tras presentar este jueves en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) el proyecto Argentina LNG, que demandará un desembolso estimado de USD 51.000 millones, el presidente de YPF, Horacio Marín, aseguró que, con este proyecto, Argentina va a exportar a partir de 2031 “alrededor de USD 10.000 millones anuales durante 20 años”, es decir, un tercio de los USD 30.000 millones que se estiman para todas las exportaciones de la empresa en ese mismo plazo.

Marín relató: “Desde que llegamos a YPF y fuimos armando un proyecto todo técnico, estamos haciendo el financiamiento previo y esperamos firmar el compromiso final de inversión para fin de este año. A partir de 2027, empezaremos a avanzar con las obras”.

Detalló, en diálogo con Radio Mitre, que las obras incluyen una planta y pozos: “Hay que hacer más de 150 pozos para llegar al pico de producción y luego hay que continuar perforando hasta el 2050. Después hay que hacer una planta que es cuatro veces más grande que la planta más grande que ya hay en la Argentina, en Neuquén”.

“Luego hay que hacer el gasoducto más grande de Argentina, de 48 pulgadas, que es un diámetro de un metro veinte. Después tenemos que hacer un oleoducto paralelo al VMOS, una planta gigante de alrededor de 200 hectáreas y el puerto. Las plantas flotantes vienen del exterior”, explicó Marín.

“Río Negro va a cambiar de una manera exponencial. Este proyecto va a generar 20.000 puestos de trabajo”, agregó.

Se añade una contratación estimada de USD 15.000 millones en bienes y servicios a proveedores nacionales, lo que impulsaría el desarrollo de la industria local y el resto de la cadena de valor energética del país.

“Este es un proyecto que, como es el financiamiento más grande que va a existir en Latinoamérica, es una combinación de ECAs, que son agencias de crédito a la exportación y dan una garantía. Estamos trabajando con SACE, de Italia, y Euler Hermes, de Alemania, porque vamos a venderle a Europa y posiblemente también a Asia”, precisó Marín.

“Hay mucho apetito por el proyecto. El proyecto es muy robusto y el RIGI lo hace extraordinario”, resaltó y remarcó que “esto es pura inversión extranjera”.

“El dinero para poder invertir en este proyecto, que en los primeros cuatro años es del orden de los USD 29.000 millones, es absolutamente inversión extranjera, porque a nosotros también nos prestan la plata bancos extranjeros. Nos prestan por la transformación de YPF, porque este proyecto está insertado en un cambio macroeconómico del gobierno extraordinario, porque hay un RIGI que da seguridad jurídica, seguridad cambiaria, seguridad contractual”, afirmó Marín.

El financiamiento del proyecto se estructura como el mayor esquema de project finance de América Latina. El desarrollo total demandará unos USD 51.000 millones, distribuidos entre las etapas de upstream, midstream y downstream. Del total, un 70% será cubierto mediante crédito internacional y el 30% restante, con aportes directos de los socios.

El foco inmediato está puesto en cerrar el financiamiento de la primera etapa, que requerirá USD 15.500 millones, con JP Morgan a cargo del diseño financiero. Según reveló Marín a Infobae, 47 bancos presentaron sus propuestas y el monto total ofrecido alcanzó 2,4 veces el financiamiento requerido.

Por otro lado, en cuanto al buffer de precios en los combustibles, aplicado a raíz del conflicto en Medio Oriente que llevó el barril de crudo por encima de los USD 100, Marín señaló: “La verdad que yo estoy muy contento porque creo que los privados en Argentina, sin ninguna intervención del estado, logramos pasar una crisis de precios y no generar ruido económico. Ayudamos a la gente a la gente de pie. Y, por el otro lado, no tomamos ninguna decisión que vaya en contra de nuestros accionistas, que son el Estado nacional y toda la gente que compra acciones. Nos falta un tiempo para recuperar la diferencia, por lo que van a seguir los precios estables”.

La petrolera de mayoría estatal YPF presentará este jueves en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) su proyecto Argentina LNG, la iniciativa de exportación de gas natural licuado que demandará un desembolso estimado de USD 51.000 millones, el mayor presentado hasta el momento. El proyecto que la compañía lleva adelante junto a la italiana Eni y la emiratí ADNOC a través de su brazo inversor XRG no es nuevo, y apunta a producir un mínimo de 12 millones de toneladas de gas licuado por año, con una meta de escalar hasta 18 millones. Hasta ahora es el proyecto más grande que se sumó al programa de beneficios para inversiones.

Según pudo confirmar Infobae, la presentación ante el RIGI marca un hito formal en el avance de un proyecto que, una vez en plena operación, podría generar exportaciones por USD 10.000 millones anuales durante dos décadas y que no hubiera sido posible sin el nuevo marco regulatorio. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, había resaltado en una nota con este medio la importancia del régimen para este tipo de proyectos: “Sin RIGI hoy no hay LNG. Lo dije al principio y lo sigo diciendo. Era muy necesario ese cambio y esa apertura a los negocios”.

La infraestructura que demandará el proyecto es de escala inédita para la Argentina. El plan contempla la construcción de un gasoducto de 527 kilómetros entre Meseta Buena Esperanza, en Neuquén, y Sierra Grande, en Río Negro, con un diámetro de 48 pulgadas y una capacidad proyectada de alrededor de 100 millones de metros cúbicos diarios. En paralelo, se construirá un poliducto para el transporte de líquidos asociados al gas, plantas de tratamiento y al menos dos barcos fábrica licuefactores frente al Golfo San Matías. Un gasoducto de ese diámetro no existe actualmente en el país.

El financiamiento del proyecto se estructura como el mayor esquema de project finance de América Latina. El desarrollo total demandará unos USD 51.000 millones, distribuidos entre las etapas de upstream, midstream y downstream, con un 70% cubierto mediante crédito internacional y el 30% restante con aportes directos de los socios. El foco inmediato está en cerrar el financiamiento de la primera etapa, que asciende a USD 15.500 millones, con JP Morgan a cargo del diseño financiero. Según reveló Marín a Infobae, 47 bancos presentaron números y el total ofrecido llegó a 2,4 veces lo requerido. “Cuando tenés un book que sobrepasa lo que necesitás, eso significa más plazo y menos tasa”, explicó Marín. Entre las entidades que participarían se destaca el Santander.

El plan de inversiones contempla un desembolso total 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, se estima una inversión cercana a los USD 29.000 millones: unos USD 24.000 millones destinados a infraestructura estratégica —complejos industriales, ductos, instalaciones portuarias y las dos unidades FLNG— y alrededor de USD 5.000 millones para el desarrollo del upstream y la perforación de pozos.

Los bloques que alimentarán el proyecto ya están definidos. Tras la compra de Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II —que pertenecían en partes iguales a YPF y Pluspetrol—, un swap de activos dejó la distribución en 36% para YPF y 32% para cada socio internacional. La administración de esas áreas quedó en manos de UPCO ARLNG I S.A.U., la sociedad creada específicamente para el proyecto.

El impacto sobre el empleo también figura entre los compromisos del proyecto. Durante la etapa de construcción, prevista entre 2026 y 2030, Argentina LNG generará aproximadamente 20.000 puestos de trabajo anuales, con picos de hasta 40.000 trabajadores en los períodos de mayor actividad. Ya en la fase de operación, el proyecto sostendrá alrededor de 8.000 empleos anuales entre directos e indirectos. A eso se suma una contratación estimada de USD 15.000 millones en bienes y servicios a proveedores nacionales, lo que impulsaría el desarrollo de la industria local en Neuquén, Río Negro y el resto de la cadena de valor energética del país.

Entre las obras que demanda el proyecto, la licitación de los caños para el gasoducto es una de las más esperadas por la industria, dado el volumen y la escala del contrato. Tenaris estudia una inversión para participar al menos en el revestimiento, aunque la fabricación completa en el país es inviable por el diámetro requerido. El holding que lidera Paolo Rocca busca revancha en la compulsa principal tras perder la última licitación de caños frente a la india Welspun, que se quedó con el contrato para proveer los tubos al otro proyecto de GNL del país, Southern Energy (SESA), liderado por Pan American Energy (PAE).

De hecho, SESA ya firmó un contrato por USD 7.000 millones con la empresa estatal alemana Securing Energy for Europe (SEFE) para exportar 2 millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años a partir de fines de 2027. Ese volumen cubrirá cerca del 80% de la capacidad del primer buque licuador, el Hilli Episeyo, frente al Golfo San Matías. Los buques de SESA tienen entre un 40% y un 60% menos de capacidad que los previstos para Argentina LNG, cuyo inicio de operaciones está proyectado entre 2029 y 2031.

La Argentina casi duplicó la estimación de petróleo recuperable de Vaca Muerta. Un nuevo estudio del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) calculó en 30.170 millones de barriles los recursos técnicamente recuperables de la formación, frente a los 16.220 millones que proyectó la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos (EIA) en 2013, el año en que comenzó el desarrollo comercial a gran escala de la cuenca neuquina.

El Gobierno divulgó los resultados este miércoles, el mismo día que el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, los expuso ante empresarios del sector en el AmCham Energy Forum como argumento para acelerar el ritmo de extracción. “Un barril perdido de petróleo hoy lo perdiste”, afirmó González en el encuentro organizado por la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina (AmCham).

Los tres factores que casi duplicaron el número

El salto respecto de las estimaciones de 2013 responde a tres variables técnicas que actúan de forma combinada. La primera es la expansión del área prospectiva útil —la superficie donde resulta viable perforar—, que creció un 22% con la incorporación de zonas del sur de Mendoza y Río Negro.

La segunda es el espesor útil de la formación: Vaca Muerta no es una capa homogénea sino un conjunto de niveles de roca superpuestos, y hoy se identifica un 39% más de esos niveles como aptos para perforar gracias a la experiencia acumulada en la última década.

La tercera es el factor de recuperación —el porcentaje del petróleo presente en la roca que puede extraerse con la tecnología disponible—, que aumentó un 54% por mejoras en la distancia óptima entre pozos y avances en la estimulación hidráulica.

La comparación se hace contra 2013, año en el que Miguel Galuccio, entonces presidente de YPF, y Alí Moshiri, CEO de Chevron para América Latina y África, firmaron el acuerdo para explotar el área Loma Campana con una inversión inicial de USD 1.240 millones. Ese convenio marcó el pasaje de la etapa piloto a la explotación comercial a gran escala mediante la técnica del fracking, y convirtió a Loma Campana en el primer desarrollo no convencional masivo fuera de América del Norte. Cuando la EIA calculó sus proyecciones ese año, la formación producía apenas 10.000 barriles diarios.

Entre ese punto de partida y el presente, los números cuentan otra historia. En junio de 2026, la producción nacional de petróleo alcanzó un récord de 914.900 barriles diarios, con Vaca Muerta como principal responsable: el petróleo no convencional ya representa el 70% de la producción argentina acumulada en el año. Solo en los últimos 12 meses, la formación incorporó 157.486 barriles diarios adicionales —un volumen superior al que generaba toda la cuenca en 2018—, a un ritmo promedio de crecimiento anual del 36% desde que se inició el desarrollo masivo.

El argumento de la urgencia

González tradujo esas cifras al señalar que, al ritmo actual de producción, los 30.000 millones de barriles estimados equivaldrían a casi un siglo de actividad; medidos sobre las exportaciones presentes, implicarían unos 250 años. Esa aritmética, lejos de sugerir pausa, fue la base de su llamado a acelerar. El funcionario describió el cambio de enfoque oficial como el pasaje de una “gestión de la escasez” a una “gestión de la abundancia”, con menor intervención estatal en la formación de precios y mayor protagonismo del sector privado.

En ese marco, González ubicó al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) como palanca de ese proceso. El régimen, según explicó, no modifica los volúmenes de petróleo existentes en el subsuelo, pero amplía las condiciones para desarrollarlos: facilita proyectos de exportación, vuelve viables desarrollos que antes quedaban fuera de cartera y mejora la capacidad de evacuación de crudo y gas. Entre los casos mencionados figuró el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que une Allen con Punta Colorada a lo largo de 437 kilómetros, y anticipó que YPF avanzará con la presentación del proyecto Argentina GNL al esquema de beneficios.

El VMOS, cuya construcción ya superó el 77%, está previsto para comenzar sus operaciones de exportación a principios de 2027 con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, escalable a 550.000 en el transcurso de ese año y a 700.000 a partir de 2028. YPF proyecta que el proyecto le permitirá generar exportaciones cercanas a USD 15.000 millones anuales hacia 2030. El Banco Central, por su parte, estimó que las exportaciones combinadas de energía y minería superarán los USD 51.000 millones en ese mismo año.

El estudio fue solicitado formalmente por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía en octubre de 2025 y elaborado por un equipo multisectorial que integró técnicos de siete operadoras —YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron y Tecpetrol—, docentes de la Universidad de Buenos Aires (UBA) y la Universidad Nacional de La Plata (UNLP), y especialistas de la propia Secretaría y del IAPG. La metodología aplicada, un análisis volumétrico probabilístico bajo el estándar internacional PRMS 2018, fue avalada formalmente por el IAPG y por ambas universidades.

El mercado local viene perdiendo atractivo para los inversores en las últimas jornadas. A la debilidad que muestran los bonos en dólares ahora también se sumaron las acciones. El índice líder S&P Merval cayó ayer casi 4% y se aleja de los máximos que había alcanzado en dólares en lo que va de 2026.

El ejemplo más claro de esta cautela que muestra el mercado con las acciones argentinas fue el comportamiento del papel de YPF. La petrolera divulgó un balance con ganancias récord correspondiente al segundo trimestre. No sorprendió tanto porque estaba claro que la suba del petróleo en ese período generaría un impacto positivo en la rentabilidad.

Pero, además, el mismo día se conoció la venta de Metrogas a Edenor, que dejará una ganancia en los estados contables de YPF del orden de los 200 millones de dólares.

Como si esto fuera poco, el barril del petróleo Brent volvió a niveles de USD 90 ante una escalada del conflicto entre Estados Unidos e Irán. Pero nada de esto fue suficiente para sostener el precio. El ADR de YPF en Wall Street arrancó 3% arriba, pero luego fue perdiendo fuerza para terminar cayendo 3,5 por ciento. En cambio, el índice XLE -que agrupa a las principales petroleras que operan en Nueva York- subió 1,25 por ciento.

Un informe de Adcap dejó a la acción de la compañía con recomendación de compra, con un precio objetivo de USD 63 para los próximos doce meses.

Las acciones del sector financiero también sufrieron los efectos de un clima de mayor incertidumbre, no solo afuera sino también a nivel local. Hubo caídas fuertes, superiores a 4%, en los ADR de Galicia y Macro.

La acción de Supervielle estuvo menos perjudicada y cayó solo 1,3% luego de divulgar un balance que también arrojó buenos resultados. Ganó $12.800 millones en el segundo trimestre, contra una pérdida de $18.200 millones en el trimestre anterior. Pero si no se contabilizara el costo incurrido para avanzar en una reducción de personal del 17%, la utilidad hubiera trepado a 36.000 millones de pesos.

Por otra parte, tuvo una disminución leve de la mora, que pasó de 5,6% a 5,5% del total de la cartera. En la entidad destacaron que el nivel de morosidad se encuentra 210 puntos básicos por debajo del promedio del sistema.

Con estas últimas caídas el índice S&P Merval medido en dólares ya está por debajo de los 1.900, bastante lejos de los máximos de 2.200 que llegó a tocar en el primer semestre, sobre todo por la fortaleza de las acciones de energía.

La expectativa ahora pasa por otros balances de bancos locales que se irán conociendo la semana próxima. En particular, para observar si se consolida la tendencia de un balance positivo, luego de un par de trimestres en rojo. Esto dejaría en claro que el peor efecto que el incremento de la morosidad tuvo en los balances ya pasó a un segundo plano.

También hubo excelentes balances de empresas como Pampa Energía y particularmente Telecom, que empieza a mostrar los frutos de la compra de Telefónica de Argentina.

Los bonos en dólares también continúan flojos y el riesgo país volvió a subir hasta niveles de 467 puntos básicos. De esta manera, el rebote ya acumula más de una semana y se aleja de la zona de los 400 puntos, que estuvo a punto de perforar luego de las mejoras de la calificación de riesgo por parte de las tres principales agencias.

Sin embargo, las encuestas que marcan un deterioro del humor social, una disminución del apoyo al Presidente y el deterioro del Índice de Confianza en el Gobierno estarían generando mayor cautela entre los inversores. Ahora los principales politólogos remarcan que una victoria en primera vuelta de Javier Milei no está para nada asegurada, lo que incrementa el nivel de incertidumbre.

Hoy será un día relevante para Wall Street porque se conocerá el índice de inflación minorista de julio en Estados Unidos, un dato clave para lo que podría decidir la Reserva Federal en relación al futuro de las tasas de interés. El impacto de este dato -que se divulgará a las 9.30 horas de Argentina- tendrá efecto inmediato también sobre el mercado local, por lo que habrá que seguirlo de cerca.

Diego Santilli asumirá la representación del Estado Nacional en YPF S.A. como director titular y ejercerá ese puesto sin cobrar honorarios ni otra retribución vinculada al cargo.

Según un documento fechado el 10 de agosto de 2026 en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el jefe de Gabinete ejercerá como director titular por la Clase A con carácter ad honorem y renunció a toda percepción económica asociada a esa función.

El nombramiento coloca a Santilli en una de las posiciones institucionales de mayor peso dentro del directorio de la petrolera. Esa representación estatal ya estuvo antes en manos de otros jefes de Gabinete; por ejemplo, Manuel Adorni, que renunció al cargo tras su salida como jefe coordinador de ministros por la investigación en su contra por presunto enriquecimiento ilícito.

La renuncia expresa a toda retribución

El funcionario nacional dejó asentado por escrito que cumplirá la función sin remuneración. También formalizó una renuncia expresa, irrevocable y por todo el tiempo que dure su designación.

En el texto se especifica que abarca remuneración, honorarios, dieta, retribución, compensación, viáticos y cualquier otro concepto de naturaleza económica que pudiera corresponderle por el ejercicio del cargo. El documento fue dirigido al directorio de YPF en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

El peso de la acción de oro en el directorio de YPF

La representación del Estado mediante la acción de oro, o Clase A, tiene facultades sobre decisiones estratégicas de la compañía. Entre ellas figuran el poder de veto, la capacidad de decisión directa en la Asamblea de Accionistas y un voto determinante ante procesos de fusión, reorganización o privatización.

El directorio de YPF está integrado por 11 directores titulares, seis directores suplentes y seis síndicos, de los cuales tres son titulares y tres suplentes. Dentro de ese esquema, Santilli ejercerá la representación exclusiva de las acciones Clase A y estará encargado de resguardar los intereses del Estado Nacional.

La nota presentada por el funcionario establece que esa tarea en el directorio no tendrá contraprestación económica mientras se mantenga su designación.

Otros focos de atención

Mientras tanto, Santilli intenta encaminar un acuerdo con diez gobernadores por la ley de zonas frías y negocia por zonas cálidas. El funcionario mantuvo comunicaciones constantes con los mandatarios provinciales, buscando consensos que permitan evitar dilaciones en el tratamiento legislativo del proyecto.

Las gestiones apuntan a consolidar un acuerdo político de cara a la reunión programada para este miércoles en Posadas. Según fuentes de la Casa Rosada, el entendimiento logrado podría resolver dos cuestiones centrales: evitar la apertura de un nuevo frente de conflicto con las provincias del norte y garantizar en el Senado el apoyo parlamentario necesario para el proyecto de Zonas Frías, que ya tiene sanción de Diputados.

En paralelo a esa negociación, el gobierno nacional tiene en agenda las negociaciones para el desarrollo de infraestructura hídrica en el norte argentino, que sumará un nuevo capítulo esta semana.: Diego Santilli y el ministro de Economía, Luis Caputo, tienen previsto viajar este jueves 13 de agosto a Catamarca, donde mantendrán un encuentro con Raúl Jalil y Elías Suárez. La agenda se centrará en la puesta en marcha de la Red de Acueductos y Plantas Potabilizadoras Albigasta, un proyecto clave para la región.

La iniciativa contará con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). El presupuesto asignado asciende a $99.769 millones, con un plazo de ejecución de 36 meses y una proyección de beneficiar a 35.900 habitantes de Catamarca y Santiago del Estero. El plan contempla la construcción de dos plantas potabilizadoras y la instalación de 50 kilómetros de acueducto, lo que permitirá mejorar sustancialmente el acceso al agua potable en ambas provincias.

El viaje de los funcionarios tiene como fin avanzar en el inicio de las obras, consideradas prioritarias por los gobiernos provinciales y nacional. La Red de Acueductos y Plantas Potabilizadoras Albigasta representa un paso significativo para garantizar el suministro de agua segura a miles de personas, y responde a una demanda histórica de las comunidades locales.

YPF resolvió avanzar en la venta de su participación en Metrogas y Metroenergía tras aceptar una oferta de Edenor por 780 millones de dólares. La decisión se enmarca en la estrategia de la compañía de optimizar su portafolio y concentrar inversiones en el desarrollo de Vaca Muerta.

En un comunicado, la petrolera informó que “aceptó la oferta presentada por EDENOR S.A. para la compra de su participación accionaria en MetroGAS S.A. (‘MetroGAS’) y MetroENERGÍA S.A. (‘MetroENERGÍA’) por un monto de USD 780 millones”. Según la firma, la operación surgió de “un proceso competitivo y transparente” en el que Citigroup actuó como asesor financiero.

Edenor es la firma controlada por los empresarios Daniel Vila y José Luis Manzano, quien ya contaba con una participación de 9,23% en principal distribuidora de gas del país a través de su vehículo de inversión Integra Capital.

En tanto, la junta directiva de YPF aprobó la propuesta seleccionada tras analizar las distintas ofertas recibidas. El cierre de la operación está sujeto al cumplimiento de condiciones establecidas en la oferta, entre las que figuran “la obtención de las autorizaciones regulatorias correspondientes y de las garantías de cumplimiento previstas”.

La operación comprende:

• El 70% del capital social y derechos de voto de YPF en Metrogas, que equivale a 290.277.316 acciones nominativas, no endosables, Clase A y 108.142.529 acciones nominativas, no endosables, Clase B, todas con valor nominal de $1 y derecho a un voto por acción.
• El 5% del capital social y derechos de voto de YPF en MetroENERGÍA, correspondiente a 11.500 acciones nominativas, no endosables, Clase A, de valor nominal $1 y derecho a un voto por acción.

Además, desde la petrolera aseguraron que la venta de estos activos forma parte de la estrategia de YPF de “continuar optimizando su portafolio de activos y concentrando sus esfuerzos e inversiones en el desarrollo de Vaca Muerta, con el objetivo de consolidarse como una compañía shale de clase mundial y avanzar en su transformación en un actor energético de escala global”.

La operación se inscribe en la revisión estratégica permanente del portafolio de activos de la empresa petrolera. La compañía considera que esta decisión permitirá reforzar su foco en áreas de alto potencial dentro del sector energético argentino.

El proceso de venta de Metrogas

El proceso de venta de Metrogas comenzó en abril, cuando trece empresas manifestaron interés y presentaron ofertas preliminares. Tras una primera criba, nueve compañías avanzaron a la siguiente etapa y, posteriormente, cinco continuaron el proceso durante la due diligence, fase donde las interesadas accedieron a información financiera detallada y mantuvieron encuentros con directivos y especialistas de Metrogas.

Según pudo saber Infobae, la elección final no estaba sujeta únicamente del monto ofertado por cada grupo. Tanto la estructura de los pagos como la solvencia financiera de los oferentes fueron determinantes en la evaluación. El propósito era evitar compromisos económicos que luego no puedan cumplirse.

En efecto, las propuestas fueron sometidas a un análisis para verificar que cumplan con los criterios exigidos durante el proceso. Solo aquellas que superaron esta revisión pudieron participar de la instancia definitoria.

El interés por Metrogas responde a factores estratégicos y financieros. La compañía distribuye gas a más de 2,4 millones de usuarios en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y en once partidos del sur y sudoeste del Gran Buenos Aires. Además, en julio realizó un reparto de dividendos por 100.000 millones de pesos —equivalentes a unos 66 millones de dólares al tipo de cambio oficial—, el primero desde noviembre de 2001, cuando la crisis económica interrumpió esta práctica durante más de veinte años.

Al mismo tiempo, la licencia de operación de Metrogas, vigente desde hace 35 años, caduca en diciembre de 2027. El Enargas ya envió al Poder Ejecutivo una recomendación para prorrogarla por dos décadas, hasta 2047, según lo previsto por la Ley Bases, aunque la decisión todavía no fue oficializada. La definición sobre la extensión de la licencia incide directamente en la previsibilidad del negocio.

La venta de Metrogas forma parte del Plan 4x4 de YPF, la estrategia impulsada por su presidente, Horacio Marín, para concentrarse en la producción no convencional con eje en Vaca Muerta y desprenderse de activos considerados secundarios. En sintonía con este enfoque, YPF concretó en diciembre de 2025 la transferencia de Profertil, la principal empresa de urea del país, en una operación de 1.200 millones de dólares a favor de Adecoagro y la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA).

YPF alcanzó en el segundo trimestre de 2026 el mayor resultado operativo de su historia, con un margen del 43% sobre los ingresos y una utilidad neta de USD 1.205 millones, la segunda cifra más alta registrada por la empresa. Además, un Ebitda –siglas en inglés para beneficios antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones– ajustado de USD 2.804 millones, el valor más alto en sus registros.

“Cabe resaltar que el trimestre de mayor utilidad neta corresponde al Q3 del año anterior. El Ebitda del trimestre creció 150% respecto al año anterior, impulsado por el continuo crecimiento de la producción de shale, la reducción en los costos de extracción, los niveles récord de procesamiento, la continua optimización y eficiencia operativas y la dinámica alcista de precios. Durante el trimestre, YPF implementó un esquema de buffer temporal de precios de naftas y gas oil por el cual no trasladó al surtidor el impacto completo de la suba de precios internacionales”, detalló la empresa que preside Horacio Marín.

Desde la empresa atribuyeron este desempeño a un crecimiento sostenido de la producción en Vaca Muerta, mejoras en la eficiencia interna y una política de precios que priorizó la competitividad.

El documento remarca que “la utilidad neta más alta de la historia corresponde al tercer trimestre del año anterior”, aunque el segundo trimestre de 2026 consolida el camino ascendente de la petrolera.

La producción de petróleo shale promedió 213.000 barriles diarios, lo que implica un incremento del 47% respecto del mismo período de 2025. YPF anticipó que, para finales de este año, espera llegar a los 250.000 barriles diarios de shale, apoyada en proyectos estratégicos como Loma La Lata Oil, presentado en mayo ante el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). La inversión anunciada para este desarrollo asciende a 25.000 millones de dólares.

En materia de inversiones, la compañía destinó USD 1.340 millones durante el segundo trimestre, un 16% más que el año pasado. De ese total, el 77% se orientó a la actividad no convencional, con foco principal en Vaca Muerta. El comunicado remarca que se prevé una aceleración en la segunda mitad del año, lo que acompañaría el aumento proyectado de la producción de shale.

El segmento de Downstream (venta de combustible y refinación de petróleo) también entregó resultados históricos. Las refinerías de YPF alcanzaron un récord de procesamiento, con 351.000 barriles diarios y una utilización del 104 por ciento. Este desempeño permitió registrar máximos en la producción de naftas y gas oil. La petrolera señaló que esto facilitó “evitar importaciones, abastecer a refinadores locales y exportar excedentes a países de la región”. Las ventas de combustibles aumentaron un 10% en volumen respecto al año anterior, consolidando una participación de mercado del 59% en el trimestre.

Durante este período, YPF implementó un esquema temporal de buffer de precios para naftas y gas oil, con el objetivo de no trasladar al surtidor la totalidad del impacto por la suba de precios internacionales.

El avance del Oleoducto VMOS representa otro de los hitos del trimestre, con más del 77% de la obra ejecutada al cierre de junio de 2026. Se prevé que tanto el nuevo oleoducto como su terminal inicien operaciones de exportación de crudo a comienzos del año próximo.

En línea con su estrategia de foco en los recursos no convencionales, YPF continuó el proceso de venta de activos convencionales considerados no estratégicos. El jueves 6 de agosto, la empresa acordó desprenderse de dos grupos de áreas en la provincia de Mendoza por un monto cercano a los 400 millones de dólares. Una vez concretada la operación, el 95% de la producción de la compañía en Vaca Muerta responderá a la lógica no convencional, con lo que la empresa quedará cerca de su meta de transformarse en una operadora integrada de este segmento.

La generación de flujo de caja libre fue de 824 millones de dólares, posicionándose como el tercer mejor registro histórico. El informe aclara que esta cifra incluye un efecto extraordinario derivado de la compra de activos de Equinor en Vaca Muerta. Excluyendo este efecto, la generación de caja hubiese alcanzado los 1.000 millones de dólares. “Esto demuestra el sólido desempeño operativo y financiero alcanzado durante el trimestre”, señala el comunicado.

El cierre del segundo trimestre permitió a YPF mostrar una liquidez récord de casi 2.500 millones de dólares y reducir su ratio de endeudamiento neto a 1,09 veces, el nivel más bajo en los últimos 11 años.

En el plano operativo y de inversiones, el 77% de los fondos desembolsados se destinó a la actividad no convencional, con foco especial en Vaca Muerta, lo que refuerza el giro estratégico de la empresa hacia el desarrollo de este tipo de recursos. El comunicado subraya que se espera “una aceleración importante durante la segunda mitad del año, en línea con el crecimiento de la producción de petróleo shale”.

En cuanto a la política comercial, la compañía decidió “no trasladar al surtidor el impacto completo de la suba de precios internacionales” durante el trimestre, aplicando un esquema temporal de amortiguación de precios para naftas y gas oil.

La venta de activos convencionales en Mendoza, por aproximadamente 400 millones de dólares, y la compra de activos de Equinor en Vaca Muerta, marcan un trimestre de movimientos estratégicos en el portafolio de la compañía.

En el marco de su desinversión de áreas maduras para enfocar sus recursos en el desarrollo de Vaca Muerta, YPF vendió su participación en dos bloques en la provincia de Mendoza por un total de USD 405 millones.

Las dos transacciones fueron comunicadas a última hora en una carta que la compañía envió a la Comisión Nacional de Valores (CNV). La primera involucra el clúster Chachahuén, vendido por USD 200 millones a Energía Mendocina S.A. y Compañía Andina de Petróleo y Gas S.A.

La segunda corresponde al clúster Mendoza No Operado, transferido por USD 205 millones a San Benito Upstream S.A.U., una sociedad controlada por PeCom, el brazo energético de la familia Pérez Companc (manejado por Rosario, Pilar y Luis). Ambas operaciones incluyen la cesión de ductos y el stock de materiales en los almacenes asociados a los activos.

El peso de la venta de Chachahuén se entiende mejor al ver qué producía ese bloque: 10.000 barriles diarios de petróleo y 0,03 millones de metros cúbicos de gas en el segundo trimestre de 2026, según consta en la comunicación enviada a la CNV. El área está integrada por el 70% de las concesiones Chachahuén Sur y Cerro Morado Este, y por el 100% de las concesiones Puesto Hernández y Chihuido de la Sierra Negra, estas últimas del lado mendocino. La fecha efectiva pactada para esa transferencia es el 1 de junio de 2026.

El clúster Mendoza No Operado agrupa el 30,01% de la concesión CNQ-7 Gobernador Ayala y el 50% de las concesiones CNQ-7A y Jagüel Casa de Piedra, distribuidas entre Mendoza y La Pampa. En el mismo período registró 7.000 barriles diarios de petróleo y 0,04 millones de metros cúbicos de gas. La fecha efectiva convenida para esa cesión es el 1 de enero de 2026. En ambos casos, al precio acordado se le adicionará el IVA correspondiente y el ajuste de cierre que resulte aplicable, mientras las transacciones quedan sujetas al cumplimiento de condiciones precedentes habituales para este tipo de operaciones.

El Plan 4x4 y la salida de los convencionales

YPF encuadró la venta de estas áreas dentro de su Plan 4x4, la hoja de ruta que creó el presidente y CEO de la compañía Horacio Marín, que contempla la optimización del portafolio upstream convencional con foco en inversiones en campos no convencionales para maximizar el valor de la compañía. Además, el plan busca que la Argentina logre exportaciones energéticas por USD 30.000 millones para 2030.

La petrolera de mayoría estatal había iniciado también el llamado Plan Andes, el programa con el que YPF empezó a desprenderse de bloques maduros para redirigir capital hacia el shale oil, que ya representa el 70% de la producción total de crudo del país, impulsado por la actividad en Vaca Muerta.

La venta de Chachahuén tiene un peso simbólico adicional: la propia YPF había definido ese yacimiento, al inaugurar una nueva base operativa en la zona en julio de 2016, como “una de las áreas de reserva con mayor crecimiento y potencial dentro de YPF”.

El antecedente de Manantiales Behr

A mediados de febrero, el directorio de la compañía oficializó el traspaso del 100% de la concesión de explotación convencional Manantiales Behr, en Chubut, también a PeCom, por USD 410 millones. Esa operación reemplazó un acuerdo previo con Limay Energía, del grupo Rovella Capital, que había ganado la licitación original con una oferta de USD 575 millones —más de USD 150 millones por encima de otras propuestas— pero no logró estructurar el financiamiento necesario para completar el pago inicial. El trato fue declarado nulo el 13 de febrero de 2026.

Con las tres operaciones acumuladas —Manantiales Behr, Chachahuén y Mendoza No Operado—, YPF suma más de USD 815 millones en desinversiones de activos convencionales en lo que va del año.

La producción petrolera argentina rozó el millón de barriles diarios en junio de 2026 al alcanzar un nuevo récord histórico de 914.900 barriles por día, según el Monitor Oil & Gas de junio elaborado por RICSA ALyC. El dato representa un avance del 17,1% respecto al mismo mes del año anterior y un incremento mensual del 1,3% frente a mayo, cuando ya se había registrado el récord previo de 903.700 barriles diarios.

Con esa cifra, el país quedó a solo 85.100 barriles por día de superar la barrera del millón, una meta que el informe proyecta alcanzable antes de que finalice 2026. El crecimiento no es un fenómeno aislado: la producción viene escalando de forma sostenida desde 2024, traccionada por la expansión del segmento no convencional en la Cuenca Neuquina, que en junio aportó 715.105 barriles diarios, equivalentes al 79% del total nacional.

Detrás de ese avance se encuentra Vaca Muerta, la formación que en ocho años multiplicó casi 12 veces su producción a un promedio anual del 36%. Solo en los últimos doce meses, la formación incorporó 157.486 barriles diarios adicionales, un volumen superior al que generaba toda la formación en 2018. En junio, Vaca Muerta explicó el 70% del petróleo producido en el país, frente al 61% que representaba un año atrás.

Las exportaciones de Combustibles y Energía totalizaron USD 1.406 millones en junio, con un alza interanual del 31,1%, mientras que el acumulado semestral llegó a USD 7.619 millones. El superávit del sector energético fue de USD 612 millones en el mes. Los ingresos por crudo exportado ascendieron a USD 918 millones, un 24% más que en junio de 2025.

Sin embargo, esa mejora en los ingresos no provino de un mayor volumen despachado al exterior. El informe precisa que las cantidades exportadas cayeron un 22,3% respecto a mayo de 2026 y un 22% en términos interanuales. Lo que compensó esa merma fue el precio internacional: el Brent promedió USD 85,4 por barril durante junio, un 19% por encima de los USD 71,4 registrados en el mismo mes de 2025. El acumulado semestral de ingresos por crudo alcanzó USD 4.693 millones, un 47,7% más que en el primer semestre del año anterior.

El mercado internacional atravesó un período de alta volatilidad durante el período analizado. Tras un acuerdo de mediados de junio para reabrir el estrecho de Ormuz, los precios retrocedieron hasta un mínimo de USD 68,53 el 2 de julio. La tregua se quebró en la tercera semana de ese mes cuando resurgieron las tensiones en Medio Oriente, y el Brent trepó hasta USD 105,32, el máximo del período. El 27 de julio, un nuevo entendimiento entre Estados Unidos e Irán volvió a estabilizar las cotizaciones.

En materia de gas natural, la producción nacional llegó a 160,1 millones de metros cúbicos por día en junio, con un crecimiento interanual del 0,5% y un alza mensual del 2,6%. La Cuenca Neuquina aportó 118,6 millones de metros cúbicos diarios, donde el segmento no convencional representa el 91% del total provincial. Vaca Muerta produjo 97,8 millones de metros cúbicos diarios de gas, un 10,2% más que en junio de 2025, y entre enero y junio la formación acumuló un crecimiento del 34% en ese hidrocarburo.

Ranking de producción

Según la consultora Economía & Energía, el ranking de producción de petróleo de junio por empresas propietarias de los yacimientos estuvo liderado por YPF, con 250.600 barriles y una participación de 27% en el total.

El segundo lugar quedó para Vista, con un nivel productivo de 138.800 barriles que representó el 15% de la totalidad registrada. En tercer lugar quedó PAE (93.600 barriles; 10%), seguido por Chevron (66.800 barriles; 7%), Pluspetrol (62.500; 7%) y el resto de las firmas petroleras (302.400; 33%).

Volviendo a RICSA, entre las operadoras de yacimientos, YPF lideró la producción de petróleo con 349.000 barriles diarios, equivalentes al 38% del mercado nacional. Su bloque Loma Campana-LII aportó 67.000 barriles diarios, convirtiéndose en el activo individual de mayor peso. Grupo Pluspetrol ascendió al tercer puesto con 89.000 barriles diarios —el 10% del mercado—, superando a Vista Energy tras incorporar los activos de la ex ExxonMobil Exploration Argentina. La empresa con mayor crecimiento mensual fue Shell Argentina, con un alza del 28,7 por ciento.

En el segmento gasífero, Total Austral encabezó el ranking con 35 millones de metros cúbicos diarios, el 22% del mercado. Su complejo Carina y Orion concentró 17 millones de metros cúbicos diarios, la mitad de la producción total de la compañía en un único activo. Pampa Energía registró el mayor incremento mensual entre las operadoras de gas, con un avance del 7,1%.

Neuquén se consolidó como el principal motor exportador energético del país: la provincia despachó al exterior USD 810 millones en Combustibles y Energía durante junio, con un acumulado de USD 4.205 millones en los primeros seis meses del año.

YPF aplicará hoy un split de acciones de 10 a 1 que multiplicará por 10 la cantidad de papeles en manos de cada inversor sin alterar el valor total de su tenencia, una medida con la que la petrolera busca bajar el precio unitario de la acción, ampliar el acceso de pequeños ahorristas y mejorar la liquidez del papel en el mercado local.

El cambio será automático y no exigirá trámites por parte de los accionistas. Por cada acción actual de YPF en cartera, el inversor pasará a tener 10, con un precio ajustado en la misma proporción.

Eso significa que el desdoblamiento no modifica el dinero invertido, el porcentaje de participación en la empresa ni los derechos políticos asociados a cada tenencia. Cada acción mantendrá un voto y la compañía indicó además que la medida no altera el patrimonio de los accionistas.

¿Qué es un split de acciones?

Un split accionario consiste en dividir cada acción existente en varias unidades más pequeñas. En este caso, YPF llevará adelante un“split 10:1″ a nivel local sobre la acción (ticker:$YPFD), con el objetivo de reducir el precio unitario del papel y ampliar su accesibilidad y liquidez para el mercado. La relación será de 10 a 1, por lo que el precio individual de cada papel caerá a una décima parte, mientras la cantidad de acciones en la cuenta aumentará en la misma proporción.

El efecto práctico para un tenedor de acciones es directo: tendrá más unidades registradas en su cuenta comitente, pero el monto total de su posición seguirá siendo el mismo. La empresa también aclaró que no corresponderá liquidar fracciones de acciones, de acuerdo con el reglamento de listado de ByMA.

La operación implicará pasar de 393.312.793 acciones ordinarias escriturales de valor nominal $10 cada una a 3.933.127.930 acciones ordinarias de $1, de acuerdo con la nota que la compañía presentó ante la Comisión Nacional de Valores (CNV), Bolsas y Mercados Argentinos (ByMA) y A3 Mercados S.A. El capital social, según ese mismo documento, se mantendrá en 3.933.127.930 de pesos.

La nota remitida al regulador fue firmada por Margarita Chun, responsable de Relación con el Mercado de YPF. Allí la empresa sostuvo que la decisión apunta a aplicar prácticas habituales entre compañías comparables en la Argentina y en el exterior.

La petrolera explicó que el objetivo formal de la medida es mejorar la liquidez bursátil de la acción en el mercado local y hacer más accesible su compra para inversores minoristas. La comunicación también vinculó el cambio con la intención de facilitar el ingreso de un universo más amplio de participantes.

El impacto en los ADR

En el caso de los ADR, la relación también se ajustará a 1:10 y, según informó la compañía, el cambio no tendrá costo para el inversor. La aclaración incluida en la comunicación al mercado precisó que el desdoblamiento no modificará el acuerdo de depósito firmado el 9 de marzo de 2022 entre la sociedad, The Bank of New York Mellon y los tenedores de ADR, salvo por el ajuste en la cantidad de acciones Clase D representadas por cada ADR, que pasará de una a 10.

La anotación del cambio quedará asentada en los registros escriturales de Caja de Valores S.A.. Los accionistas no deberán realizar ninguna gestión adicional para recibir las nuevas acciones derivadas del desdoblamiento.

El documento regulatorio también señaló que YPF avanza en el desarrollo de una nueva funcionalidad para comprar acciones directamente a través de APP YPF. La empresa presentó el cambio de valor nominal como una herramienta para incorporar pequeños inversores a su base accionaria y acercar la inversión en sus papeles a más participantes del mercado local.

Oleoductos del Valle (Oldelval), la empresa que opera la principal red de transporte de petróleo de la Argentina y por cuyos ductos circula el 75% del crudo producido en Vaca Muerta, reveló ante la Comisión Nacional de Valores (CNV) que sufrió un ataque informático que afectó sus sistemas administrativos.

Aunque la propia compañía aclaró que el incidente no tuvo impacto sobre la operación de transporte de crudo, referentes de la empresa aseguraron que el episodio fue “100% controlado” y apuntaron tanto a hackers locales como extranjeros como los principales sospechosos.

La firma -cuyo mayor accionista es la petrolera de mayoría estatal YPF- comunicó el hecho el viernes en un hecho relevante dirigido al regulador bursátil, tal como lo exigen las normas de la CNV. En el texto, la sociedad precisó que aplicó su protocolo de ciberseguridad y logró restaurar la totalidad de los sistemas afectados, lo que permitió retomar la actividad administrativa con normalidad. El transporte de petróleo se mantuvo sin interrupciones durante todo el episodio.

Si bien no se descarta la participación de hackers locales, la hipótesis que toma mayor fuerza es la de un ataque de origen extranjero.

De hecho, uno de los mayores ciberataques a un sistema de oleoductos, fue en 2021 a Colonial Pipeline, empresa de Estados Unidos de distribución por ductos de crudo y combustibles líquidos. Fue una operación de ransomware (esto es, ataque extorsivo, a cambio de rescate para devolver el control informático del sistema) que durante una semana afectó la provisión de combustible en parte de la costa este norteamericana. Colonial pagó 75 bitcoins de rescate (unos USD 4,3 millones entonces, de los cuales el FBI pudo recuperar 2,3 millones) al grupo criminal ruso Dark Side (Lado Oscuro).

Oldelval no brindó precisiones sobre el tipo de amenaza detectada ni sobre el vector de ingreso utilizado por los atacantes y señaló que continúa evaluando el alcance definitivo del incidente y avanza con las presentaciones ante las autoridades competentes.

El episodio reaviva el debate sobre la vulnerabilidad de la infraestructura energética ante amenazas digitales. Los oleoductos y terminales de exportación operan hoy con sistemas cada vez más automatizados y conectados en red, lo que los convierte en blancos de interés para ataques que buscan desde el robo de información hasta la interrupción de operaciones.

El ataque, reivindicado en redes por The Gentlemen, que se presenta como un grupo de “RaaS” (Ransomware as a Service) habría ocurrido una semana después de que el mismo grupo atacó a EcoPetrol, la mayor petrolera colombiana, que detectó el acceso irregular a sus sistemas y logró impedir el cifrado masivo de sus archivos, pero no evitar la descarga no autorizada de información de unas 3.300 cuentas de usuarios y datos almacenados en la nube de 15 empresas del grupo empresarial.

La operación de Oldelval

Oldelval administra una red de más de 1.700 kilómetros de oleoductos que conecta los principales yacimientos de la Cuenca Neuquina con las terminales de almacenamiento y exportación en Puerto Rosales, en Bahía Blanca. Por esa infraestructura transita alrededor del 90% del petróleo que produce Vaca Muerta, lo que convierte a la transportista en una pieza central tanto para el abastecimiento de refinerías locales como para el crecimiento de las exportaciones de crudo.

Entre sus clientes figuran prácticamente todas las grandes compañías que operan en la formación no convencional: YPF, Vista Energy, Pan American Energy (PAE), Chevron, Shell, Tecpetrol, Pluspetrol, Pampa Energía y TotalEnergies. La composición accionaria de la transportista refleja ese peso dentro del negocio: YPF es su accionista principal con el 37% del capital, seguida por ExxonMobil, Chevron, PAE, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía.

El incidente ocurre en un momento de fuerte expansión de la compañía. Oldelval tiene en marcha el proyecto Duplicar Norte, un nuevo oleoducto de 207 kilómetros que unirá la estación de bombeo de Puesto Hernández, en Neuquén, con la de Allen, en Río Negro, con una inversión estimada de USD 380 millones. La obra fue adjudicada a Techint, la empresa del empresario Paolo Rocca, que ya había ejecutado el segundo módulo de Duplicar Plus —un tramo de 254 kilómetros— y lo entregó en diciembre de 2024 antes del plazo contractual.

Duplicar Norte avanzará bajo un esquema “ship or pay” con cuatro cargadores principales: Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Gas y Petróleo del Neuquén, en línea con el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La puesta en marcha temprana está prevista para fines de 2026, con habilitación definitiva proyectada para el primer trimestre de 2027. Una vez operativo, el sistema permitirá transferencias de entre 20.000 y 45.000 metros cúbicos diarios entre las estaciones de bombeo de Oldelval y el sistema Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

Al integrarse con los sistemas Duplicar Plus y Vaca Muerta Sur, el nuevo ducto permitirá canalizar cerca del 80% del petróleo producido en la región hacia los puertos de Puerto Rosales y Punta Colorada, con el objetivo de sostener exportaciones de crudo por entre USD 6.000 y USD 8.000 millones anuales, según estimaciones de la propia compañía.

La titular del Fondo Monetario Internacional (FMI), Kristalina Georgieva, recorrió el martes Loma Campana, uno de los yacimientos más importantes de la petrolera de mayoría estatal YPF, que aporta el 16% del petróleo que produce la Argentina en Vaca Muerta. La visita a la cuenca neuquina representó el contacto más directo del organismo con el motor energético que el país espera convertir en su principal fuente de divisas para honrar una deuda que supera los 50.000 millones de dólares.

Georgieva llegó al aeropuerto Presidente Perón de Neuquén junto al ministro de Economía, Luis Caputo, y el viceministro José Luis Daza, y desde allí viajó en helicóptero hasta Loma Campana. En el yacimiento los esperaba el presidente de YPF, Horacio Marín, quien ofició de anfitrión. El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, también participó de la recepción en el aeropuerto. La visita, prevista de 10 a 12, se extendió hasta las 13 por la demanda de tiempo que generó el recorrido.

Marín describió la jornada como “muy productiva” y señaló que la delegación internacional recorrió “un equipo de perforación de última generación”, donde Georgieva “pudo conocer el trabajo de nuestra gente, de las empresas que nos acompañan todos los días y el nivel de tecnología y eficiencia que alcanzamos”.

El propio Caputo había revelado el interés de Georgieva por la formación donde la Argentina atesora la segunda reserva mundial de gas y la cuarta de petróleo: “Ha escuchado tanto de Vaca Muerta que quiere verlo con sus propios ojos”, dijo el ministro. La visita fue la primera de Georgieva al país en su carácter de directora gerente del FMI, y se produjo nueve meses después del último encuentro entre ella y el presidente Javier Milei, en septiembre de 2025 en Nueva York, cuando el equipo económico negociaba con el gobierno de Donald Trump el respaldo financiero previo a las elecciones legislativas.

El interés del organismo en el sector energético argentino tiene una base aritmética. La Argentina es el principal deudor del FMI: sus compromisos equivalen al 1.100% de su cuota, frente al parámetro habitual del 200%, según señaló Héctor Torres, ex director ejecutivo del organismo en el país, durante su participación en Infobae en Vivo. El programa de acceso excepcional, acordado en 2025, asciende a USD 20.000 millones, aunque la deuda aumulada del país con el organismo financiero internacional supera los 50.000 millones de dólares. Con esa concentración crediticia, el FMI tiene un interés directo en que la Argentina recupere el acceso al mercado de capitales privados, y Vaca Muerta aparece como la variable más concreta en esa ecuación.

El lunes, durante una conferencia de prensa en el Ministerio de Economía, Georgieva ya había señalado el peso del sector en el programa: “Tenemos un fuerte desempeño en petróleo, gas y minería, y ese desempeño fuerte está arraigado en la mejora en la confianza de la economía argentina”.

Los números respaldan ese diagnóstico. En el primer semestre de 2026, la balanza comercial de combustibles y energía acumuló un superávit de USD 5.076 millones, un salto del 61,7% frente al mismo período de 2025. Las exportaciones del sector alcanzaron USD 6.594 millones, con un alza del 42,5% interanual. El petróleo crudo desplazó a la harina de soja como el principal producto de exportación individual de la Argentina entre enero y junio, con ingresos por USD 4.693 millones, según un informe del Instituto Argentina Grande elaborado con datos del Indec.

El dato tiene una dimensión histórica. En el primer semestre de 2006, combustibles y energía (CyE) representaba el 17,1% de las exportaciones. En los años siguientes, el sector cayó sin pausa: entre 2016 y 2020, cuando el país era importador neto de energía, ese rubro llegó a representar apenas el 4% del total exportado. La reversión de ese ciclo tiene un epicentro geográfico preciso.

Según el Indec, Neuquén exportó USD 4.283 millones en el primer semestre, de los cuales USD 4.205 millones correspondieron a combustibles y energía. Casi la totalidad de su aporte al comercio exterior proviene de Vaca Muerta, que ya explica el 67% de la producción petrolera nacional y el 58% del gas. Solo en junio, la provincia exportó 819 millones de dólares.

La proyección hacia adelante amplía esa perspectiva. De acuerdo con un informe de la consultora Economía & Energía para la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), las exportaciones energéticas podrían crecer desde los USD 11.000 millones de 2025 hasta USD 28.000 millones en 2030 y aproximarse a los USD 42.000 millones hacia 2035. Para este año, la estimación es de USD 14.700 millones en ventas externas, con un superávit comercial cercano a los 10.700 millones de dólares. A partir de 2027 se espera un salto adicional con la entrada en operación del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y la llegada del buque de licuefacción Hilli Episeyo, en el marco del proyecto Southern Energy —liderado por Pan American Energy— que ampliará las exportaciones de gas natural licuado.

YPF, por su parte, impulsa su propio proyecto de GNL. En un comunicado posterior a la visita, la petrolera de mayoría estatal destacó que lidera las iniciativas VMOS y Argentina LNG, con las que busca transformar al país en un exportador neto de energía y generar ingresos por exportaciones superiores a los USD 30.000 millones anuales adicionales a partir de 2030. La estrategia también contempla la expansión del offshore y el crecimiento de las energías renovables, segmento en el que YPF se consolidó como el tercer productor de energía eléctrica del país, con 18 proyectos en operación y construcción y una capacidad instalada superior a los 3,8 GW.

Horas después de la recorrida, Georgieva publicó un mensaje en la red social X en el que celebró la visita. “Gran visita a las operaciones de Loma Campana de YPF con Luis Caputo y Horacio Marín. Ver Vaca Muerta de primera mano destacó el talento, la innovación y el emprendimiento que las empresas públicas y privadas están desplegando para impulsar el brillante futuro energético de Argentina”, escribió la funcionaria.

Tras concluir la visita a Loma Campana, Georgieva regresó a Buenos Aires. El miércoles partirá hacia Uruguay para reunirse con el presidente Yamandú Orsi.

La venta de combustibles al público acumuló en junio su quinta caída interanual consecutiva. Con un volumen de 1.331.423 metros cúbicos (m³) despachados frente a los 1.371.462 m³ del mismo mes de 2025, las ventas en los surtidores cayeron un 2,92%, según consignó un informe del medio especializado Surtidores. En el balance del primer semestre del año, solo febrero registró un volumen menor.

La contracción también se expresó en términos mensuales: respecto de mayo de 2026, la demanda retrocedió un 3,07%, aunque el informe aclara que la comparación debe leerse con cautela dado que junio tiene 30 días y mayo 31. El dato ubica a junio como el segundo mes del año con menor despacho, por encima únicamente de febrero, que con 1.299.600 m³ fue el piso del semestre. El mes de mayor volumen fue enero, con 1.423.721 metros cúbicos, impulsado por la estacionalidad y las vacaciones de verano.

Si se compara por productos vendidos en las estaciones de servicio, el Gasoil G2 registró la caída más pronunciada del período, con una baja interanual del 8,89%, al pasar de 386.405 a 352.054 m³. La Nafta Súper, el producto de mayor volumen de ventas, retrocedió un 2,06%, de 566.717 a 555.022 m³. La Nafta Premium, en tanto, acumuló su segundo mes consecutivo en baja, con una disminución del 1,45%. La excepción fue el Gasoil G3, que retomó su tendencia positiva y creció un 3,98% interanual, de 222.654 a 231.507 m³.

En el mapa provincial, la distribución de la caída fue dispar. Impulsado por la actividad en Vaca Muerta, Neuquén fue la jurisdicción con mayor crecimiento, al sumar un 7,69% interanual para alcanzar los 35.484 m³. Entre Ríos (+1,26%), Mendoza (+0,44%) y Tierra del Fuego (+0,54%) también cerraron en terreno positivo. Salta (-11,32%), Formosa (-9,27%) y Córdoba (-7,54%) fueron los distritos con mayor retracción.

Entre las petroleras, YPF mantuvo su posición dominante con 733.497 m³ despachados, aunque registró una baja interanual del 1,61%. Shell cayó un 5,12%, hasta 299.809 m³, mientras que Axion Energy fue la única de las grandes compañías que creció, con un leve avance del 0,43% para llegar a 160.024 m³. Puma Energy y Refinor también retrocedieron, con bajas del 4,69% y 6,19%, respectivamente, mientras que Gulf y Dapsa encabezaron las bajas entre las empresas, con descensos del 14,38% y 13,14 por ciento.

Qué va a pasar con el precio de la nafta

La caída en el consumo se produce en un contexto en el que el precio en los surtidores no siguió de cerca la evolución del crudo internacional. YPF, con más del 55% del mercado minorista de combustibles, puso en marcha el 1° de abril un mecanismo de amortiguación —denominado internamente “buffer”— que el resto de las petroleras replicó. El sistema buscaba evitar que la volatilidad del barril Brent, que llegó a subir más del 50% durante la mayor intensidad del conflicto entre Israel e Irán, se trasladara de forma directa a los precios al consumidor y presionara el índice de inflación.

Gracias a ese mecanismo, la nafta súper se mantuvo en torno a los $2.000 por litro entre abril y junio, cuando el crudo internacional marcaba valores muy superiores a los que ese precio local implicaba.

El esquema tenía una condición explícita desde el principio: cuando el precio internacional del petróleo comenzara a bajar, el valor en el surtidor no bajaría de inmediato. Primero, las petroleras recuperarían las ganancias resignadas durante los meses de contención. La consultora 1816 lo sintetizó así: “Durante varios meses, gracias al buffer, la nafta fue más barata de lo que correspondía según el precio del Brent y del A3500, de modo que el sobreprecio actual no hace ni más ni menos que compensar a los refinadores y expendedores de combustibles”.

A pesar de que el precio internacional del petróleo cayó en las últimas semanas, los combustibles en la Argentina no se movieron. Fuentes del sector consultadas por Infobae estimaron que septiembre “suena lógico” como fecha para un primer ajuste a la baja, aunque advierten que ese plazo podría acortarse si el barril sigue cayendo.

1816 precisó que si el objetivo de la industria fuera compensar la totalidad del congelamiento aplicado durante el buffer, la nafta debería mantenerse con los precios actuales hasta mediados de noviembre. También estimó que, para adecuarse a los menores precios internacionales del crudo, los combustibles deberían bajar aproximadamente un 16%, lo que tendría un impacto directo sobre el Índice de Precios al Consumidor (IPC) de alrededor de 0,65 puntos porcentuales, sin contar el efecto indirecto sobre otros precios de la economía. La velocidad de ese proceso, advierte 1816, “dependerá, en parte, de YPF”, que por su participación de mercado superior al 50% en el comercio minorista tiene la capacidad de fijar el precio de referencia de la nafta y el gasoil.

(Desde Washington, Estados Unidos) Fue amor al instante. Se encontraron por primera vez en el Salón 1.4 del Foro de Davos, a mediados de enero de 2024. Afuera nevaba, y Javier Milei se movía como un rock star entre la elite internacional. Kristalina Georgieva, en cambio, ya había sufrido las promesas inconclusas de Alberto Fernández, y no quería que el "Caso Argentino" empalideciera su trayectoria como directora gerente del Fondo Monetario Internacional (FMI).

Pero Milei desarmó a Georgieva al instante. La abrazo como si fuera su tía preferida, y le explicó como sería su plan de ajuste económico. En silencio escuchaban Nicolás Posse -que era jefe de Gabinete-, Luis Caputo -ministro de Economía-, Gerardo Werthein - que estaba designado como embajador en Estados Unidos- y Karina Milei, secretaria General de la Presidencia.

Al lado de Georgieva se ubicó Gita Gopinath, entonces su mano derecha en el Fondo. Gopinath había tenido un cruce con Posse y Caputo cuando viajaron acompañando a Milei a Washington, en noviembre de 2023.

Sin embargo, el cónclave terminó con una sucesión de selfies que sorprendió a la burocracia del FMI. Milei, Georgieva y Gopinath no dejaban de sonreír con los pulgares hacia arriba.

Milei cumplió con su promesa de Davos. Hizo un ajuste histórico en la economía de la Argentina, y Georgieva rescata la palabra del presidente argentino. Ella enfrentó la reticencia de ciertos miembros del board del FMI, y asumió que Milei estaba respaldado por la Casa Blanca.

Trayectoria histórica

La directora gerente conoce la trayectoria histórica de la Argentina frente al FMI, y no quería quedar en el index del organismo multilateral de crédito.

Cuando Donald Trump asumió en la Casa Blanca, quedó absolutamente demostrado que Milei era respaldado por Estados Unidos, y que todo debía conducir a sostener la agenda económica del gobierno libertario.

Argentina incumplió dos veces la meta de acumulación de reservas, y el waiver se aprobó sin dilaciones. Luis Caputo propuso que el Banco Mundial y el BID concedieran garantías para pagar los vencimientos privados de julio, y Georgieva estuvo de acuerdo.

La directora gerente se movía en sllencio detrás del cortinado, y no dudaba en elogiar el plan de ajuste cuando era preguntada por los periodistas.

“El caso más impresionante en la historia reciente es Argentina, donde los efectos han sido profundos, con la implantación de un sólido programa de estabilización y crecimiento”, afirmó Georgieva hace unos meses.

En este contexto, la visita oficial de Georgieva a la Argentina implica un reconocimiento formal a los resultados del ajuste promovido por Milei y una exhibición de su propio poder institucional al mostrar un caso económico que es de éxito para los parámetros del FMI.

Georgieva será recibida por el Presidente en Balcarce 50, y después tendrá encuentros con Caputo y Santiago Bausili, titular del Banco Central. Caputo y Bausili no dejan de reconocer -en público y privado- el respaldo inédito de Georgieva a la Argentina.

Confianza mutua

“Hay una relación de confianza que nunca hubo entre Argentina y el Fondo. Entonces eso facilita mucho todo. Georgieva está super impresionada con los logros. Ella dijo:«Yo le confié desde el día uno», lo cual es cierto. Ella confió desde, desde el día uno. Ella me dijo: «Dijeron que ibas a hacer algo imposible y lo hicieron posible». Y desde ese día, ella siempre tuvo mucha confianza", comentó Caputo a Infobae, tras su último encuentro con la directora gerente.

La visita de Georgieva -27 y 28 de julio- tendrá un formato especial. Además de los encuentros oficiales con Milei, Caputo y Bausili, la directora gerente viajara a Vaca Muerta, adonde será recibida en Loma Campana, por Horacio Marín, presidente de YPF.

Georgieva está satisfecha por el ajuste ordenado por Milei, pero en Washington se observa con atención una de las metas clave del acuerdo con la Argentina.

Se trata del cumplimiento hacia adelante del superávit fiscal. Hasta ahora, todo encaja entre las exigencias del Fondo y los cumplimientos prometidos por la Argentina.

Año electoral

Pero se acerca un año electoral que puede implicar más gasto público, y además la economía nacional no crece en forma pareja. Si bien ciertos sectores exportadores y primarios mantienen niveles elevados, la industria y el comercio aún no logran recuperar el terreno perdido en los últimos años.

A su vez, el consumo interno muestra señales mixtas por la caída del salario real y la falta de crédito, mientras que el mercado laboral permanece estancado.

Durante junio, el Sector Público Nacional (SPN) registró un déficit primario de $696.843 millones y un déficit financiero de 1.024.891 millones de pesos.

Hasta mayo, el superávit primario acumulado era de 0,7% del PBI y, tras el resultado de junio, bajó a 0,6 por ciento. La meta de superávit primario es del 1.4 por ciento para 2026.

Y solo quedan seis meses.

En DC, tienen abiertas todas las opciones: que Argentina cumpliría con la meta del superávit fiscal, o que la administración Trump ordenará que se conceda otro waiver al gobierno.

En las próximas 48 horas, Georgieva se abrazará con Milei, cruzará sonrisas con Caputo, y hasta podría aparecer con el maneluco de YPF en Vaca Muerta.

Un win-win para el FMI y la Casa Rosada.

Cinco grupos empresarios presentaron este jueves sus propuestas económicas para quedarse con el 70% de Metrogas, hoy en manos de YPF. Según pudo confirmar Infobae, el plazo venció hoy y la petrolera estatal, asesorada por el banco Citi, ingresa a la etapa más delicada del proceso: no solo revisará cuál es la oferta más alta, sino cuál tiene detrás una estructura de financiamiento que pueda sostenerse hasta el cierre de la operación.

El paquete en juego podría valer USD 560 millones, dentro de una valuación total de la distribuidora cercana a los 800 millones de dólares. Quien se quede con ese bloque accionario deberá además lanzar una oferta pública de adquisición (OPA) por el resto de las acciones, repartidas entre la Anses (8%), el capital que cotiza en la Bolsa porteña (13%) y la porción que ya tiene el empresario José Luis Manzano (9,23%) a través de su vehículo de inversión Integra Capital.

Los cinco finalistas son:

• Central Puerto—la principal generadora eléctrica del país, controlada por los empresarios Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany— en sociedad con Ecogas, distribuidora de gas cuyo grupo de control comparten esos mismos accionistas junto a Ronaldo Strazzolini y Gonzalo Pérès Moore.
• Andina, el vehículo de Manzano, que ya tiene presencia en Metrogas a través de Integra Gas Distribution.
• MSU Energy, del empresario Manuel Santos Uribelarrea.
• Grupo Pierri, del empresario y exdiputado justicialista Alberto Pierri, dueño de Telecentro.
• Litoral Gas, distribuidora del centro y norte de la provincia de Buenos Aires cuyo capital comparten Grupo Sofía y Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint.

La lista tuvo un movimiento de último momento. Neuss Capital, el consorcio que lideraba Germán Neuss junto a Mubadala Capital —el brazo inversor del fondo soberano de Abu Dabi— y la española SIA Capital, no llegó a esta instancia con una propuesta económica. En su lugar se sumó Litoral Gas, que no figuraba entre los cinco que habían avanzado a la etapa de auditoría.

El proceso arrancó en abril con 13 compañías interesadas que presentaron ofertas no vinculantes. Ese universo se redujo a nueve tras una primera selección y luego a cinco en la etapa de due diligence, cuando los candidatos accedieron a la información financiera más sensible de la compañía y mantuvieron entrevistas con gerentes y técnicos de Metrogas.

Los cinco finalistas

Dos de los grupos que llegaron a la definición tienen actividad en generación eléctrica y apuntan a combinar ese negocio con la distribución de gas. Central Puerto y Ecogas conforman el consorcio más experimentado del sector: la primera es la mayor generadora privada del país, mientras que Ecogas ya opera redes de distribución en varias provincias.

MSU Energy, por su parte, opera siete centrales térmicas y tiene negocios en parques solares y almacenamiento con baterías. Este año amplió su presencia en el sector eléctrico con la adquisición de las hidroeléctricas Chocón-Arroyito. Su cabeza visible, Santos Uribelarrea, proviene de una familia con raíces en el agro pampeano.

Andina, el vehículo de Manzano, llega a esta instancia con una ventaja particular: ya es accionista de Metrogas con el 9,23% del capital a través de Integra Gas Distribution. El exministro del Interior acumula posiciones en varios segmentos del sector energético: es uno de los dueños de Edenor, la distribuidora eléctrica más grande del país, y en junio participó de la compra de las 894 estaciones de servicio Shell en Argentina, una operación valuada en USD 1.420 millones liderada por el fondo suizo Mercuria Energy Group, socio de su grupo inversor Integra Capital en la petrolera Phoenix Global Resources.

Grupo Pierri suma a la lista a uno de los empresarios más discretos del mundo de los negocios argentinos. Pierri, exdiputado nacional y expresidente de la Cámara de Diputados durante una década en los años ’90, construyó su holding a partir de tres plantas papeleras y luego diversificó hacia las telecomunicaciones con la fundación de Telecentro, operador de internet y cable con presencia en Capital Federal y el Gran Buenos Aires. El grupo también tiene participación en el canal de noticias Canal 26.

La definición no depende solo del número

Según pudo saber Infobae, la decisión no recaerá únicamente sobre la cifra que cada grupo depositó sobre la mesa. La estructura de pagos y el respaldo financiero detrás de cada propuesta tendrán tanto peso como el monto ofrecido. El objetivo es evitar ofertas infladas que después no puedan concretarse.

En las próximas semanas se analizará si las propuestas cumplen con los requisitos fijados en el proceso. Solo las que superen ese filtro entrarán en la comparación final. La expectativa es tener un panorama claro hacia mediados de agosto.

El atractivo de Metrogas para los compradores no es solo estratégico. La distribuidora, que abastece a más de 2,4 millones de clientes en toda la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y 11 partidos del sur y sudoeste del Gran Buenos Aires, repartió en julio dividendos por $100.000 millones —unos USD 66 millones al tipo de cambio oficial—. Fue la primera distribución de utilidades desde noviembre de 2001, cuando la crisis económica interrumpió esa práctica por más de dos décadas.

A la variable financiera se suma una definición regulatoria que todavía no llegó. La licencia de Metrogas, vigente desde hace 35 años, vence en diciembre de 2027. El Enargas ya elevó al Poder Ejecutivo su recomendación para extenderla por 20 años, hasta 2047, como habilita la Ley Bases, pero la resolución sigue pendiente. Para los oferentes, esa definición condiciona la previsibilidad de ingresos del negocio que están dispuestos a comprar.

La venta de Metrogas se inscribe en el Plan 4x4 de YPF, la hoja de ruta del presidente de la compañía, Horacio Marín, que apunta a la focalización en shale —con Vaca Muerta como eje central— y a la salida de activos considerados no estratégicos. Bajo esa misma lógica, YPF completó en diciembre de 2025 la venta de Profertil, la principal productora de urea del país, en una operación valuada en USD 1.200 millones que terminó en manos de Adecoagro y la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA).

El lunes que viene, 27 de julio, la titular del Fondo Monetario Internacional (FMI), Kristalina Georgieva, aterrizará en la Argentina. Por invitación del presidente Javier Milei, la titular del organismo internacional llega al país en un momento en donde la relación “no puede ser mejor” en palabras del ministro de Economía, Luis Caputo. Hasta el momento solo está confirmada una visita a Loma Campana, en el corazón de Vaca Muerta, donde la recibirá el presidente de YPF, Horacio Marín.

La agenda oficial aún no fue informada por el Ministerio de Economía ni por la Casa Rosada, por lo que se espera que el FMI la comunique, aunque se descuenta que habrá un encuentro tanto con Milei como con Caputo. Días atrás fue el titular del Palacio de Hacienda quien anunció la llegada de Georgieva en la red social X. Caputo describió el diálogo con el FMI como “excelente” y señaló que la visita se da “en el marco del exitoso programa económico en curso”.

Entre los motivos principales de la visita figura el seguimiento del acuerdo vigente y la posibilidad de profundizar el apoyo del FMI. Caputo explicó que la visita de la jefa de la entidad multilateral “permitirá continuar profundizando el trabajo conjunto y el apoyo del FMI para consolidar los avances alcanzados en materia de estabilidad y crecimiento económico”. Según puso saber Infobae, la funcionaria también pondrá la mirada en el desarrollo energético, reflejado en la confirmación de la recorrida por Loma Campana en Vaca Muerta, hasta ahora estipulada para el martes 28 de julio.

Últimos encuentro

El último contacto presencial entre Caputo y Georgieva ocurrió en abril en Washington D.C., durante las reuniones de primavera del FMI y el Banco Mundial. Allí, el equipo económico argentino cerró negociaciones de garantías con el Banco Mundial y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), que se anunciaron recientemente como parte del esquema financiero proyectado hasta 2027.

Por su parte, Milei y Georgieva no se cruzan personalmente desde septiembre de 2025, cuando coincidieron en Nueva York. En esa ocasión, analizaron el impacto del swap de USD 20.000 millones que la administración de Donald Trump otorgó a la Argentina. Tras ese encuentro, Georgieva expresó: “Es muy importante mantener el rumbo de las reformas para que Argentina pueda seguir viendo una bajada de la inflación, un aumento de la actividad económica, la reducción de la pobreza y el aumento del bienestar del pueblo argentino”, según recogió Infobae.

Nueva preocupación: ¿El frente fiscal?

El contexto de la visita exhibe un cambio en las preocupaciones centrales del FMI respecto a la economía argentina. Durante los últimos años, la meta de acumulación de reservas del BCRA concentró la mayor parte de los desvíos y derivó en reiterados pedidos de waivers. En 2026 la situación se modificó: la entidad que preside Santiago Bausili ya compró más de USD 12.700 millones y logró cumplir el objetivo de acumulación (que es distinto al de compra) del primer semestre, aunque para diciembre debe llegar a 8.000 millones de dólares.

El foco de las preocupaciones ahora parece recae en el frente fiscal. En junio, el Sector Público Nacional (SPN) registró un déficit primario de $696.843 millones y un déficit financiero de 1.024.891 millones de pesos. El pago de intereses netos alcanzó los $328.049 millones en ese mes. Caputo explicó que el resultado respondió a menores ingresos vinculados a la postergación del pago del Impuesto a las Ganancias para personas humanas y a la estacionalidad del pago de aguinaldos. Hasta mayo, el superávit primario acumulado era de 0,7% del PBI y, tras el resultado de junio, bajó a 0,6 por ciento. El Gobierno sostiene la meta de superávit primario de 1,4% del PBI acordada con el FMI para 2026.

Caputo reconoció públicamente que el margen para reducir el gasto público es cada vez más limitado. “Para eso tenés que recaudar más porque seguir generando superávit vía ajuste ya es muy difícil. Estamos en un nivel de gasto de 15 puntos del Producto Bruto Interno (PBI). Para dar una idea, es el nivel de gasto que había en los 90 y es 10 puntos menos de lo que fue el pico hace ocho años”, afirmó en el programa Economía de quincho.

La llegada de Georgieva también funciona como un respaldo institucional del FMI al rumbo adoptado por la actual administración. El Gobierno espera capitalizar la visita para fortalecer su posición en futuras negociaciones y demostrar ante los mercados internacionales su compromiso con la estabilidad macroeconómica. El apoyo del FMI es considerado clave para sostener la confianza de los organismos multilaterales y el acceso a financiamiento externo.

La recorrida por Loma Campana en Vaca Muerta suma un componente estratégico a la agenda, ya que el desarrollo energético es uno de los pilares del programa económico argentino. La presencia de Georgieva junto al presidente de YPF apunta a poner en valor el potencial exportador del sector y su incidencia en la generación de divisas.

El mercado argentino de obligaciones negociables (ON) cerró el primer semestre del año con emisiones por USD 9.632 millones en 169 series, un 8% más que el mismo período del año anterior. De ese total, las empresas energéticas absorbieron 55 de cada 100 dólares, pese a haber realizado apenas el 14% de las emisiones del período.

Los datos surgen de un informe que elaboró Ricsa ALyC en base a datos de la Comisión Nacional de Valores (CNV). Según consignó el estudio, el sector energético emitió USD 5.307 millones a través de solo 24 series, frente a los 145 restantes del resto de la economía. Dicho de otra forma, las empresas de energía levantaron en promedio USD 221 millones por operación, frente a un promedio general de USD 56,9 millones. El tamaño de cada ticket energético es casi cuatro veces mayor al del resto del mercado.

YPF encabezó el ranking con tres emisiones por un total de USD 833 millones. Le siguieron Pampa Energía con USD 700 millones, Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte (Edenor) con USD 640 millones, Vista Energy Argentina con USD 617 millones y Pluspetrol con USD 500 millones. Entre las cinco empresas explicaron el 62% del financiamiento del sector. Si se suman los diez principales emisores, la cifra trepa al 90,8% del volumen energético total, equivalente a la mitad de todo el mercado de ONs del semestre.

El segundo trimestre aceleró todo

La actividad no fue pareja a lo largo del semestre. Entre enero y marzo, las empresas emitieron USD 3.956 millones. Entre abril y junio, esa cifra saltó a USD 5.676 millones, un 43% más en apenas tres meses. Dentro del sector energético, la aceleración fue aún más pronunciada: el financiamiento pasó de USD 1.848 millones en el primer trimestre a USD 3.459 millones en el segundo, un incremento del 87 por ciento.

Ese ritmo se inscribe en una tendencia que viene desde 2025, cuando el mercado de ONs en Argentina superó los USD 20.000 millones anuales, el mayor volumen en al menos una década, con el sector energético explicando cerca de la mitad de ese total. El arranque de 2026 profundizó esa dinámica: en enero, las colocaciones en dólares sumaron USD 2.350 millones a través de 13 operaciones, más del doble del monto emitido en diciembre de 2025.

Quién paga más y quién paga menos

El informe de Ricsa precisó la dispersión de tasas dentro del propio sector energético. La diferencia entre el emisor más barato y el más caro llegó a 640 puntos básicos. Mientras Pampa Energía se financió al 5% anual en dólares, CGC (Compañía General de Combustibles, de Eduardo Eurnekian) pagó hasta el 12% por operaciones de corto plazo. Más del 60% de las colocaciones del sector se ubicó en una banda de entre 8% y 10% anual, que empieza a funcionar como referencia para el segmento.

El informe de Ricsa destacó, sin embargo, que los plazos más largos no son los que pagan las tasas más altas. Vista Energy y Pampa Energía lograron financiarse a más de diez años —146 y 140 meses respectivamente— por debajo del 8% anual. En cambio, CGC y Crown Point pagaron entre 11% y 12% por deuda de apenas dos o tres años. La tasa, concluye el informe, depende del perfil crediticio de cada empresa, no de cuánto tiempo pide el dinero prestado.

Otro rasgo del semestre fue la consolidación en operaciones de mayor escala. El sector energético pasó de 37 emisiones en el primer semestre de 2025 a 24 en el mismo período de 2026, una caída del 35% en cantidad. Pero el volumen total pasó de USD 4.927 millones a USD 5.307 millones. Eso significa que el tamaño promedio por emisión creció de USD 133 millones a USD 221 millones, un salto del 66% en el ticket promedio.

En este escenario, el 99,4% de las emisiones energéticas del semestre se realizó en dólares, lo que refleja la preferencia del sector por captar financiamiento en moneda dura. Esa dolarización casi total contrasta con el resto del mercado, donde el 42% de las series se emitió en pesos. En el consolidado general, el 58% del volumen total correspondió a emisiones en dólares y el 42% restante a emisiones en moneda local.

De cara al segundo semestre, las proyecciones del sector apuntan a un volumen adicional de entre USD 10.000 y USD 15.000 millones en nuevas emisiones, impulsado por el avance de proyectos vinculados a Vaca Muerta, energías renovables y el desarrollo de plantas de gas natural licuado.

El presidente de YPF, Horacio Marín, afirmó que una reducción en el precio de las naftas no está cerca, debido a que la compañía todavía no alcanzó el valor de equilibrio necesario para aplicar una baja. La reciente suba del barril de petróleo Brent, impulsada por la reactivación del conflicto en Medio Oriente, complicó aún más el panorama y retrasó la posibilidad de ajustar los valores en los surtidores.

Según la visión de Marín, el contexto internacional y los movimientos del mercado energético resultaron determinantes para la política de precios de la petrolera. El directivo explicó que, aunque la expectativa de una reducción de precios estuvo presente en distintos sectores, el momento actual no permite avanzar en esa dirección. “Todavía no llegamos al valor de equilibrio para bajar el precio de las naftas”, subrayó.

Durante una entrevista con Radio Rivadavia, el titular de la empresa estatal puntualizó el impacto que generó la suba del crudo Brent, que trepó hasta la zona de USD 93. Este salto de precios se originó por la reactivación de tensiones en Medio Oriente, lo que a su vez profundizó la incertidumbre en los mercados globales y afectó la ecuación local. Marín advirtió que, con estos precios internacionales, “se dilata más” la posibilidad de alcanzar una baja.

El CEO de YPF defendió la política de amortiguación de precios que la compañía implementó en los últimos meses. Según explicó, el sector optó por un sistema de “buffer de precios”, que permitió moderar el traslado de las subas internacionales al mercado interno. “Decidimos hacer un buffer de precios donde no subimos todo lo que había que subir y cuando bajaba compensábamos”, señaló Marín. Esta estrategia buscó evitar incrementos bruscos en los combustibles y, al mismo tiempo, otorgó cierta previsibilidad a los consumidores.

En ese marco, el directivo remarcó que el punto de equilibrio entre los aumentos no aplicados y las reducciones compensatorias aún no se logró. Por esta razón, la posibilidad de una baja próxima continúa alejada del horizonte. “Con estos precios se dilata más”, insistió Marín al evaluar la situación del mercado interno y la influencia de los factores globales.

Más allá de la situación coyuntural, Marín proyectó un escenario de crecimiento para la industria petrolera argentina. El presidente de YPF estimó que la producción nacional podría alcanzar un millón de barriles diarios hacia fin de año. Además, anticipó que para el período 2031/2032 ese volumen podría transformarse en exportaciones. De cumplirse ese objetivo, el país consolidaría su presencia como proveedor internacional de energía.

El directivo destacó las ventajas estratégicas de Vaca Muerta, el principal yacimiento no convencional del país. “Somos un lugar apetecible porque Vaca Muerta es una roca de calidad superior a las americanas y somos un lugar de suministro seguro”, subrayó Marín. Estas características posicionan a la formación geológica como un activo fundamental en los planes de expansión y proyección internacional de la compañía.

En relación al contexto global, Marín sostuvo que los actuales conflictos en distintas regiones incrementaron el valor estratégico de Argentina como proveedor confiable de energía. Según su análisis, la calidad de los recursos nacionales y la estabilidad local fortalecieron la posición del país ante la demanda internacional. El CEO de YPF consideró que, ante la volatilidad global, Argentina aparece como una opción segura para mercados que buscan diversificar sus fuentes de abastecimiento.

El titular de la petrolera también hizo referencia a un reciente fallo judicial de los Estados Unidos favorable a la empresa en la causa por la expropiación. Marín vinculó la decisión de la Justicia estadounidense con el contexto político local y el hecho de que Javier Milei sea el actual presidente. Este pronunciamiento judicial, evaluó el directivo, representó un respaldo para la compañía en el plano internacional.

A lo largo de su intervención, Marín insistió en que la política de acuerdos dentro del sector petrolero permitió amortiguar el impacto de la guerra y la volatilidad de los precios internacionales. La estrategia, basada en consensos y en mecanismos de compensación, buscó moderar las subas en el mercado interno y proteger a los consumidores de los vaivenes externos.

YPF acaba de presentar su último balance trimestral al 31/03/2026, en el que obtuvo un EBITDA Ajustado de USD 1.594 millones.

El resultado neto suele estar influido por distorsiones contables y no reflejar la realidad operativa neta de la empresa en análisis.

Es por este motivo que suele utilizarse preferentemente el EBITDA Ajustado, para mostrar, de una manera más realista, el flujo neto de ingresos correspondiente a los accionistas.

El EBITDA es una métrica que busca medir la capacidad de generación de caja del negocio operativo, sin tener en cuenta cuestiones financieras, contables o impositivas.

El EBITDA Ajustado detrae, además, resultados extraordinarios, no recurrentes o transitorios.

La empresa debería cotizar con un múltiplo de 4,5x, esto es, unos USD 18.000 millones.

Anualizando el número trimestral, podemos estimar un “valor justo” para la compañía, utilizando el ratio más habitual entre los analistas más avezados del mercado petrolero.

Se trata del EV/EBITDA, que es un múltiplo financiero que compara el valor total de una empresa (incluida su deuda) con su rentabilidad operativa, siendo una herramienta clave para evaluar si una compañía está cara o barata en relación con otras de su sector.

Si, en línea con el resultado trimestral, la empresa YPF obtuviera recurrentemente un EBITDA anual de 6.000 millones de dólares, su valor estimado oscilaría, bajo diferentes escenarios, entre 45 y 80 dólares por acción.

Este análisis tiene en cuenta que, empresas petroleras integradas como YPF, suelen tener múltiplos EV/EBITDA entre 4,5x y 7x, dependiendo de factores tales como riesgo país, precio internacional del petróleo, nivel de deuda, crecimiento esperado, calidad de reservas y exposición política, entre otros.

Bajo un escenario conservador, la empresa debería cotizar con un múltiplo de 4,5x, esto es, unos USD 18.000 millones.

Curiosamente (o no tanto), este número se asemeja a la realidad actual, en la cual, el precio unitario del papel se encuentra en los alrededores de 42,50 dólares.

El EV (Enterprise Value) se obtiene mediante el producto del precio por acción y el capital emitido y luego se suma la deuda financiera neta.

EV = 42,50 X 400 M + 10.000 M = U$S 27.000 M

Mediante el procedimiento inverso, utilizamos diferentes medidas de EV/EBITDA, y obtenemos así precios objetivos para el caso de que este múltiplo evolucione hacia cada uno de los valores indicados.

Con múltiplos de 4,5x 6x y 7x, un EBITDA de USD 6.000 millones y una deuda neta de USD 10.000, tenemos:

• 4,5 x 6.000 M – 10.000 M = 17.000 M/400 M = 42,50 Escenario conservador
• 6 x 6.000 M – 10.000 M = 26.000 M / 400 M = 65 Escenario Base
• 7 x 6.000 M – 10.000 M = 32.000 M / 400 M = 80 Escenario optimista

Que el precio actual sea similar al estimado bajo el escenario menos propicio, nos muestra que el mercado todavía aplica un descuento importante por:

• riesgo político argentino,
• litigio por la expropiación,
• control estatal,
• controles cambiarios históricos,
• incertidumbre macro.

Pero si Argentina se consolidara y alcanzara mejores valores macro, tales como:

• inflación más baja,
• mayor apertura financiera
• menor riesgo país,
• estabilidad regulatoria,
• crecimiento exportador de Vaca Muerta.

Entonces YPF podría empezar a cotizar con múltiplos más parecidos a los de otras petroleras latinoamericanas o productoras de petróleo no convencional norteamericanas o europeas. Los múltiplos EV/EBITDA actuales de algunas de las empresas petroleras integradas más conocidas, son los siguientes, según ranking y EV/EBITDA:

1. Chevron - 10,5x
2. Exxon Mobil - 10,1x
3. Repsol - 6–7x
4. Eni - 5–6x
5. YPF - 4, 5x
6. Shell - 3,9x
7. Petrobras - 3,8x
8. BP - 3,4x
9. Total Energies - 3,4x
10. Equinor - 2,5x

Del cuadro anterior podemos obtener algunas conclusiones interesantes:

Las petroleras estadounidenses como Exxon y Chevron cotizan con una prima enorme frente a las europeas y latinoamericanas.

• El mercado premia:

1. estabilidad jurídica,
2. recompra de acciones,
3. calidad del management,
4. menor intervención estatal.

• Las europeas sufren descuento por:

1. impuestos extraordinarios,
2. presión regulatoria,
3. menor crecimiento esperado.

• Petrobras e YPF cargan además con descuento político y riesgo país.

Lo llamativo es que YPF hoy ya no cotiza tan “barata” respecto de Petrobras o Shell. De hecho:

• Petrobras 3,8x
• Shell 3,9x
• YPF 4,5x.

Eso reflejaría que el mercado:

• le asigna valor muy importante a Vaca Muerta
• espera fuerte crecimiento de producción/exportaciones
• y descuenta una mejora macro argentina bajo Milei.

Si Argentina lograra normalización financiera plena y reducción fuerte del riesgo país, YPF podría aspirar eventualmente a múltiplos más cercanos a:

• Eni/Repsol: 6–7x,
• o incluso majors americanas: 8–10x.

Con EBITDA de USD 6.000 millones:

• a 5x → EV USD 30.000 millones - USD 50 por acción
• a 7x → EV USD 42.000 millones - USD 80 por acción
• a 10x → EV USD 60.000 millones - USD 125 por acción

Otro punto clave a considerar es que el EBITDA actual, seguramente no refleja el que la compañía, potencialmente, puede obtener en los próximos años.

No existe todavía un consenso serio y detallado de mercado con proyecciones públicas de EBITDA de YPF a diez años, como sí ocurre con Exxon o Chevron. La mayoría de los analistas trabaja con horizontes de 2–5 años debido al riesgo argentino y la volatilidad del petróleo.

Pero sí puede reconstruirse un rango razonable usando:

• guidance oficial de YPF
• informes de bancos
• proyecciones de producción de Vaca Muerta
• expansión exportadora
• proyectos LNG
• y comparables shale internacionales.

Los analistas optimistas de energía argentina (BTG, Adcap, Goldman) suelen trabajar implícitamente con tres escenarios, según EBITDA potencial:

• Conservador - USD 5–6 mil millones
• Base - USD 7–9 mil millones
• Optimista - USD 10–12 mil millones

La lógica detrás de las estimaciones más optimistas contempla que YPF está migrando aceleradamente hacia Vaca Muerta y la compañía habla de:

• duplicar producción respecto de 2023,
• exportar crecientemente vía VMOS,
• y concentrarse casi exclusivamente en shale.

Si Argentina alcanza:

• 1 millón bpd nacional,
• infraestructura exportadora plena,
• acceso a mercados globales,

YPF podría capturar una porción enorme del crecimiento exportador.

Por último, mediante el Proyecto Argentina LNG junto a Golar, Eni y otros socios locales, YPF estima exportaciones energéticas argentinas de USD 50.000 millones anuales hacia 2031.

Si el LNG efectivamente despega:

• YPF dejaría de ser solamente una petrolera argentina,
• y pasaría a parecerse parcialmente a una exportadora global de gas.

Ahí el EBITDA podría entrar en el rango de entre USD 10–15 mil millones, especialmente con Brent alto y gas internacional firme.

Este último caso, extremadamente alcista para YPF, podría esquematizarse de la siguiente manera:

• 8 x 10.000 M – 10.000 M = 70 MM/400 M = 175 ESCENARIO CONSERVADOR
• 10 x 12.000 M – 10.000 M = 110 MM/400 M = 275 ESCENARIO BASE
• 10 x 15.000 M – 10.000 M = 140 MM/400 M = 375 ESCENARIO OPTIMISTA

Los supuestos implícitos exigen una drástica disminución del Riesgo País, a niveles similares a estados vecinos, una recalificación alcista de EMBI+, baja inflación, crecimiento económico acelerado y un entorno macro amigable, con menor presión impositiva y regulatoria.

Es un escenario exigente, pero posible, aunque todavía lejano y altamente dependiente de política, infraestructura y precios internacionales.

Sin embargo, comprar ahora y mantener en cartera, podría ser una sabia decisión, llamada a proporcionar una elevada rentabilidad.

Un tribunal de Washington le dio la razón a un fondo de inversión extranjero y confirmó que la Argentina deberá pagar más de USD 390,9 millones por haber estatizado Aerolíneas Argentinas hace casi dos décadas. La Cámara de Apelaciones del Distrito de Columbia rechazó el recurso con el que el Estado argentino intentaba anular el fallo de primera instancia, y dejó firme la condena a favor de Titan Consortium, el fondo que hoy reclama ese dinero.

La condena se ubica entre las más costosas que enfrenta la Argentina fuera de sus fronteras. En los últimos 16 meses el país no pagó ninguna suma de este laudo, una situación que llevó a Titan a acelerar su ofensiva judicial. Fuentes de la empresa señalaron a Infobae que el fallo no es una acción contra la compañía sino contra el Estado argentino.

Según reveló el analista Sebastián Maril, de Latam Advisors, el tribunal del Distrito de Columbia rechazó la apelación con la que el Estado argentino buscaba revertir la sentencia de primera instancia. Con ese fallo, quedó ratificado que el fondo puede seguir adelante en la justicia estadounidense para intentar cobrar la indemnización.

El origen del reclamo

La disputa comenzó en 2008, cuando el gobierno de Cristina Kirchner nacionalizó Aerolíneas Argentinas y Austral, que entonces estaban controladas por el grupo español Marsans. La empresa sostuvo que la expropiación había sido injusta y llevó el caso ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones, el tribunal arbitral del Banco Mundial para controversias entre Estados e inversores.

En 2017, el Ciadi resolvió a favor de Marsans y fijó una compensación de USD 320 millones más intereses. La empresa española no llegó a cobrar esa suma y más tarde transfirió los derechos del litigio a Burford Capital, un fondo británico que también litigó contra Argentina por la expropiación de YPF.

Después, Burford vendió esos derechos a Titan Consortium, que desde 2021 impulsa en Washington el reconocimiento y la ejecución del laudo arbitral. El punto central del caso es que las decisiones del Ciadi no se ejecutan de manera directa sobre bienes de un Estado, sino que deben ser reconocidas por tribunales locales para intentar su cumplimiento.

Maril explicó esa mecánica: los laudos sirven como base para acudir a la justicia ordinaria y pedir que se haga efectiva la condena. Eso es lo que Titan hizo en Estados Unidos y lo que ahora recibió un nuevo respaldo judicial.

El fallo aumenta la presión sobre activos argentinos en el exterior

La confirmación de la condena deja a la Argentina en una posición más vulnerable frente a intentos de embargo. En mayo, Titan ya había buscado avanzar sobre los colaterales de los Bonos Brady depositados en el Banco de la Reserva Federal de Nueva York, en una maniobra que también procuraba adelantarse al acuerdo alcanzado por el país con los fondos Attestor y Bainbridge.

El origen económico del conflicto remite al estado en que quedaron Aerolíneas y Austral antes de la estatización. Durante la gestión de Marsans, se vendieron activos de valor, entre ellos oficinas en Roma, París, Nueva York, Miami, Madrid, Bogotá, Lima y Caracas, además de simuladores de vuelo y se cancelaron rutas internacionales hacia Europa.

Al momento de la expropiación, ambas compañías acumulaban pasivos cercanos a USD 890 millones. Marsans las había adquirido en 2001 por un dólar simbólico, mientras que el tesoro de España debió aportar alrededor de USD 750 millones para sostener su funcionamiento.

Dos valuaciones realizadas entonces mostraron resultados opuestos. Crédit Suisse estimó que el valor de las aerolíneas se ubicaba entre USD 250 y USD 450 millones, pero el Tribunal de Tasación de la Nación calculó un valor negativo superior a los USD 760 millones, cifra que el Congreso argentino tomó como referencia para justificar la estatización.

Aerolíneas alcanza el superavit

La resolución llega en un momento de mejora financiera para Aerolíneas Argentinas. El nuevo gobierno había asegurado desde el inicio que su intención era sanearla para privatizarla, y la compañía cerró 2025 con una ganancia operativa de USD 112,7 millones, casi el doble de los USD 56,6 millones registrados el periodo anterior.

Ya en 2024 había logrado el primer superávit operativo desde la reestatización, la primera vez que la empresa operó sin aportes del Tesoro, algo que se repitió el año pasado. El directorio ya informó al Ministerio de Economía que tampoco solicitará fondos en 2026.

La mejora en los resultados provino, principalmente, de la reducción de personal —llegó a su dotación más baja en 14 años—, la eliminación de rutas deficitarias, el cierre de oficinas y mejoras operativas que permitieron rentabilizar su operación. Sin embargo, para privatizarla, la medida debe contar con el visto bueno del Congreso, algo que ya no fluyó cuando el Gobierno avanzó con la primera lista de empresas privatizables dentro de la Ley Bases al inicio del mandato.

YPF implementará un desdoblamiento de acciones el 4 de agosto de 2026 en una relación de 10 a 1, con el argumento de facilitar el acceso de nuevos inversores al mercado local. Según informaron desde la petrolera, cada título pasará de un valor nominal de 10 pesos a un peso.

La operación, conocida en el mercado como split, hará que cada acción ordinaria registrada en Caja de Valores S.A. se convierta en 10, sin cambios en el capital social, en los derechos asociados a las tenencias ni en la participación relativa de los accionistas. La compañía busca reducir el precio unitario de la acción en el mercado local, ampliar el acceso de inversores minoristas y mejorar la liquidez bursátil.

“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 de la firma energética.

La nota remitida a la Comisión Nacional de Valores (CNV), a Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (ByMA) y a A3 Mercados S.A. indicó que la implementación se hará en forma simultánea con la distribución de acciones. El documento, firmado por Margarita Chun, responsable de Relación con el Mercado de YPF, señaló además que la decisión apunta a aplicar prácticas de mercado de compañías comparables en el país y en el exterior.

Cómo será el split de acciones

YPF indicó que la fecha de corte será el 3 de agosto de 2026 para quienes figuren como accionistas en el registro de Caja de Valores S.A.. Desde el 4 de agosto de 2026 se hará efectiva la operación, según la comunicación enviada al mercado.

El mecanismo será automático. Por cada acción que un accionista tenga antes de la fecha de implementación, recibirá nueve acciones adicionales hasta completar 10, según el comunicado y la nota regulatoria.

YPF precisó que los accionistas no deberán realizar ningún trámite para recibir las nuevas acciones. La anotación del cambio quedará asentada en los registros escriturales de Caja de Valores S.A..

Qué efectos tendrá para los accionistas

La operación implicará pasar de 393.312.793 acciones ordinarias escriturales de valor nominal $10 cada una a 3.933.127.930 acciones ordinarias escriturales de valor nominal $1 cada una, según la nota presentada por la empresa a la CNV. Ese mismo documento indicó que cada acción mantendrá un voto.

Pese al aumento en la cantidad de acciones, el capital social se mantendrá en 3.933.127.930 de pesos. La comunicación dirigida a la autoridad financiera, ByMA y A3 Mercados precisó que ese monto quedará representado por 3.933.127.930 acciones de un peso cada una.

YPF señaló en esa misma nota que el cambio de valor nominal no modifica los valores económicos de las tenencias ni el porcentaje de participación sobre el capital social y los votos de ningún accionista. Y añadió que la medida tampoco altera el patrimonio de los accionistas ni los derechos asociados a sus tenencias.

La empresa agregó en la comunicación regulatoria que no corresponderá liquidar fracciones de acciones, de acuerdo con el reglamento de listado de ByMA.

La apuesta de YPF

Entre los fundamentos formales de la medida, la nota firmada por Chun menciona la mejora de la liquidez bursátil de las acciones en el mercado local, una mayor accesibilidad para inversores minoristas y la adopción de prácticas de mercado de compañías comparables en el plano nacional e internacional.

El comunicado vinculó la operación con una baja del precio unitario de la acción en el mercado local. Según ese texto, esa reducción busca facilitar el acceso de un universo más amplio de inversores y favorecer una mayor liquidez. La compañía también informó que avanza en el desarrollo de una nueva funcionalidad para comprar acciones directamente a través de APP YPF.

La nota al mercado incluyó además una aclaración sobre los ADS. Según ese documento, el desdoblamiento no tendrá incidencia en el acuerdo de depósito del 9 de marzo de 2022 celebrado entre la sociedad, The Bank of New York Mellon y los tenedores de ADS emitidos en virtud de ese acuerdo, salvo por un ajuste en la relación de acciones Clase D representadas por cada ADS, que pasará de una a 10.

Con esta decisión, la petrolera presentó el cambio de valor nominal como una vía para sumar pequeños inversores a su base accionaria. La empresa también vinculó esa medida con su objetivo de acercar la inversión en sus acciones a más participantes del mercado local.

Por primera vez en más de 25 años, Metrogas repartirá dividendos entre sus accionistas. El directorio de la distribuidora de gas aprobó este martes un pago en efectivo de $100.000 millones —unos USD 66 millones al tipo de cambio oficial— según el hecho relevante que la empresa envió a la Comisión Nacional de Valores (CNV) y a Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA).

La decisión llega mientras YPF avanza en la venta de su participación en la compañía y el Estado nacional tiene pendiente una definición sobre el futuro de la concesión.

El último antecedente de un reparto similar data de noviembre de 2001, cuando Metrogas abonó un dividendo intermedio antes de que la crisis económica argentina de ese año interrumpiera esa práctica. Desde entonces, la compañía no había vuelto a distribuir utilidades entre sus accionistas.

En su comunicación oficial a los reguladores, la empresa precisó que la operación “no vulnera compromisos contractuales ni financieros asumidos por la Sociedad” y que no requiere aprobación de terceros. Los fondos estarán disponibles el 23 de julio para quienes figuren como accionistas al 17 de ese mes.

Metrogas distribuye gas natural a más de 2,4 millones de clientes en su área de concesión, que abarca toda la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) y 11 partidos de la zona sur y sudoeste del Gran Buenos Aires (GBA). La compañía opera desde el 1° de diciembre de 1992, fecha de su inscripción en el Registro Público de Comercio.

Se define la venta de Metrogas

La decisión se produce en un momento de múltiples definiciones para la distribuidora. Por un lado, el Estado nacional deberá resolver en los próximos meses si extiende la licencia de distribución de Metrogas por otros 20 años, hasta 2047, como compensación por los incumplimientos contractuales que se acumularon desde el inicio de la primera etapa de la concesión, a partir de 2001. Esa renovación es una variable que los potenciales compradores siguen de cerca, ya que determina el horizonte temporal del negocio que están evaluando.

En paralelo, YPF lleva adelante la venta de su tenencia accionaria en la compañía. La petrolera estatal, que tiene el 70% de las acciones y espera una transacción de alrededor de USD 700 millones, informó en abril que el proceso alcanzó la fase de due diligence, luego de que 13 compañías —locales e internacionales— presentaran ofertas no vinculantes el 9 de abril. Citigroup actúa como asesor financiero del proceso. La operación podría cerrarse en el transcurso de 2026, sujeta a la obtención de las aprobaciones regulatorias pertinentes, aunque hasta la fecha no se firmó ningún acuerdo de carácter obligatorio.

La salida de la petrolera de mayoría estatal de Metrogas se inscribe en el Plan 4x4 de YPF, la hoja de ruta del presidente de la compañía, Horacio Marín, que apunta a la focalización en shale —con Vaca Muerta como eje— y a la salida de activos considerados no estratégicos, tanto en hidrocarburos convencionales como en otras áreas del negocio energético.

Bajo esa misma lógica, YPF aprobó la venta de Profertil, la principal productora de urea del país basada en Bahía Blanca, que se completó en diciembre de 2025 en una operación valuada en USD 1.200 millones.

La venta de Profertil se concretó en dos etapas. A principios de septiembre del año pasado, Adecoagro y la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA) acordaron con la canadiense Nutrien la compra del 50% que esta tenía en la empresa, en un contexto en que la multinacional venía de retirar inversiones en América Latina desde 2024. Esa operación estaba sujeta a que YPF no ejerciera el derecho de preferencia que le permitía igualar la oferta.

Una semana después, las compañías presentaron su oferta vinculante por el otro 50%, que estaba en manos de la petrolera estatal. A mediados de diciembre, Adecoagro y ACA se quedaron con el control total de la compañía, según confirmó YPF en un comunicado oficial. De esa manera, la firma dueña de la etiqueta Las Tres Niñas y la mayor cooperativa agrícola del país se quedaron con el control de una empresa que produce cerca de 1,3 millones de toneladas de urea al año y abastece aproximadamente el 60% de la demanda interna de ese fertilizante.

YPF Energía Eléctrica S.A., conocida como YPF Luz, la empresa de energía eléctrica de la petrolera de bandera, inició los trámites para comenzar a cotizar en Wall Street.

Se trata de una subsidiaria que cotizaría aparte de su empresa madre, presente en el NYSE de Nueva York desde hace más de 30 años, bajo el símbolo “YLUZ”.

Hace 190 días, otra empresa del sector, Genneia, especializada en energías renovables, realizó una anuncio similar.

“YPF Luz anuncia que ha presentado públicamente una declaración de registro en el Formulario F-1 ante la Comisión de Bolsa y Valores de EEUU (“SEC”) relativa a una propuesta de oferta pública inicial de sus acciones ordinarias de Clase B de uno de sus accionistas. YPF Luz continuará evaluando el proceso en función de las condiciones del mercado y los requisitos regulatorios aplicables", destacó la empresa en un comunicado.

En el documento oficial, la compañía informó que el accionista vendedor “está ofreciendo acciones ordinarias Clase B en una oferta global, que consiste en una oferta internacional de acciones ordinarias Clase B, que pueden estar representadas por American Depositary Shares (‘ADSs’), en Estados Unidos y otros países fuera de Argentina, y una oferta pública concurrente registrada ante la Comisión Nacional de Valores (‘CNV’) en Argentina”. Cada ADS representa diez acciones ordinarias Clase B. Según el prospecto, YPF Luz no recibirá ingresos provenientes de la venta de estas acciones ni de los ADSs en la operación internacional.

El número total de acciones ofertadas podrá reasignarse entre el tramo internacional y el argentino, y ambos cierres están condicionados entre sí. El documento aclara que, tras esta colocación, YPF Luz tendrá dos clases de acciones ordinarias, pero solo YPF y sus subsidiarias podrán poseer acciones Clase A, que no serán listadas en ningún mercado. Además, la empresa se definió como una “compañía en etapa de crecimiento emergente” según la Ley de Valores de EEUU y anticipó que, tras la oferta global, quedará categorizada como “compañía controlada” conforme a las reglas de gobierno corporativo de la NYSE.

La empresa tiene 12 años en el negocio de la generación de energía eléctrica. “Hoy generamos 10% de la energía eléctrica del país, desde 17 activos y proyectos en construcción que están diversificados en 8 provincias, demostrando nuestro liderazgo y compromiso federal. Esto nos permite alcanzar una capacidad instalada total de 3,4 GW, destaca en su web.

“Este crecimiento exponencial nos posiciona líderes del sector energético y nos permite destacarnos en generación, liderando el market share de venta de energía renovable a grandes usuarios. En un mercado cada vez más competitivo, YPF Luz se posiciona como viabilizador energético de diferentes industrias, con la capacidad de adaptarse a las nuevas demandas y las necesidades de cada cliente”, agregaron.

Mercado y potencia generadora

La presentación ante el regulador bursátil estadounidense incluyó una descripción detallada de su posición en el mercado argentino. Según el prospecto, la compañía afirmó ser “la principal compañía de generación eléctrica ‘pure-play’ en Argentina en términos de capacidad instalada. “Contamos con un portafolio estratégicamente diversificado con múltiples tecnologías, lo que nos permite aprovechar la complementariedad de nuestros activos al ofrecer energía térmica y renovable eficiente”, sostuvo.

La empresa indicó que espera un crecimiento en la participación de la energía renovable sobre el total generado, a partir de la puesta en marcha de nuevas plantas

El documento remarcó que la operatoria de YPF Luz incluye 2.740 megavatios en activos térmicos y 1.024 megavatios en renovables, lo que corresponde al 73% y 27% de la capacidad instalada de la firma, respectivamente. “Nuestra cartera de generación renovable comprende parques eólicos y solares, ubicados estratégicamente en sitios con condiciones óptimas de viento y radiación solar, lo que resulta en factores de carga notablemente superiores a los promedios del sector”, se lee en el prospecto. La empresa indicó que espera un crecimiento en la participación de la energía renovable sobre el total generado, a partir de la puesta en marcha de nuevas plantas.

Como parte de su expansión, la compañía informó que está construyendo su primer proyecto BESS de almacenamiento, con 90 MW, que elevará la capacidad total instalada a 3.854 MW una vez finalizado.

En cuanto a resultados, la empresa reportó ingresos por USD 640,8 millones y un Ebitda Ajustado de USD 427,5 millones para el año finalizado en diciembre de 2025. El margen Editda Ajustado fue del 66,7 por ciento. En el mismo período del año anterior, los ingresos alcanzaron los USD 524,2 millones. Para el primer trimestre de 2026, la compañía informó ingresos por USD 217,2 millones y un EBITDA Ajustado de USD 125,7 millones, con un margen del 57,9 por ciento. El prospecto explicó que la reducción del margen en el primer trimestre de 2026 se debió a la “internalización de los costos de combustible”, tras la descentralización del régimen de compra implementada por la Resolución N° 400/2025.

YPF Luz anticipa un escenario de mayor apertura para acuerdos privados y expansión comercial

Además, el documento describe un escenario de transformación para el sector eléctrico argentino. Según el prospecto, el marco normativo “atraviesa cambios significativos y una transición hacia un modelo de mercado más desregulado y competitivo”. Desde el 1 de noviembre de 2025, la Resolución N° 400/2025 introdujo un nuevo esquema que, según la compañía, promueve “la competencia dentro del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), la libre contratación entre los participantes del mercado y la descentralización de la gestión de combustibles”.

La empresa sostuvo que el nuevo marco “implementa un sistema de remuneración basado en el costo marginal para el suministro eléctrico” y busca “reducir la intervención estatal en el esquema de remuneración y el sistema de contratación del sector”. En este contexto, YPF Luz anticipa un escenario de mayor apertura para acuerdos privados y expansión comercial. “Esperamos que este nuevo marco regulatorio brinde mayores oportunidades para celebrar contratos con clientes privados y genere otras oportunidades de crecimiento”, aseguró la compañía en su presentación.

También señaló que existen “potencial para captar una demanda incremental de electricidad proveniente de diversos segmentos de consumo existentes y emergentes, como la minería, el desarrollo de petróleo y gas, los centros de datos y la movilidad eléctrica”. De acuerdo con la empresa, se evalúan “de manera continua alternativas estratégicas para atender la nueva demanda, incluyendo iniciativas de crecimiento orgánico y posibles adquisiciones, sujetas a las condiciones del mercado, consideraciones regulatorias y prioridades de asignación de capital”.

El consorcio integrado por la estadounidense Pumpco, la italiana Bonatti y la local Contreras Hermanos logró la adjudicación para construir el gasoducto más extenso de la historia argentina, una infraestructura valuada en 1.200 millones de dólares que forma parte del proyecto de exportación de gas natural licuado (GNL) impulsado por YPF, ENI y XRG, brazo internacional de inversiones energéticas de Adnoc. La obra conectará el corazón de Vaca Muerta con el puerto de Sierra Grande, en Río Negro, y representa un hito en el desarrollo de la industria energética del país.

La definición de la licitación introdujo un mecanismo inédito en el sector argentino: un sistema de subasta inversa electrónica enfrentó a dos finalistas que ofrecieron sus propuestas a la baja sin conocer la oferta de su competidor ni la certeza de que el rival seguía en carrera. Este modelo eliminó la influencia de la trayectoria local y priorizó el precio, según reconstruyeron fuentes del sector. La oferta ganadora se fijó en 1.200 millones de dólares para dos ductos de 527 kilómetros, uno de gas de 48 pulgadas de diámetro y otro poliducto de 24 pulgadas.

Jorge Mas, empresario cubanoamericano y propietario del club Inter Miami donde juega Lionel Messi, lidera Pumpco a través de la compañía matriz MasTec, una de las principales constructoras de ductos de Estados Unidos, con ingresos anuales aproximados de 14.300 millones de dólares. La adjudicación de esta obra marca la primera incursión exitosa de Pumpco en el mercado argentino, tras tres intentos previos en los que no logró imponerse en licitaciones vinculadas a otras infraestructuras energéticas del país.

Por su parte, el Grupo Techint-Sacde, presidido por Paolo Rocca y Marcelo Mindlin, sumó su segunda derrota consecutiva en procesos de licitación ligados al desarrollo de megaproyectos de exportación de hidrocarburos en Vaca Muerta. En esta ocasión, perdió por una diferencia del 15% en el precio ofertado, pese a haber sido uno de los dos únicos consorcios locales habilitados a competir junto a oferentes internacionales. Semanas antes, la misma sociedad quedó fuera de la construcción del ducto de la iniciativa SESA, otro proyecto relevante para la exportación de GNL.

La obra adjudicada conecta la Meseta Buena Esperanza, en el centro de Vaca Muerta, con Sierra Grande, localidad que albergará la terminal marítima de exportación. Ambos ductos correrán en paralelo a lo largo de 527 kilómetros, con capacidades técnicas que superan a las del gasoducto Perito Moreno y al proyecto de Southern Energy (SESA), que avanza de manera independiente en la misma región. El ducto de gas, de 48 pulgadas, se erige como el de mayor diámetro construido en el país hasta la fecha.

El proceso de licitación arrancó con cerca de siete empresas y consorcios, pero el filtro técnico redujo la competencia a dos finalistas. A través del sistema digital, YPF fijó un tope máximo de oferta y, desde ese punto, los dos consorcios pujaron a la baja. Ninguno conocía el monto que presentaba el otro ni si su competidor continuaba activo en la subasta. Fuentes consultadas calificaron el resultado como “el monto más competitivo” posible para el proyecto, derivado de la presión ejercida por la competencia internacional.

De acuerdo con lo informado por fuentes del sector, la decisión final de inversión (FID) para el proyecto aún está pendiente y podría resolverse a finales de este año o a comienzos de 2027. La adjudicación definitiva del contrato se firmaría entre 20 y 30 días después de la notificación formal recibida por el consorcio ganador. Mientras tanto, el consorcio YPF-ENI-XRG avanza en la preparación de los pliegos para licitar los materiales, incluyendo los caños de ambos ductos, cuya adjudicación se espera en los próximos meses.

La presencia de empresas internacionales sin experiencia previa en la construcción de infraestructura energética en Argentina modificó el mapa competitivo. Tanto Pumpco como Bonatti se asociaron con Contreras Hermanos para el diseño e ingeniería del proyecto, aunque la firma local no pudo presentarse como oferente principal porque la licitación fue exclusivamente internacional. Contreras Hermanos solo pudo participar como socio técnico y de apoyo.

La creciente entrada de oferentes internacionales provocó una baja en los costos finales de las obras energéticas relacionadas con Vaca Muerta. Diversas voces del sector remarcaron que la competencia internacional “le hizo bien a la Argentina”, en referencia a la reducción de precios observada en las últimas licitaciones. Este fenómeno desafía a los proveedores locales tradicionales, que enfrentan a nuevos jugadores capaces de soportar esquemas de rentabilidad diferentes y acceder a estructuras de costos más flexibles.

Para Pumpco, la adjudicación del gasoducto significó el primer éxito después de intentos fallidos en otros proyectos clave: la reversión del gasoducto norte, la construcción del oleoducto VMOS y el ducto financiado por SESA. En todos esos casos, la sociedad Techint-Sacde logró imponerse en la competencia. La victoria actual representa un cambio de tendencia en el acceso de actores extranjeros al mercado de infraestructura energética argentino.

El formato de subasta inversa ciega implementado por YPF para esta licitación eliminó factores como la trayectoria previa, las sinergias logísticas con otras obras en curso o la relación histórica con el operador. El proceso se centró exclusivamente en la variable económica, empujando a los concursantes a sostener el precio más bajo sin información sobre la oferta rival. Esta modalidad plantea un desafío estructural para las empresas locales, que disponen de márgenes de maniobra más acotados frente a las grandes constructoras internacionales.

El desarrollo de los dos grandes proyectos de exportación de GNL en Vaca Muerta, tanto el de SESA como el de YPF-ENI-XRG, avanza de manera independiente y con financiamiento propio. Ambos comparten el mismo corredor geográfico y enfrentan desafíos técnicos similares, pero mantienen estructuras de contratos, ingeniería y financiamiento separadas. El ducto adjudicado a Pumpco, Bonatti y Contreras Hermanos discurrirá en paralelo al que semanas antes SESA adjudicó al consorcio Víctor Contreras y a la italiana Sicim.

La magnitud de la obra, con 527 kilómetros de extensión y un diámetro récord para el tramo de gas, da cuenta del cambio de escala en los proyectos de exportación asociados a Vaca Muerta. Hasta hace pocos años, la producción de la cuenca neuquina se destinaba principalmente al abastecimiento interno y a exportaciones limitadas a países vecinos. La consolidación de estos desarrollos, junto al oleoducto VMOS y la ampliación del gasoducto Perito Moreno, apunta a transformar la región en un polo exportador de hidrocarburos con destino a mercados de Europa y Asia.

El proceso de adjudicación de la obra civil representa solo una de las etapas del proyecto global. La provisión de los caños que compondrán ambos ductos aún debe definirse, y según fuentes del sector, la licitación para ese segmento comenzará hacia fin de mes. En iniciativas anteriores, esta instancia generó tensiones con la industria local, como sucedió cuando Tenaris quedó fuera frente a oferentes internacionales tanto en el gasoducto de SESA como en la obra civil de Argentina LNG.

La participación de Bonatti, la otra firma extranjera que integra el consorcio ganador, permite ampliar el alcance internacional de la obra. Junto a Pumpco y con el respaldo técnico de Contreras Hermanos, el grupo se prepara para asumir la ingeniería y ejecución del proyecto una vez que reciba la aprobación definitiva. Si la decisión final de inversión resulta favorable, Pumpco, Bonatti y Contreras Hermanos quedarán a cargo de una obra destinada a fortalecer la infraestructura de exportación energética del sur argentino.

El impacto de la competencia global en el sector energético argentino, la modificación de los esquemas de licitación y la consolidación de nuevos actores en el segmento de infraestructura marcan el ritmo de un proceso que redefine el mapa de proveedores y constructoras. El consorcio adjudicatario emerge como protagonista en la transformación de la cuenca de Vaca Muerta, mientras la industria energética nacional busca posicionarse en el escenario internacional.

El vínculo entre la educación y la industria resulta clave para el desarrollo de nuevas capacidades en el país. En esa línea, la Refinería La Plata de YPF, uno de los complejos industriales más importantes de la Argentina, se convirtió en escenario de una jornada de formación inusual para estudiantes de escuelas técnicas.

En el marco del programa “Técnic@s del Futuro” de SCANIA, jóvenes de distintas provincias vivieron una experiencia educativa enfocada en el sector energético y el transporte de cargas.

Los participantes de esta iniciativa, organizada por YPF y SCANIA, tuvieron la posibilidad de conocer de cerca el funcionamiento de la industria y los desafíos que enfrenta el sector.

Experiencia directa en la industria energética

Durante la jornada, los estudiantes recorrieron las instalaciones de la recientemente reconocida como Refinería del Año de América Latina 2025 por LARTC. La visita ofreció un acercamiento a la escala y complejidad de los procesos industriales asociados a la producción de energía en la Argentina.

Los jóvenes participaron de charlas teóricas sobre soluciones energéticas como INFINIA Diesel, YPF Gas y Azul 32. Estos productos, claves para el funcionamiento de vehículos de transporte de última generación, fueron abordados desde una perspectiva técnica y aplicada.

La presencia del laboratorio móvil de YPF sumó una dimensión práctica. Allí, los estudiantes presenciaron análisis de combustibles en tiempo real, lo que permitió poner en contexto los estándares de calidad que la compañía mantiene en su red nacional. Esta instancia sirvió para mostrar cómo la investigación y los controles permanentes garantizan el rendimiento y la seguridad en toda la cadena de valor.

Formación técnica y articulación con el transporte de cargas

El programa integró contenidos teóricos y prácticos, con el objetivo de que los estudiantes comprendieran la relación entre la energía y el transporte pesado. Se abordaron temas como la eficiencia energética, la innovación tecnológica y el desarrollo sostenible, tres pilares fundamentales para el futuro de la industria y para las estrategias de YPF.

La jornada también incluyó espacios de intercambio sobre los diversos perfiles profesionales que demanda el sector. En este contexto, los participantes conocieron de primera mano cómo se articulan tareas de mantenimiento técnico, operaciones industriales, análisis de calidad y desarrollo tecnológico.

Para los estudiantes, la posibilidad de observar el funcionamiento real de una refinería de esta magnitud representó una oportunidad única para conectar la teoría aprendida en el aula con la realidad del trabajo cotidiano.

“Este tipo de experiencias les permite conectar los conocimientos adquiridos en la clase con la realidad de la industria y comprender el valor del trabajo colaborativo entre compañías. Agradecemos a YPF por abrirnos sus puertas y sumarse a esta iniciativa que busca inspirar y preparar a los técnicos del futuro”, destacó Mariana Gutiérrez, directora de People & Culture de Scania Argentina.

El rol de YPF en la formación de talento técnico

El encuentro en la Refinería La Plata se inscribió en una alianza de más de 30 años entre YPF y SCANIA, orientada a la innovación en soluciones para cargas pesadas.

En este marco, el programa educativo lleva casi dos décadas promoviendo la formación técnica y la inserción laboral de jóvenes en la industria. Más de 350 estudiantes ya participaron, y aproximadamente el 40% accedió a oportunidades de empleo en la red de la compañía organizadora.

La presencia activa de YPF en iniciativas de capacitación refuerza su compromiso con el desarrollo de capacidades locales y la integración de nuevas generaciones al mercado laboral. Así, la compañía sostiene su papel como referente en el sector energético de la Argentina.

Manuel Adorni oficializó su renuncia al directorio de YPF, lugar que ocupaba como representación del Estado en la empresa que es público-privada.

“De mi consideración, me dirijo a Usted al efecto de poner en su conocimiento, y por su intermedio en el del Directorio de YPF S.A., mi renuncia al cargo de Director Titular por la Clase A. Sin otro particular, saludo a Usted y por su intermedio a los miembros del Directorio, Manuel Adorni”, reza el breve texto dirigido al presidente de la petrolera, Horacio Marín.

Ahora, el directorio de la petrolera argentina deberá aceptar la dimisión del ex jefe de Gabinete, según los mecanismos previstos para este tipo de cargos.

De acuerdo a lo que comentaron fuentes oficiales a Infobae, el miércoles de la semana que viene podría llevarse a cabo la reunión de directorio. En esa cumbre podría tratarse la salida de Adorni y el ingreso de Diego Santilli.

En tanto, según pudo saber este medio, la decisión había sido adoptada por el propio Adorni y tenía que ver con la voluntad de alejarse de la función pública durante un tiempo, después de estar más de dos años y medio como uno de los principales exponentes del gobierno de Javier Milei.

La renuncia al directorio de la principal empresa del país completó el proceso de salida que comenzó el último sábado, cuando el ahora ex jefe de Gabinete hizo pública la carta que entregó al Presidente para comunicar su decisión de abandonar el cargo que ocupaba desde noviembre de 2025.

En ese texto, Adorni explicó que el principal motivo de su alejamiento fue el desgaste personal y familiar provocado por la exposición pública y por las denuncias que enfrentó durante los últimos meses.

“No puedo seguir exponiendo a gran parte de la gente que quiero a esta carnicería mediática”, escribió el exfuncionario, al tiempo que rechazó haber cometido hechos de corrupción y sostuvo que fue tratado “de delincuente y corrupto sin un solo hecho de corrupción” sobre sus espaldas.

Todo se dio después de tres meses de controversia judicial por una causa de presunto enriquecimiento ilícito a cargo del fiscal federal Gerardo Pollicita.

La investigación abarca movimientos patrimoniales del ex funcionario, compras con tarjetas de empleados públicos y operaciones inmobiliarias con hipotecas de particulares, entre otros elementos incorporados al expediente.

El cargo del jefe de Gabinete ahora quedó para el ex ministro del Interior, Diego Santilli, quien asumió este martes en la Casa Rosada. Allí, el propio Javier Milei le tomó juramento y hubo un triple abrazo con Adorni.

En esa línea, cuando se confirmó el cargo para Santilli, el Presidente se encargó de insistir con la defensa del saliente ministro coordinador. “Yo sigo confiando en la inocencia de Adorni. Es una persona honesta”, afirmó.

Milei subrayó que la justicia aún no se pronunció sobre el caso de Adorni y cuestionó lo que llamó una lógica de condena anticipada. “¿La justicia ya se expidió al respecto? ¿Es que hay una sentencia? Bueno, listo. ¿Qué es eso de andar sentenciando y ejecutando gente antes de que se expida la justicia?”, planteó el presidente en diálogo con La Nación+.

Ante la consulta sobre si la posibilidad de una interpelación parlamentaria y una eventual moción de censura pudieron haber incidido en la salida de Adorni, Milei fue categórico: “Nada. Nada. Nada”. Insistió en que la causa real fue la escalada de ataques personales que llegaron a involucrar a los hijos del ex jefe de Gabinete. “Frente a situaciones donde han sido agredidos los hijos de Manuel, Manuel decide dar un paso al costado porque no puede poner en riesgo ya directamente a su familia”, señaló.

El presidente también rechazó la lectura de que Adorni representaba un lastre para la comunicación política y la capacidad de gobernar. “No comparto lo más mínimo”, respondió ante esa hipótesis. Para respaldar su postura, enumeró los logros legislativos obtenidos durante la gestión de Adorni al frente de la Jefatura de Gabinete: el acuerdo Unión Europea-Mercosur, la resolución de la deuda con los holdouts, la modernización laboral, la llamada inocencia fiscal, la ley de glaciares y la baja de la ley de imputabilidad. “¿Qué problema de gestión? No hubo problema de gestión”, afirmó. “Son cosas que ni gobiernos militares lograron hacer. Y las hicimos nosotros en tres meses.”

El megaproyecto Argentina LNG, destinado a potenciar la exportación de Gas Natural Licuado, adquirió un nuevo impulso tras la firma de acuerdos de YPF con las empresas extranjeras Eni y XRG, para su incorporación al segmento de upstream del plan. La petrolera estatal formalizó la venta en favor de ambas compañías de participaciones accionarias en UPCO ARLNG I S.A.U., la sociedad que manejará los bloques de gas en Vaca Muerta destinados al proyecto.

Según un comunicado difundido por YPF, la operación se instrumentará a través de una sociedad vehículo que asumirá la titularidad de los bloques Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II.

Una vez completada la transacción, y tras la aprobación de la Autoridad de Aplicación sobre la cesión de las áreas, Eni y XRG adquirirán una participación del 32% cada una en el capital social, mientras que YPF conservará el 36%. Desde la firma de los acuerdos, estos bloques quedarán dedicados al desarrollo del proyecto Argentina LNG.

El comunicado de YPF también recordó que el pasado 30 de abril la compañía adquirió, mediante un “swap” o intercambio de activos con Pluspetrol, el 50% de participación que esta última poseía en los bloques involucrados, consolidando así la titularidad total de estas áreas. Este movimiento permitió a la petrolera nacional avanzar en la reorganización de los activos necesarios para el desarrollo del proyecto Argentina LNG.

La iniciativa Argentina LNG articula el desarrollo de recursos no convencionales de gas en Vaca Muerta con infraestructura orientada al midstream y la licuefacción, con el objetivo de abastecer a los mercados internacionales con gas natural licuado. En ese sentido, la asociación de YPF con la italiana Eni y con XRG (brazo internacional de inversiones de la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi, Adnoc) busca maximizar el valor de los recursos disponibles y atraer inversiones que permitan posicionar a la Argentina como proveedor relevante de energía a nivel global.

Qué es el proyecto Argentina LNG

El Argentina LNG es el proyecto de exportación de gas natural licuado más grande del país que demandará una inversión total de USD 20.000 millones, distribuidos entre las etapas de upstream, midstream y downstream.

Para la primera etapa, el esquema de financiamiento rondará los USD 15.500 millones —uno de los más grandes estructurados en América Latina— y está a cargo de JP Morgan, con una combinación de crédito bancario internacional y participación de bancos de desarrollo. El 70% se cubrirá con créditos internacionales y el 30% restante con aportes directos de los socios. En una nota anterior con Infobae, el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, aseguró que el interés de los inversores por el proyecto es fuerte y que el plan es avanzar con las principales licitaciones antes de octubre, de manera de cerrar el financiamiento antes de fin de año.

El proyecto prevé la integración de toda la cadena de valor, desde la producción en los bloques seleccionados hasta la exportación del GNL. La participación de Eni y XRG se focaliza en la etapa de upstream, mientras que YPF mantiene el control de la sociedad titular de los bloques y lidera el proceso de coordinación general del proyecto.

Con las áreas ya adjudicadas por 35 años, el proyecto Argentina LNG avanza con la consolidación de la sociedad que va a controlar el upstream. Los pasos siguientes apuntan a implementar los beneficios del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) y asegurar las fuentes del financiamiento, a los efectos de que a fin de año los directorios de las tres empresas den aprobación final al plan.

Horacio Marín expresó que "el ingreso de Eni y XRG al upstream fortalece la cadena de valor del proyecto y nos permite avanzar hacia su desarrollo a escala global“. De esta manera, la petrolera nacional refuerza su estrategia de alianzas para maximizar la explotación de recursos y consolidar el perfil exportador de la Argentina en el segmento de gas natural licuado.

Por parte de Eni, Guido Brusco, Chief Operating Officer de Global Natural Resources, destacó que “nuestra entrada en la cuenca no convencional de Vaca Muerta, junto a YPF y XRG, fortalece la capacidad de Eni para desarrollar recursos de gas a escala mundial y convertirlos en GNL competitivo para los mercados internacionales”.

Brusco subrayó que Vaca Muerta se posiciona como una de las cuencas no convencionales más ricas del mundo en términos de recursos, y que la participación de Eni les otorga presencia “a lo largo de toda la cadena de valor, desde el upstream argentino hasta el suministro de GNL a clientes internacionales, generando valor mientras contribuimos a la seguridad energética global”.

En cuanto a XRG, Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas, afirmó que “la Argentina tiene el potencial de desempeñar un papel cada vez más importante en la satisfacción de la creciente demanda mundial de gas natural, y proyectos como Argentina LNG serán clave para aprovechar esa oportunidad”. Al Aryani consideró que Vaca Muerta representa uno de los recursos de gas más atractivos y que la transacción le da a XRG un rol directo en el impulso de un proyecto con escala y potencial de convertirse en una nueva fuente relevante de suministro confiable de GNL para los mercados globales.

De acuerdo con la información difundida, el avance del proyecto Argentina LNG se apoya en la articulación entre el desarrollo de recursos, la infraestructura de midstream y la capacidad de licuefacción para abastecer a mercados internacionales que demandan volúmenes crecientes de energía. El ingreso de nuevos socios multinacionales representa un paso relevante en el fortalecimiento de la cadena de valor y la integración de la Argentina en el mapa global del gas natural licuado.

La estrategia de YPF consiste en impulsar el desarrollo de Vaca Muerta “con una visión de largo plazo, promoviendo asociaciones estratégicas que permitan maximizar el valor de los recursos, atraer inversiones de clase mundial y posicionar a la Argentina como un proveedor relevante de energía a nivel global“.

La salida de Manuel Adorni del Gobierno de Javier Milei no se limitará a la Jefatura de Gabinete. Fuentes oficiales confirmaron a Infobae que el exfuncionario también dejará el cargo de director de YPF en representación del Estado nacional, por lo que se desvinculará por completo de las responsabilidades que mantenía en la administración libertaria.

Según pudo saber Infobae, Adorni presentará formalmente su renuncia al directorio de la compañía que preside Horacio Marín durante la semana que comienza. Luego, el directorio de YPF deberá tratar su dimisión, de acuerdo con los mecanismos previstos para ese tipo de cargos.

La decisión, aseguraron las fuentes consultadas por este medio, fue adoptada por el propio Adorni y respondió a la voluntad de alejarse durante un tiempo de la función pública, después de más de dos años y medio de exposición permanente en el Gobierno de Javier Milei.

La renuncia al directorio de la principal empresa del país completará el proceso de salida que comenzó el sábado, cuando el ahora ex jefe de Gabinete hizo pública la carta que entregó al Presidente para comunicar su decisión de abandonar el cargo que ocupaba desde noviembre de 2025.

En ese texto, Adorni explicó que el principal motivo de su alejamiento fue el desgaste personal y familiar provocado por la exposición pública y por las denuncias que enfrentó durante los últimos meses.

“No puedo seguir exponiendo a gran parte de la gente que quiero a esta carnicería mediática”, escribió el exfuncionario, al tiempo que rechazó haber cometido hechos de corrupción y sostuvo que fue tratado “de delincuente y corrupto sin un solo hecho de corrupción” sobre sus espaldas.

La carta también dejó entrever que la salida fue conversada con Javier Milei durante los últimos días y que el Presidente había intentado, inicialmente, convencerlo de permanecer en el cargo.

“Por primera vez desde aquel 10 de diciembre de 2023 estoy yendo en contra de sus deseos. Gracias por esta vez sí haber aceptado mi renuncia”, expresó el ex jefe de Gabinete en uno de los párrafos más significativos del texto.

Ahora, la decisión se extenderá también a YPF.

Adorni integraba el directorio de la petrolera como representante del Estado nacional. Se trataba de un cargo de director Clase A, correspondiente a la participación estatal en la empresa, vinculada a la denominada “acción de oro”, que otorga facultades especiales al Estado dentro de la estructura societaria de la compañía.

Fuentes oficiales señalaron a Infobae que, una vez aceptada la renuncia, será el Gobierno el que defina quién ocupará esa representación estatal en el directorio.

Dentro de la Casa Rosada consideran probable que el lugar sea cubierto, como ha ocurrido tradicionalmente, por quien resulte designado al frente de la nueva Jefatura de Gabinete, aunque esa definición todavía no fue oficializada. En principio, el nombre que suena con más fuerza para sucederlo es el de Diego Santilli.

La salida de Adorni de YPF representó un paso adicional respecto de su renuncia al Gabinete, porque implicó abandonar también la representación institucional que conservaba en una de las empresas estratégicas del Estado.

Durante las últimas horas, distintas voces del oficialismo respaldaron públicamente la decisión del exfuncionario.

La secretaria general de la Presidencia, Karina Milei, fue la primera integrante del Gobierno en despedirlo con un mensaje difundido en sus redes sociales.

“Querido Manuel, gracias por tu incansable trabajo durante todo este tiempo y por defender las ideas de la libertad con una pasión y un compromiso que pocas veces se ven”, escribió.

Además, calificó al ex jefe de Gabinete como una persona “íntegra, valiosa y muy querida” y sostuvo que el Gobierno comprendía los motivos que lo llevaron a tomar la decisión.

“Sabemos del difícil e inmerecido momento que venís atravesando vos y tu familia desde hace meses, y acompañamos tu decisión con respeto”, expresó la funcionaria.

El presidente Javier Milei, en cambio, evitó realizar un mensaje personal. Se limitó a compartir en sus redes sociales tanto la carta de renuncia de Adorni como la publicación realizada por Karina Milei.

La salida del funcionario se produjo luego de varios meses de creciente tensión política y judicial.

En marzo comenzaron las investigaciones relacionadas con su patrimonio y posteriormente se abrió una causa por presunto enriquecimiento ilícito que quedó a cargo del fiscal Gerardo Pollicita y del juez Ariel Lijo.

En paralelo, la oposición impulsó distintos pedidos de interpelación en el Congreso, mientras crecían los cuestionamientos por la evolución patrimonial del entonces jefe de Gabinete.

En su carta de despedida, Adorni rechazó todas las acusaciones y enumeró una serie de versiones que, según afirmó, fueron falsas.

Mencionó supuestos viajes inexistentes, gastos millonarios, contratos atribuidos a su esposa, propiedades de lujo, sociedades en el exterior, una presunta “granja cripto”, gastos personales afrontados con fondos públicos e incluso la existencia de un supuesto “pendrive lleno de dólares”, entre otras versiones que calificó como operaciones destinadas a desacreditarlo.

“El ensañamiento tiene un límite y yo he descubierto el mío”, sostuvo el exfuncionario al justificar su decisión.

Con la renuncia al directorio de YPF, Adorni terminará de cerrar su paso por la administración nacional y quedará completamente desvinculado de las responsabilidades institucionales que ejercía desde el inicio del gobierno libertario.

En la Casa Rosada insisten en que se trató de una decisión personal y que fue el propio ex jefe de Gabinete quien manifestó su intención de alejarse de las funciones públicas para atravesar este período fuera de la primera línea política.

Si el directorio de YPF acepta la renuncia durante los próximos días, el Gobierno quedará habilitado para avanzar con la designación del nuevo representante del Estado en la petrolera, una definición que podría quedar atada a la conformación del gabinete que sucederá a Adorni en la coordinación política del Poder Ejecutivo.

YPF y Arcos Dorados, la compañía que opera los restaurantes McDonald’s en Argentina y América Latina, anunciaron la concreción de una alianza estratégica orientada a brindar una propuesta renovada en la experiencia de consumo para sus clientes. La iniciativa busca combinar la red de estaciones de servicio con la oferta gastronómica de la famosa cadena de comidas rápidas.

El acuerdo fue suscrito en la Torre YPF, situada en Puerto Madero, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, con la participación de Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, y Woods Staton, Executive Chairman del Board de Arcos Dorados.

“Esta alianza representa un paso clave en nuestra estrategia de transformar la red y elevar la experiencia del cliente. Además, es la concreción de un sueño personal: llevar a McDonald’s a dónde solo YPF puede llegar, a cada rincón del país”, afirmó Marín.

Por su parte, Staton dijo: “Esta es una gran oportunidad de sumar la potencia de dos marcas muy arraigadas en los argentinos. En el marco de los 40 años de la llegada de McDonald’s al país, ampliamos nuestros segmentos para adaptarnos a los usos y consumos de nuestros clientes. Es un acuerdo con un potencial enorme para que nuestra compañía siga creciendo en Argentina”.

En el marco de este acuerdo ambas marcas podrán avanzar en tres modalidades de locales:

1. Freestanding: tienda independiente, en una construcción separada de la Tienda Full existente en la estación de servicio, con posibilidad de incluir servicio de AutoMac (Drive Thru).
2. Integrada con salón compartido: tienda integrada en la misma construcción que la Tienda Full, compartiendo el salón de ventas y el espacio de mesas y sillas para los clientes, con posibilidad de AutoMac (Drive Thru).
3. Integrada sin salón compartido: tienda integrada en la misma construcción que la Tienda Full, pero sin compartir el salón de ventas, con posibilidad de AutoMac (Drive Thru).

El acuerdo forma parte de la estrategia de YPF para modificar su red de estaciones de servicio, incorporando diferentes formatos que buscan responder a las demandas de los usuarios en el país.

La empresa lleva adelante la conversión de estaciones tradicionales a estos nuevos modelos, con el objetivo de establecer una oferta operativa y versátil en mercados considerados prioritarios.

En esa línea, YPF ya avanzó con la apertura de nuevas estaciones bajo formatos diferenciales, como una YPF Black en Nordelta y una RefiPlus en Salta, una combinación de islas asistidas y autodespacho, con integración a la App YPF para el pago; “reafirmando su compromiso con la innovación y la mejora continua en la experiencia del cliente”.

Para Arcos Dorados, “esta apertura representa una nueva oportunidad para seguir ofreciendo las hamburguesas más reconocidas del mundo a través de la experiencia McDonald’s, acercando momentos de calidad para toda la familia”, indica el comunicado oficial.

“Asimismo, reafirma el compromiso de la compañía con el desarrollo de las comunidades donde opera, mediante la generación de nuevos puestos de trabajo”, agrega.

Dónde estará la primera estación de servicio conjunta

Los planes de YPF y Arcos Dorados todavía son germinales, pero según le dijo Horacio Marin a La Casa Streaming, la provincia de Río Negro sería la primera en tener una estación de servicio.

“Donde vamos a hacer el proyecto Argentina LNG, en Río Negro, va a haber el primer McDonald’s de YPF”, dijo el CEO y Presidente de la petrolera. Será, agrregó, el primer McDonald’s de la provincia patagónica.

Además, según pudo saber Infobae hay una estación de servicio de la petrolera que por el momento pica en punta como principal candidata para ser la primera en vender los combos y hamburguesas del gigante global de la comida rápida en el Área Metropolitana de Buenos Aires. Y esa es la está en el cruce de Avenida del Libertador y Melo, en Vicente López.

Entre otros cambios que se realizaron previamente vale destacar que YPF alcanzó las 100 estaciones de servicio con autodespacho, consolidando una de las mayores expansiones tecnológicas del sector.

El mecanismo de autodespacho permite que los usuarios carguen combustible de manera autónoma, sin intervención directa de un operador. La atención tradicional continúa de forma paralela y se mantiene personal de apoyo para quienes solicitan asistencia.

En paralelo, YPF implementó un sistema de precios segmentados y flexibles, denominado “micropricing”, que ajusta el valor de la nafta según la hora del día y la demanda registrada.

La iniciativa apunta a captar demanda nocturna, reducir costos fijos fuera del horario pico y trasladar beneficios directos al consumidor. El sistema recurre a inteligencia artificial para analizar el flujo de vehículos y ajustar los precios en tiempo real.

La Secretaría de Energía autorizó este martes a YPF S.A. a construir el gasoducto que atravesará el perímetro de la Concesión del Complejo Hidroeléctrico Cerros Colorados, en la provincia de Neuquén.

La medida quedó formalizada mediante la resolución 141/2026, publicada en el Boletín Oficial, luego de que la estatal presentara a principios de mes la documentación requerida para dar inicio a la obra ante la autoridad ambiental de la provincia. YPF “solicitó la autorización correspondiente a fin de realizar el cruce del dique Planicie Banderita”, especificó el texto.

La obra corresponde al proyecto denominado "Gasoducto PC LAS a Colector 13 ISTMO“, que conecta las áreas de concesión de explotación no convencional La Angostura I y II con el área Loma La Lata – Sierra Barrosa. El tramo autorizado es el que atraviesa el perímetro concesionado a Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina S.A., cuya concesión es ejercida por la empresa Edison Inversiones S.A.U.

Para avanzar en la decisión, se consultó a la Autoridad Interjurisdiccional de las Cuencas de los Ríos Limay, Neuquén y Negro (AIC), al Organismo Regulador de Seguridad de Presas (ORSEP), a la Concesionaria y la Secretaría de Ambiente y Recursos Naturales de la Provincia del Neuquén.

El ORSEP determinó que la obra del gasoducto no genera interferencias con la obra de cierre ni con los instrumentos de auscultación que fiscaliza, aunque advirtió sobre un tramo de atención que se encuentra por debajo de los niveles máximo normal y máximo extraordinario del embalse Mari Menuco.

La postura adoptada por la AIC indicó que, en cuanto a su competencia, se limita a la evaluación de afectaciones sobre recursos hídricos y ecosistemas acuáticos, y que la autorización de la obra en territorio provincial corresponde a la Provincia del Neuquén. En su análisis del Estudio de Impacto Ambiental (EIA), el organismo concluyó que la construcción no representa una afectación significativa respecto de las normas de protección del ambiente y de manejo de aguas del Contrato de Concesión, aunque formuló recomendaciones para mitigar riesgos en un área de alta sensibilidad hídrica.

El aval definitivo llegó en abril, cuando la Secretaría de Ambiente y Recursos Naturales de Neuquén aprobó el informe ambiental del proyecto mediante la Resolución N° 672. La licencia impone a petrolera estatal una serie de obligaciones operativas y ambientales: la reposición de tareas de cierre del zanjeo en sectores específicos, la instalación de válvulas de corte a ambos lados de los cruces bajo cuerpos de agua, el uso de agua proveniente de fuentes con autorización vigente y la contratación de un seguro ambiental con cobertura suficiente.

Las empresas contratistas a cargo de la gestión de residuos deberán contar con el Certificado Ambiental Especial (CAE) y las inscripciones provinciales correspondientes. La norma provincial también exige que YPF informe a la autoridad ambiental la fecha de inicio, el plazo de ejecución y la finalización de los trabajos, y que mantenga en el sitio de obra una copia del informe ambiental y sus resoluciones aprobatorias.

El incumplimiento de esas condiciones puede derivar en la caducidad de la licencia y en sanciones administrativas. Que, con fecha 31 de marzo de 2026, mediante la Nota SJAO N° 114/2026, YPF S.A. informó que constituyó caución juratoria a favor de Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina S.A. para afianzar el pago de las indemnizaciones que pudieran corresponder por eventuales daños y/o perjuicios.

La concesionaria Edison Inversiones también prestó conformidad a la obra, pero condicionó el inicio de los trabajos a la acreditación de una solución definitiva sobre un incidente ambiental vinculado a una excavación en Loma La Lata pendiente desde 2020. YPF informó que “los muestreos del material extraído y tratado no registraron concentraciones de hidrocarburos totales de petróleo (HTP), benceno, tolueno, etilbenceno y xilenos (BTEX), hidrocarburos aromáticos policíclicos (PAH) ni metales por encima de los niveles guía vigentes, y solicitó autorización para el tapado definitivo del sitio”.

Entre fines de diciembre de 2023, a poco de asumir el gobierno de Javier Milei, y el martes pasado, el índice Merval de acciones de bolsa de Buenos Aires medido en dólares CCL aumentó un 127 por ciento. Para dimensionar ese desempeño, un informe de Quantum precisa que en el mismo período el índice Bovespa, de la bolsa de San Pablo, subió 1,6% y el índice MSCI (por Morgan Stanley Capital International) para América Latina aumentó 28%, un ritmo cinco veces menor.

Además, el informe de la consultora comparó el resultado del Merval en dólares con el del S&P 500 de Estados Unidos, que en igual período aumentó 57%. El índice porteño incluso dejó atrás al subíndice tecnológico “Magnificent 7” (por las “tecnológicas” Apple, Microsoft, Amazon, Alphabet, Meta, Nvidia y Tesla), cuyo crecimiento fue del 97 por ciento.

Según Quantum, el extraordinario rally del Merval en dólares CCL se debe mayormente a dos factores: el “riesgo país” o costo de capital en la Argentina y a la composición particular del índice, que además tuvo un notable cambio de anatomía, con un fortísimo aumento de la incidencia de los sectores financiero y energético y una no menos notable pérdida de los sectores productores de bienes (“Materiales”), en tanto la incidencia de los “servicios públicos” mantuvo invariada su participación.

Costo de capital o riesgo país

El riesgo país pasó de niveles de 1.900 puntos básicos a fines de 2023 a cerca de 420 en los últimos días. Pero, observa el informe, “a pesar de que la baja en el período es muy significativa, continúa siendo superior y menos estable que en otros países de la región”. Por caso, el riesgo de Brasil es de 200 puntos (menos de la mitad) y la tasa base o mojón del cálculo del costo total de endeudarse para la Argentina, que son los bonos del Tesoro de EEUU a 10 años, pasó de 3,88% a 4,43% en el mismo período, neutralizando unos 55 puntos de la disminución o mejora del riesgo país.

“En términos generales, la reducción del riesgo país conlleva mejores condiciones para el acceso al financiamiento del sector privado. Ello mejora las expectativas del flujo de fondos de las empresas y su rentabilidad. A menor riesgo país o costo de capital, mejores condiciones de acceso a financiamiento y perspectivas de las compañías, proceso que impacta positivamente en la valuación del índice.

La combinación de ordenamiento macroeconómico general, y fiscal en particular, y las “muy buenas expectativas sobre el futuro de sectores específicos de la economía”, resalta el informe, contribuyeron a la baja del riesgo país y a que el Merval en dólares se acerque a los máximos históricos.

Cambios en la composición del índice

No menos espectacular que el aumento del índice son los cambios en su interior. El 49% de la actual capitalización del índice (contra 45% a fines de 2023) está representada por compañías de petróleo y gas (YPF sola explica el 32%), ahora menos expuestas a medidas gubernamentales “dada la situación y evolución internacional del sector y el marco específico que se dio en Argentina para su desarrollo”, dice el informe, en referencia a los precios internacionales y el RIGI.

Mucho más impresionante aún es el aumento de la participación de los bancos y empresas financieras, que casi se duplicó (pasó del 18 al 33%), con pesos muy destacados de Grupo Galicia (13%) y Banco Macro (9%). Se trata, justamente, del sector más expuesto a la evolución del costo de capital o riesgo país y por lo tanto el más favorecido por su reducción.

El sector de servicios públicos representa el 8,6% y el de materiales/industriales el 8,1%, contra el 26,9% de fines de 2023 con fuerte participación de Mirgor en ese momento. En definitiva, la evolución del índice refleja la pérdida relativa del conjunto de empresas productoras de bienes e integrantes del sector “Materiales” de la economía.

Diferencias sectoriales y comparación con Wall Street

Las variaciones por sector muestran lógicamente la misma evolución, en la que también cuentan las perspectivas de negocios.

El sector de Petróleo & Gas aumentó 183% entre 2023 y 2026, contra un aumento del 31% del mismo sector en el S&P 500. “Mientras que en el Merval el sector representa 49% de la capitalización total de mercado, en el S&P 500 es apenas el 3% del total”, dice un pasaje del informe, lo que describe cierta anomalía.

Del mismo modo, mientras el sector financiero pesa 33% en el Merval, su incidencia en el S&P 500 es del 12 por ciento. Mientras en Wall Street las acciones financieras crecieron un de por sí notable 44%, en el mercado local volaron un impresionante 230%, lo que apuntaría a que tienen con qué afrontar el preocupante aumento de la morosidad bancaria y financiera, que en abril llego a su mayor nivel en 20 años.

Por último, mientras en el S&P 500 las “Magníficas 7” de Hi Tech representan el 38% de la capitalización, en el Merval no hay empresas que puedan considerarse “tecnológicas”.

En medio de la exitosa salida a la bolsa de SpaceX, Elon Musk, otra vez el hombre más rico del mundo con una fortuna personal que ronda el billón de dólares, también tiene tiempo para poner un ojo en el sur del continente americano con otra de sus empresas: Tesla, el gigante de los autos eléctricos y autónomos.

La empresa desembarca oficialmente en la Argentina con oficina propia, un CEO ya designado y foco en la energía, ya que la importación local de sus exitosos modelos eléctricos y autónomos no se dará por el momento.

Tesla acaba de firmar un acuerdo con YPF para desplegar cargadores eléctricos en el país, como destacó Infobae esta mañana. Pero Musk no tiene en mente solo cargadores para el país: el magnate tech, que se reunió varias veces con el presidente Javier Milei –sobre todo cuando era el funcionario desregulador de Donald Trump, cargo que dejó el año pasado– tiene varios proyectos en mente para el país, parte de ellos vinculados con YPF. Por caso, hoy el presidente de la petrolera de bandera, Horacio Marín, visitó la Gigafactory de Tesla en Texas.

Musk mira al país con un foco que también es estratégico y geopolítico y tiene nombre propio: China. El empresario está muy pendiente del despliegue de empresas de ese país en el continente y de cómo ganan terreno en rubros en los que compite con ellos, como autos, pero también en otros.

Como se explicó, la carta de intención —un acuerdo marco que habilita negociaciones formales pero no implica compromisos financieros definitivos— que se firmó hoy apunta, según comunicó la petrolera de mayoría estatal, a tres áreas: infraestructura de carga rápida, almacenamiento de energía e innovación tecnológica.

El convenio por los cargadores eléctricos, que está firmado, arrancará con 17 estaciones de servicio en el segundo semestre de este año. Primero será en el AMBA y otras ciudades grandes de la provincia (el primero se instalará en Nordelta), y en paralelo se trabajará en permisos de instalación provinciales. La idea es desarrollar tres corredores: la zona del AMBA y el nodo Santa Fe-Rosario; Centro, que incluye la conexión entre Buenos Aires y Mendoza, y también otras provincias vecinas; y un tercero en la Patagonia que llegará hasta Ushuaia.

La ciudad más austral del mundo es un objetivo concreto para Musk, según pudo saber Infobae de allegados a las negociaciones. “Quiere está ahí cuando antes, que Tesla tenga presencia concreta en el sur del sur”, destacaron. Otra vez la geopolítica y la competencia feroz con China. Los cargadores estarán en las estaciones de servicio YPF, en un sector especial con presencia de marca y servicios puntuales.

Hay otro negocio que aún está en conversaciones, pero al que YPF le pone muchas fichas: un data center en la Patagonia, específicamente en Neuquén, que Tesla levantaría en asociación con YPF Luz. Tesla se encargaría de infraestructura con su unidad de negocios específica para el tema y la unidad eléctrica de YPF aportaría el gas para el desarrollo del proyecto.

Para negociar el plan de asociación entre ambas llegará una delegación de Tesla en julio. Visitará Buenos Aires y luego irá a Neuquén, según está previsto. “La idea es firmar un acuerdo los próximos meses. Es un proyecto que podría entrar al Súper RIGI”, confiaron allegados. Justamente el sector de data centers es uno de los protagonistas del proyecto ampliado de promoción a las inversiones que el Gobierno intentará aprobar en el Congreso y que apunta a desembolsos de más de USD 1.000 millones.

Hay otro sector en el que podría haber sinergia: las súper baterías de backup energético. En ese caso no sería con YPF, sino con directamente con el Gobierno, que viene licitando por medio de la Secretaría de Energía este tipo de infraestructuras de soporte en caso de saturación de las redes por alto consumo, tanto para el AMBA como para el norte del país. Son contratos que se adjudican a empresas energéticas, que podría sumar como proveedor de las baterías a Tesla, que ya tiene negocios similares en Chile.

Por lo pronto, todos esos proyectos tendrán interlocutor local. Según pudo confirmar este medio de varias fuentes del sector, Tesla ya designó a su country manager para Argentina y Uruguay. Se trata de Joaquín Lizarralde, exdirector comercial de Kavak, que antes pasó por RDA Mobility. Según su LinkedIN pasó “los últimos 12 años, he desarrollado mi carrera en la intersección de la industria automotriz, el sector digital y los marketplaces, lanzando y escalando operaciones en Sudamérica en entornos de startups de diferentes tamaños y etapas”.

Cargadores

Hoy Marín recorrió las instalaciones junto a Michael Snyder, vicepresidente de energía de Tesla, y publicó en su cuenta oficial de X: “Salí impresionado. Tecnología, innovación y ejecución conviven en una escala difícil de imaginar hasta que uno la ve de cerca”.

"En YPF creemos que el futuro de la energía requiere un enfoque integrado que combine infraestructura, tecnología e innovación“, afirmó Marín en el comunicado oficial de la compañía. El ejecutivo no precisó montos de inversión ni plazos concretos para la implementación de los proyectos contemplados en la carta de intención. Además, las compañías ”intercambiaron perspectivas sobre soluciones de almacenamiento energético, abastecimiento eléctrico e iniciativas de innovación aplicadas al sector energético".

El presidente de YPF, Horacio Marín, visitó este lunes la Gigafactory de Tesla en Texas y firmó una carta de intención con la compañía para explorar el despliegue de una red de carga rápida para vehículos eléctricos en la Argentina. El encuentro se produjo días después de que Elon Musk se convirtiera en el primer billonario de la historia, tras el debut de SpaceX en el Nasdaq el pasado viernes 12 de junio.

La carta de intención —un acuerdo marco que habilita negociaciones formales pero no implica compromisos financieros definitivos— apunta, según comunicó la petrolera de mayoría estatal, a tres áreas: infraestructura de carga rápida, almacenamiento de energía e innovación tecnológica.

Marín recorrió las instalaciones junto a Michael Snyder, vicepresidente de energía de Tesla, y publicó en su cuenta oficial de X: “Salí impresionado. Tecnología, innovación y ejecución conviven en una escala difícil de imaginar hasta que uno la ve de cerca”.

El acuerdo combina los activos de cada compañía. Tesla aportaría su red global de supercargadores y sus sistemas de almacenamiento a escala industrial, tecnología que ya desplegó en decenas de países, aunque su presencia en la Argentina sigue siendo marginal. YPF, por su parte, pondría sobre la mesa su presencia en más de 1.600 estaciones de servicio distribuidas en todo el territorio nacional, una plataforma logística que ningún operador privado podría replicar en el corto plazo.

"En YPF creemos que el futuro de la energía requiere un enfoque integrado que combine infraestructura, tecnología e innovación“, afirmó Marín en el comunicado oficial de la compañía. El ejecutivo no precisó montos de inversión ni plazos concretos para la implementación de los proyectos contemplados en la carta de intención. Además, las compañías ”intercambiaron perspectivas sobre soluciones de almacenamiento energético, abastecimiento eléctrico e iniciativas de innovación aplicadas al sector energético".

Un mercado en pleno despegue

El contexto local le da sustento a la apuesta. Desde que el gobierno eliminó los aranceles extrazona para la importación de vehículos híbridos y eléctricos, el segmento registró un crecimiento sin precedentes: mientras las ventas generales de autos 0 km cayeron un 25% interanual en mayo, los electrificados subieron más del 300%. Solo los eléctricos puros sumaron 647 unidades ese mes, una suba del 611% respecto de mayo de 2025, cuando el mercado todavía operaba con un arancel del 35%.

En los primeros cinco meses del año se comercializaron 3.011 unidades eléctricas, con el BYD Dolphin Mini como líder del segmento con 1.695 autos, seguido por el BYD Yuan Pro con 585, el Chevrolet Spark EUV con 167, el Jmey Easy con 126 y el Baic EU5 con 77 unidades. Tesla, por ahora, no figura entre los cinco modelos más vendidos del mercado local. La oferta actual del segmento alcanza los 24 modelos y vende un promedio de 600 unidades por mes.

Por otra parte, el acuerdo con Tesla se da en una semana de máxima exposición para el ecosistema empresarial de Musk. SpaceX debutó en el Nasdaq el pasado viernes 12 de junio con la oferta pública inicial (OPI) más grande de la historia bursátil de Estados Unidos: las acciones abrieron a USD 150, tocaron un pico de USD 176,52 y cerraron a USD 160,95, una suba de más del 19% respecto al precio de salida de USD 135. La capitalización de mercado de SpaceX superó los USD 2,1 billones, lo que posicionó a la compañía como la sexta empresa pública más valiosa de ese país y convirtió a Musk en el primer billonario registrado en la historia. Tesla, aunque opera de forma independiente, comparte fundador con SpaceX y se mueve en la misma órbita de visibilidad global que ese hito generó.

El anuncio de acuerdo entre Estados Unidos e Irán para poner fin a más de un centenar de días de conflicto en Medio Oriente y reabrir el estrecho de Ormuz desató una caída inmediata del precio del petróleo. Con consecuencias directas para el negocio energético en la Argentina, el valor del Brent, referencia internacional del crudo, cayó más del 5% este lunes y se ubicó en torno a los USD 82 por barril, el valor más bajo en los últimos tres meses.

Desde el precio de los combustibles, hasta el futuro de las inversiones en Vaca Muerta y los grandes proyectos de gas natural licuado (GNL), el nuevo valor del petróleo reconfigura el escenario energético para la Argentina, donde los precios en surtidor seguirán altos por al menos dos meses, aun cuando el crudo siga bajando.

El pacto, anunciado el domingo por el presidente Donald Trump y confirmado por el canciller iraní Kazem Gharibabadi, establece el cese del fuego por 60 días y prevé la reapertura del estrecho de Ormuz, por donde transitaba antes de la guerra cerca del 20% del suministro mundial de petróleo y GNL. La firma formal del memorándum de entendimiento está prevista para el viernes 19 de junio en Suiza, con Pakistán como mediador.

Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy, planteó que el acuerdo abre una pregunta de fondo sobre el mercado energético global: si el precio del crudo volverá a los niveles previos al conflicto —en torno a los USD 65 por barril— o si se consolidará un nuevo equilibrio geopolítico con una prima de riesgo permanente. La respuesta a ese interrogante tiene implicancias concretas para la economía argentina.

Combustibles

El primer impacto local es en el precio de los combustibles. Desde el 1 de abril rige en la Argentina lo que YPF, la líder del mercado con el 55% del share, llamó un buffer o amortiguador de precios. Se trata de un mecanismo que fue prorrogado en una oportunidad, luego de su vencimiento a mediados de mayo.

El esquema, que fue replicado por el resto de las petroleras, consiste en tomar como referencia para las transacciones internas el valor del crudo correspondiente a marzo —cercano a los USD 70 por barril—, mientras que la cotización internacional del Brent escaló hasta USD 126 en los picos del conflicto.

La diferencia entre estos valores se registraría en cuentas compensadoras que las refinadoras deberán saldar cuando el precio internacional del crudo Brent regrese a rangos inferiores.

Si bien el precio del petróleo cayó luego del anuncio de Trump, fuentes de YPF confirmaron a Infobae que, independientemente de la evolución del precio internacional, los valores en surtidor se mantendrán elevados por un período que dependerá de cuánto tarde la baja en consolidarse.

La empresa arrastra una deuda con los productores de crudo generada durante los meses en que el barril cotizó alto y el precio interno no acompañó esa suba. “En caso de que haya una baja sustancial y sostenida en el tiempo del precio del crudo, podríamos analizar el tema precios en un plazo menor”, señalaron. Entonces, si el Brent se estabiliza cerca de los USD 70, ese plazo se acortaría; si lo hace en torno a los USD 80 o USD 90, el período de compensación se extendería. En cualquier caso, cualquier movimiento está supeditado a que el acuerdo entre Estados Unidos e Irán efectivamente se firme y se sostenga en el tiempo.

En tanto, Dreizzen advirtió que, aun con la caída del crudo, los valores en surtidor no bajarán en el corto plazo. De hecho, según el especialista, el plazo estimado es de al menos dos meses.

Desde el comienzo del conflicto, el valor de la nafta en la Argentina acumuló un alza del 24,3% en dólares, lo que ubicó al país a la cabeza de los exportadores de petróleo de América Latina en materia de aumentos. Según un informe del Instituto Argentina Grande (IAG), Ecuador registró una suba de 14,7%,México del 10,7%,Brasil del 4,9% y Colombia del 1,9 por ciento.

Vaca Muerta

El escenario es más delicado para las inversiones en Vaca Muerta. A USD 80 por barril, la formación neuquina sigue siendo competitiva para atraer capital, analizó Dreizzen. Pero si el precio se acerca a los USD 65 —el nivel previo a la guerra—, la ecuación cambia: “Ese valor roza el breakeven”, dijo y resaltó que se trata del precio mínimo necesario para que un proyecto resulte rentable. Por debajo de ese umbral, varios proyectos de desarrollo podrían perder atractivo financiero, según su análisis.

GNL, la amenaza sobre los grandes proyectos

El tercer frente de exposición es el del GNL. Los grandes proyectos de exportación de gas licuado que la Argentina tiene en carpeta —entre ellos Argentina LNG y Southern Energy— dependen de precios internacionales que justifiquen la inversión en infraestructura de licuefacción. Si la reapertura del estrecho de Ormuz empuja los precios del GNL por debajo de los USD 10 por millón de BTU (unidad térmica británica), la competitividad de esos proyectos quedaría bajo presión, de acuerdo con Dreizzen.

La velocidad con que el estrecho vuelva a la normalidad operativa es, en ese sentido, una variable determinante. En el sector aseguran que el retorno al flujo normal de petróleo podría demorar entre semanas y meses: primero deben despejarse las minas del canal, luego reactivarse la producción y las operaciones de carga en los puertos del Golfo Pérsico.