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.

La movilidad y el transporte en la Argentina atraviesan un proceso de transformación impulsado por la colaboración entre empresas líderes del sector. En esa línea, YPF y Prestige Auto, concretaron un acuerdo estratégico que apunta a potenciar la eficiencia, la confiabilidad y la tecnología en la movilidad y el transporte. La idea es impactar tanto en las operaciones industriales como en el desarrollo de productos y servicios para el sector automotriz nacional.

Dos empresas líderes articulan calidad y tecnología en toda la cadena de valor

El primer paso del convenio se concretó en la refinería YPF de La Plata, provincia de Buenos Aires, donde los máximos referentes de ambas compañías recorrieron las instalaciones y dialogaron sobre los desafíos actuales del sector energético y automotriz. El encuentro marcó el inicio formal de una relación comercial y técnica que busca articular los estándares de calidad de ambas marcas a lo largo de toda la cadena de valor: desde los procesos industriales y la producción de vehículos hasta la experiencia del consumidor final en la posventa.

A partir de esta instancia, las empresas trabajarán en proyectos conjuntos para optimizar las operaciones. “Este acuerdo ratifica la calidad de nuestros productos y refleja nuestra vocación de seguir ofreciendo soluciones de excelencia para nuestros consumidores”, aseguró Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

Sinergia en productos y servicios de posventa

Como parte del acuerdo, Prestige Auto sumará lubricantes YPF Elaion Auro en sus servicios de posventa e incorporará combustibles YPF Infinia Turboclean en su flota. Este paso permite a la compañía utilizar productos desarrollados para responder a las máximas exigencias técnicas de los vehículos.

La primera carga de combustible de cada unidad Sprinter producida en el Centro Industrial Juan Manuel Fangio, en Virrey del Pino, provincia de Buenos Aires, también se realizará con combustibles de esta compañía, reforzando la colaboración entre ambas empresas en la cadena productiva.

“Estamos muy contentos de estar acá firmando la asociación de dos marcas tan importantes que siguen apostando por el futuro de la Argentina, el crecimiento y generando empleo”, aseguró Daniel Herrero, CEO de Prestige Auto.

Asimismo, el ejecutivo se mostró orgulloso de que las Sprinter que la compañía fabrica en el territorio nacional utilicen combustibles y lubricantes de YPF, así como toda su flota utiliza sus distintos servicios. “Compartimos una visión basada en la innovación, el desarrollo tecnológico y la industria nacional. Este trabajo en conjunto nos permitirá generar nuevas oportunidades y seguir acompañando la evolución de la movilidad en la Argentina”, concluyó Herrero.

“Es fundamental este acuerdo estratégico que estamos concretando con Mercedes-Benz porque nos garantiza autos premium. Eso es lo que queremos hacer, decirles a todos nuestros consumidores que la calidad está por encima de todo. Y por eso, hoy hemos firmado este acuerdo”, agregó Marín.

Movilidad sustentable e innovación

El convenio prevé acciones conjuntas en comunicación, experiencia de marca y movilidad sustentable. Además, impulsa la innovación aplicada al transporte y la capacitación de estudiantes de escuelas técnicas, colaborando con la formación de nuevos profesionales para la industria.

Entre los principales puntos del acuerdo se destacan:

• Incorporación de lubricantes YPF ELAION AURO en la red de posventa
• Uso de combustibles YPF INFINIA TURBOCLEAN en la flota
• Primera carga de combustible YPF en todas las Sprinter nacionales
• Acciones de comunicación y actividades de automovilismo
• Programas de innovación y capacitación técnica

La colaboración entre YPF y Prestige Auto anticipa avances en eficiencia y tecnología para el sector, en línea con las tendencias internacionales de movilidad y energía. El acuerdo refuerza la apuesta por el desarrollo de la industria nacional y la capacitación de recursos técnicos, aportando valor a la cadena automotriz y energética.

Tras anunciar la mejora de la calificación crediticia soberana de la Argentina, la agencia internacional S&P Global Ratings le subió la nota de ocho empresas argentinas de los sectores corporativo e infraestructura.

Luego de elevar la calificación del país a ‘B-/B’ desde ‘CCC+/C’, la calificadora ajustó en igual sentido la evaluación de transferencia y convertibilidad (T&C), llevándola a ‘B’ desde ‘B-’, y actualizó la nota de Aeropuertos Argentina 2000 S.A., Empresa Distribuidora de Electricidad de Mendoza S.A. (EDEMSA), Genneia S.A., Pampa Energía S.A., Telecom Argentina S.A., Transportadora de Gas del Sur S.A. (TGS), YPF Energía Eléctrica S.A. (YPF Luz) y YPF S.A. a ‘B’ desde ‘B-’.

Según informó S&P Global Ratings, la decisión sobre los títulos soberanos obedece a una reducción de las vulnerabilidades económicas y a una recuperación paulatina de la liquidez externa. La agencia consideró que estos elementos “sientan las bases para una recuperación económica sostenida”.

Desde la firma señalaron que la política de austeridad fiscal y otras medidas implementadas facilitaron el acceso del Estado argentino a financiamiento voluntario en los mercados de capitales, así como a préstamos de organismos internacionales. A su juicio, este acceso permitirá hacer frente a las necesidades sustanciales de servicio de deuda comercial en moneda extranjera previstas para 2026 y 2027.

En forma posterior a la decisión sobre la calificación soberana, S&P Global Ratings mejoró la nota crediticia de las ocho empresas argentinas mencionadas. Todas estas firmas, según el organismo, poseen perfiles de crédito independientes de al menos ‘B’ y superaron el test de estrés que permite ubicarlas un escalón por encima de la calificación soberana.

Las entidades cuya calificación fue mejorada son:

• Aeropuertos Argentina 2000 S.A.
• Empresa Distribuidora de Electricidad de Mendoza S.A. (EDEMSA)
• Genneia S.A.
• Pampa Energía S.A.
• Telecom Argentina S.A.
• Transportadora de Gas del Sur S.A. (TGS)
• YPF Energía Eléctrica S.A. (YPF Luz)
• YPF S.A.

La perspectiva de las calificaciones para cada una de estas compañías es estable, lo que refleja la tendencia observada en la propia calificación soberana y la mejora en las condiciones de transferencia y convertibilidad para el sector privado argentino. S&P Global Ratings indicó que la actualización “permite reflejar una mejora en la capacidad de las entidades para soportar condiciones adversas asociadas a un default soberano y mantener suficiente liquidez para cumplir con sus obligaciones financieras”.

A pesar de que algunas de las firmas no enfrentan obligaciones materiales en moneda extranjera durante los próximos 12 meses, Standard & Poor’s alertó que su capacidad de largo plazo para cumplir con pagos en divisas depende del acceso al mercado de cambios. “La capacidad de largo plazo de estas entidades para realizar pagos en moneda extranjera depende de su acceso a divisas, ya que todas generan la mayor parte de su flujo de caja en el mercado local”, señaló el reporte.

El límite de la calificación de estas entidades sigue condicionado por la evaluación de transferencia y convertibilidad de Argentina, que fue mejorada a ‘B’ en este informe. Según la agencia, el riesgo de intervención estatal en la posibilidad de acceder, convertir y transferir fondos al exterior se redujo levemente, aunque la liquidez externa del país continúa siendo frágil y vulnerable ante posibles shocks. “Las calificaciones de estas entidades siguen limitadas por la evaluación de T&C de Argentina, que fue mejorada a ‘B’ desde ‘B-’, en función de una percepción de riesgo levemente menor de interferencia soberana”, aclaró.

El documento publicado por S&P Global Ratings subrayó que la mejora en las calificaciones crediticias de las empresas argentinas ocurre luego de la actualización en la nota soberana, y que todas las entidades alcanzadas poseen la capacidad de superar las condiciones adversas planteadas en los escenarios de estrés analizados por la agencia. “Ahora calificamos a estas entidades un escalón por encima de la calificación de largo plazo en moneda extranjera para Argentina, reflejando nuestra opinión de que podrían soportar las condiciones asociadas a un default soberano”, expresó la calificadora.

A pesar de la mejora crediticia, los analistas de la agencia estadounidense advirtieron que la Argentina aún enfrenta desafíos estructurales en materia económica y financiera. El escenario base contempla la posibilidad de tensiones económicas durante los próximos 12 a 18 meses, que podrían poner en riesgo la estabilidad macroeconómica. Sin embargo, destacaron la combinación de superávits fiscales continuos y la acumulación de reservas internacionales por parte del Banco Central fortaleció el perfil de liquidez del Estado argentino.

Por último, la comunicación puso el énfasis sobre la persistencia de desequilibrios económicos y la vulnerabilidad de la liquidez externa. Pese a la mejora en las calificaciones, la agencia sostuvo que el contexto macroeconómico argentino requiere monitoreo constante y que las condiciones internacionales y locales podrían modificar el escenario en el corto y mediano plazo.

YPF anunció que desde el 1° de agosto, cualquier persona podrá adquirir acciones de la petrolera a través de su aplicación digital, sin necesidad de contar con una cuenta comitente como las que se usan tradicionalmente para operar en la Bolsa de Comercio. El presidente de la compañía, Horacio Marin, confirmó la fecha durante un encuentro con periodistas, y remarcó que la iniciativa busca simplificar el acceso para el público general: “No van a tener que tener una cuenta comitente. Van a poder comprar acciones de YPF cualquiera y sobre todo lo hicimos para ayudar a la gente, digamos, no sé cómo llamarla, la gente de a pie, a mi vieja, que mi vieja no sabe abrir una cuenta comitente”.

El ejecutivo explicó que el proceso será sencillo y automático. “La gente no necesita tener una cuenta de comitente. En forma automática se la hacen, se la generan. Sí, va a tener que poner la cara, reírse, que es lo mismo que hacemos en todos lados, pero después puede comprar en forma directa y ya está”, detalló Marin. El directivo aclaró que él mismo ya cuenta con una demostración de la nueva funcionalidad en su celular, aunque por su cargo no puede operar acciones.

Durante la presentación, Marin también hizo referencia al valor de los papeles de la compañía. “El valor de la acción, usted se quedó, y es verdad, que con Repsol estaba en setenta, pero flotaba el uno por cien. Por lo tanto, no se considera que es un valor real de la empresa”, afirmó. Además, señaló que si se descuentan los dividendos pagados en ese momento, el precio efectivo resulta mucho más bajo.

El presidente de YPF sostuvo que la decisión de habilitar la compra directa mediante la app responde, en parte, al objetivo de reducir las estafas relacionadas con falsas inversiones. “Hay mucha estafa conmigo y la verdad que tengo las bolas bastante ostras de verme hablando en todos los idiomas y que me usen para estafar. Por lo tanto, decidimos hacer un split de acciones en la Argentina, pero en Estados Unidos dejamos la relación ADR diez a uno. ¿Para qué? Para que no haya el cambio en el valor de la acción y que solamente la acción, en vez de valer $83.000, como más o menos como está hoy, valga $8.300 y que la gente pueda acceder a compra de acciones”, explicó Marin.

El directivo comparó el precio de la acción de YPF con la de otras empresas argentinas: “Veíamos que era la única acción de Argentina que valía tanto comparado con Vista, con Pampa y con todo. Todas estaban en el orden de los, menos de los diez mil pesos. Así que aggiornamos eso para que seamos de la misma forma”.

La incorporación de esta alternativa digital se inscribe en el marco de la transformación tecnológica de la compañía. Marin elogió al responsable del desarrollo digital y destacó la importancia de acercar el mercado de capitales a nuevos segmentos de usuarios: “Él empezó en la estación de servicio de YPF cargando nafta. Hoy es el número uno de YPF Digital y es el... uno de los monstruos que me ayuda a mí a cumplir en tiempo y forma y a transformar YPF”.

La estrategia de YPF para modernizar su operación incluyó una transformación tecnológica integral, que se reflejó tanto en el edificio corporativo como en las estaciones de servicio. Horacio Marin subrayó el impacto de estos cambios: “El piso veintiséis de acá más el piso once, donde está el real time de los surtidores, más la nueva forma de las oficinas que vamos a llamar nueva forma de trabajar tecnológicamente. Ya tenemos dos pisos y empezamos a partir de ahora ya trasladamos cinco pisos a la oficina anteriores de YPF en Diagonal Norte y vamos a empezar una transformación hacia la nueva tecnología en todo el edificio. Si van a La Plata se caen también. Es impresionante el cambio tecnológico”. Marin sostuvo que este proceso de digitalización se encuentra en plena ejecución y que el objetivo final es “poner a YPF bien alto”.

Además de la digitalización, la empresa profundizó la segmentación de sus servicios para responder a distintos perfiles de usuarios. El lanzamiento de la modalidad Refill Plus y Black en estaciones de servicio buscó ampliar la oferta y mejorar la experiencia. “Las Refill Plus es un caso de segmentación de estaciones de servicio. Una es más calidad, más experiencia, la otra es más eficiencia, más rápida, todas buscando servicio”, afirmó Marin. El presidente de YPF también destacó la colaboración con la Fundación YPF y organismos internacionales para capacitar a municipios en los que se desarrolla infraestructura energética, como el proyecto de gas natural licuado en Río Negro. Marin consideró que estos avances forman parte de una revolución tecnológica que atraviesa a toda la empresa y que la velocidad de ejecución aumentó de forma notable en los últimos años.

YPF inauguró en Salta la primera estación Refiplus del país, un nuevo formato dentro de su red que apunta a una carga de combustible más rápida y simple.

La apertura se realizó en la capital provincial, sobre Avenida Hipólito Yrigoyen, con la presencia del gobernador Gustavo Sáenz y el presidente y CEO de la petrolera de mayoría estatal, Horacio Marín.

Según explicó Marín, el objetivo del nuevo modelo es agilizar la operación sin cambios en la calidad: “Refiplus es una propuesta pensada para lo que hoy valora el cliente: resolver la carga de forma ágil, sin resignar calidad. Es simple, eficiente y con el respaldo de YPF en cada litro”.

El formato incorpora una combinación de islas asistidas y autodespacho, con integración a la App YPF para el pago y el vínculo con el cliente, de acuerdo con la compañía. También mantiene una oferta de servicios esenciales y opciones de conveniencia adaptadas a cada plaza, con una gestión operativa simplificada.

Sáenz destacó el impacto del nuevo servicio para el interior provincial: “Brindar servicios es fundamental cuando las distancias son tan largas. Llevarles esta posibilidad a la gente de los pueblos más alejados, para nosotros, es fundamental. Gracias a YPF por inaugurar aquí la primera Refiplus del país”.

YPF indicó que Refiplus Energía YPF se integra a su estrategia de evolucionar la red con distintos formatos y que promoverá la transformación de estaciones existentes hacia este modelo, con un despliegue que se extenderá a distintas regiones del país.

YPF registró el mejor primer trimestre de su historia con una ganancia de USD 409 millones. El dato surge del informe de Energía y Mercado elaborado por RICSA ALyC, que también documenta exportaciones de combustibles en máximos históricos y un superávit energético que explicó más de la mitad del saldo comercial positivo del país en el período analizado. El estudio subraya, además, que el resultado contrasta con la pérdida de USD 10 millones anotada en el mismo período del año anterior y los USD 649 millones negativos del trimestre inmediatamente previo.

El desempeño de la compañía se produjo en un contexto global adverso para el sector: las principales petroleras internacionales cerraron mayo con bajas de entre 5% y 7%, arrastradas por el abaratamiento del crudo ante las expectativas de un acuerdo entre Estados Unidos e Irán. Según el informe de RICSA, tras picos cercanos a USD 120 por barril registrados en el primer trimestre a raíz de la crisis del Estrecho de Ormuz, el precio del petróleo cedió terreno en mayo. Las acciones de Total, Shell, Chevron y Exxon reflejaron esa presión.

Las energéticas argentinas, en cambio, tomaron un rumbo opuesto. Con un perfil exportador neto, la corrección de los precios internacionales dejó de afectar las cuentas externas de las empresas locales de la manera en que lo hacía en años anteriores, según consigna el documento de RICSA. Las acciones del sector lideraron las subas del mercado doméstico, impulsadas por los resultados del primer trimestre y el avance del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

El EBITDA ajustado de YPF alcanzó un récord de USD 1.594 millones, con un margen del 32%. La producción shale promedió 205.000 barriles diarios, un incremento del 39% interanual, y ya representa el 76% del petróleo total de la empresa. El costo de extracción cayó un 42%, hasta USD 8,8 por barril equivalente de petróleo (boe), de acuerdo con los datos del informe.

En paralelo, la compañía presentó el megaproyecto LLL Oil —Loma La Lata— bajo el marco del RIGI. Se trata de un cluster integrado de cinco bloques con 1.152 pozos y una inversión proyectada de USD 25.000 millones, lo que lo posiciona como una de las apuestas de mayor envergadura en la historia reciente del sector hidrocarburífero argentino.

Pampa Energía también registró un trimestre sólido, con un EBITDA ajustado de USD 325 millones, un 48% por encima del mismo período del año anterior, e ingresos totales de USD 573 millones, según el estudio de RICSA. La producción total de la compañía alcanzó un récord de 100.600 boe/d, traccionada por el yacimiento Rincón de Aranda, que superó los 24.000 barriles diarios. La empresa tiene presentados proyectos bajo el RIGI por más de USD 6.900 millones, que incluyen operaciones shale en Rincón de Aranda y un complejo petroquímico y de urea en Bahía Blanca.

La ola inversora no se limitó a los actores ya establecidos en Vaca Muerta. El Gobierno aprobó el gasoducto San Matías, una obra de USD 1.300 millones destinada en su totalidad a la exportación de gas natural licuado (GNL). A su vez, Pan American Energy (PAE) presentó el proyecto Cerro Dragón por USD 680 millones, el primero bajo el régimen RIGI fuera de la cuenca neuquina, según detalla el informe de RICSA.

Las exportaciones de combustibles y energía acompañaron ese dinamismo productivo. Las cantidades exportadas crecieron un 53,2% y los precios subieron un 21,3%, lo que llevó la balanza energética a un superávit de USD 1.402 millones, el mayor registro mensual de la historia, de acuerdo con el documento. Ese resultado equivalió al 52% del superávit comercial total del país, que en el mismo período sumó USD 2.711 millones, también un máximo histórico.

El informe de RICSA señala que junio arranca con el RIGI y Vaca Muerta manteniendo el protagonismo del sector, con anuncios de inversión que consolidan el interés de operadores tanto locales como internacionales en la cuenca.

Una carta enviada por YPF a sus clientes esta semana abrió un proceso de negociaciones entre la petrolera y algunas de las principales empresas de consumo masivo del país. En la comunicación, la compañía informó que discontinuará una actividad que desarrolla en el Complejo Industrial La Plata con la que se abastece a fabricantes de detergentes, limpiadores y otros productos de uso cotidiano.

Según informó la empresa, dejará de producir y comercializar en el mercado local LAB (Lineal Alquil Benceno), LAS (Ácido Lineal Alquil Benceno Sulfónico), PEX-AE y PEX-AP a partir de agosto de 2026. Además, comunicó que recibirá órdenes de compra hasta el 15 de julio, sujetas a disponibilidad de stock.

El LAB es una materia prima petroquímica utilizada para fabricar surfactantes, compuestos que permiten remover grasa y suciedad. A partir de ese producto se obtiene el LAS, uno de los ingredientes más utilizados por la industria global para elaborar detergentes para ropa, lavavajillas y limpiadores domésticos.

Fuentes del sector señalaron que YPF es de los pocos productores locales de estos insumos. Por ese motivo, la decisión obligará a las empresas que los utilizan en sus procesos productivos a buscar alternativas de abastecimiento.

Ante la consulta de Infobae, la petrolera confirmó la decisión y explicó que forma parte de una revisión integral de su portafolio de negocios. “En el marco de la revisión integral de su portafolio, YPF tomó la decisión de iniciar un proceso de salida ordenada del negocio de producción de LAB (Lineal Alquil Benceno), LAS (Ácido Lineal Alquil Benceno Sulfónico), PEX-AE y PEX-AP en el Complejo Industrial La Plata”, señalaron desde la compañía.

Los motivos de la decisión

La empresa indicó que la medida responde a una combinación de factores, entre ellos las condiciones actuales del mercado, la escala de operación y la priorización de estándares de eficiencia y seguridad en sus activos industriales.

Desde YPF también remarcaron que el proceso se desarrolla junto a clientes y proveedores para minimizar cualquier impacto sobre la producción. “Lo importante es que se está haciendo en coordinación con los clientes para evitar que haya faltante de producto y que ellos puedan abastecerse con otro proveedor”, explicaron a este medio.

La compañía agregó que trabaja en “un esquema de transición responsable que permita garantizar el abastecimiento durante un período razonable, manteniendo un diálogo activo con sus clientes y proveedores, y explorando alternativas que contribuyan a dar continuidad a la cadena de valor”.

El impacto en una gran empresa de consumo masivo

Entre las empresas alcanzadas por la medida figura Unilever, uno de los principales compradores de estos productos en el país. Fuentes de la compañía confirmaron a este medio que recibieron la notificación el lunes y que buscan mantener conversaciones con YPF para coordinar los próximos pasos.

“Nos enteramos el lunes por carta. Estamos intentando tener una conversación con ellos para que garanticen que no habrá ninguna disrupción. Queremos diagramar un esquema de transición, más que nada porque YPF adelantó la decisión”, señalaron desde la empresa.

La preocupación también pasa por los plazos. Según explicaron desde la compañía, el esquema que manejaban contemplaba otro horizonte para el abastecimiento. “Se suponía que el abastecimiento iba a cubrir todo 2026, pero se adelantó”, agregaron.

Las mismas fuentes señalaron que todavía analizan cuáles serán las alternativas disponibles para reemplazar esos insumos cuando YPF abandone definitivamente esta actividad. “Hay que ver cuáles son las opciones para reemplazar esos insumos”, indicaron.

La situación tiene relevancia para las operaciones regionales de la empresa. Según explicaron desde Unilever, los detergentes que fabrica en la Argentina se comercializan en el mercado local y también se exportan a distintos países de América Latina.

La decisión fue comunicada formalmente a través de una carta firmada por Damián Moreira da Costa, gerente comercial de Química de YPF. En ese documento, la compañía informó que discontinuará la comercialización de LAB, LAS, PEX-AE y PEX-AP en el mercado local a principios de agosto de 2026 debido a que dejará de producir esos productos en sus instalaciones.

La comunicación también indicó que YPF recibirá órdenes de compra hasta el 15 de julio inclusive. La aceptación de esas órdenes quedará sujeta a la disponibilidad de stock de cada producto y a los volúmenes habituales de compra de los clientes durante los últimos meses.

Además del LAB y el LAS, la decisión alcanza a otros productos químicos elaborados en el Complejo Industrial La Plata. El PEX-AE se utiliza principalmente en aceites aislantes para cables eléctricos de alta tensión.

El PEX-AP, por su parte, es una fracción pesada derivada del proceso de producción del LAB. Según la descripción de YPF Química, se emplea en lubricantes industriales, fluidos para mecanizado de metales, aceites refrigerantes, aditivos anticorrosivos y emulsificantes para agroquímicos.

La decisión de abandonar este negocio se tomó durante junio. Según trascendió en el sector, la ecuación económica dejó de hacer rentable la actividad en las condiciones actuales del mercado.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, proyectó que la compañía se ubicará entre las 20 petroleras más grandes del mundo para 2030 y comparó su tamaño actual con el de gigantes industriales globales: “Hoy podemos decir que YPF es más grande que Halliburton y la mitad de Ford”, afirmó durante su participación en un panel del IAE Summit 2026, un evento organizado por IAE Business School.

En la charla, el ejecutivo realizó un recorrido por la estrategia de la empresa para los próximos años, con el proyecto de gas natural licuado (GNL) como eje central y Vaca Muerta como plataforma de despegue. “A fin de año podemos tener una sorpresa”, deslizó Marín, sin dar más detalles.

El “objetivo país”

El punto de partida del discurso de Marín fue lo que definió como el “objetivo país”: que la Argentina exporte más de USD 30.000 millones en energía para 2031, una meta que, según el ejecutivo, logró alinear a actores que históricamente operaron en direcciones opuestas. “Lo más importante fue haber puesto un objetivo país. Ahí rompimos esa posible grieta que había en la Argentina porque todos estamos empujando para el mismo lado”, sostuvo. La hoja de ruta para alcanzar ese número es lo que YPF denomina el modelo “4x4”, el plan con el que la compañía proyecta cuadruplicar su valor en cuatro años apalancado en el desarrollo de cuatro hubs de producción en Vaca Muerta.

El primero es el hub core, con epicentro en Loma Campana y La Amarga Chica, las áreas más consolidadas de la compañía. El segundo es el hub norte, donde YPF opera junto a socios en el área Bajo del Toro. El tercero es el hub sur, un proyecto íntegramente de YPF donde recientemente presentó un proyecto bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por USD 25.000 millones. El cuarto y más ambicioso, según el propio Marín, es el hub GNL, respaldado por cinco concesiones que el gobierno de Neuquén acaba de aprobar y que serán destinadas exclusivamente a la producción de gas licuado para exportación.

El proyecto más complejo

Marín no ocultó la magnitud del desafío que representa el hub GNL. “Es el proyecto más difícil que me va a tocar trabajar en mi vida. Armarlo y ejecutarlo es muy complejo desde todo punto de vista: desde lo técnico, lo comercial, lo financiero y lo jurídico”, afirmó. La empresa trabaja en 14 documentos de unas 300 páginas en total y prevé iniciar el project finance, que será gestionado por el banco americano JP Morgan a partir de julio de 2026. El objetivo, insistió el ejecutivo, es tener el esquema financiero definido antes de fin de año.

La infraestructura del proyecto demandará una inversión del orden de los USD 24.000 millones y contempla la construcción de una planta de aproximadamente 200 hectáreas. Para dimensionar la escala, Marín la comparó con la refinería de La Plata: “Vamos a hacer una planta que es el 70% de la refinería de La Plata en cuatro años”. El ejecutivo anticipó que será “el project finance más grande de Latinoamérica en la historia".

A pesar de la complejidad, Marín se mostró confiado en las condiciones para concretarlo. Mencionó la solidez del RIGI, el apetito del mercado financiero internacional y el perfil de los socios de YPF en el proyecto –la italiana ENI y Adnoc, la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dabi– como factores favorables. También señaló que el conflicto en Medio Oriente jugó a favor de la Argentina: “Estamos en una zona lejos de guerra. Desde 1800 hasta la fecha nunca hubo un conflicto que nos complique, entonces es un país seguro para proveer energía al mundo”.

Los planes para Bahía Blanca y Punta Colorada

Marín también delineó la arquitectura territorial del negocio gasífero. Bahía Blanca se consolidará como polo petroquímico y agroindustrial, con el proyecto de TGS de NGL y la potencial expansión de la planta de Compañía Mega como pilares del abastecimiento del mercado interno. “Con los dos proyectos en funcionamiento, vamos a estar en el orden de los 85 millones de metros cúbicos de capacidad de procesamiento”, proyectó.

Punta Colorada, en cambio, será el polo exportador. Allí YPF prevé construir una planta de 200 hectáreas con una inversión de USD 7.000 millones para procesar y exportar gas con valor agregado. “Todos los productos que nosotros generemos en Punta Colorada son productos de exportación”, precisó Marín, quien agregó que, con todo lo que YPF llegará a comercializar, la compañía podría convertirse en el quinto exportador mundial de gas licuado de petróleo (GLP).

Cultura y ejecución

Consultado acerca de cuál fue el cambio más importante que vio en la compañía desde el inicio de su mandato, en diciembre de 2024, el ejecutivo se refirió a la transformación interna de YPF y al desafío de cambiar la cultura organizacional de una empresa con historia estatal. “Lo más difícil era cambiar la cultura de YPF. Ese era el riesgo mayor. Una cosa es diagnosticar y otra es ejecutar”, señaló. En ese marco, contó que la compañía eliminó las palabras “éxito” y “fracaso” de su vocabulario interno: “Decimos que hay una sola palabra, que es superación. Es la única que vale”, afirmó.

Marín cerró su participación con una referencia a la posición de YPF ante los mercados internacionales y al cambio de percepción que atravesó la empresa en los últimos años. “Hace solamente 15 meses no teníamos nada de GNL. ¿Qué hicimos? Abrimos mercados”, recordó. Y atribuyó ese avance a la combinación de un gobierno que calificó como business friendly, condiciones macroeconómicas en mejora y los incentivos del RIGI. “Antes no estábamos preparados, pasó Ucrania y no lo tomamos; hoy estamos preparados y estoy seguro de que el GNL va a ser una realidad y va a ayudar a cambiar a la Argentina”, concluyó.

YPF aprobó su ingreso al proyecto NGL de TGS, una iniciativa de USD 3.000 millones para industrializar líquidos del gas de Vaca Muerta que esta semana avanzará hacia la decisión final de inversión y presentación al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones. Se trata de una de las iniciativas más importantes presentadas en el país para tratar -y monetizar- el gas proveniente de la cuenca neuquina.

La planta separará los componentes licuables del gas natural —propano, butano y gasolinas naturales—, insumos con gran potencial exportador, una vez abastecido el mercado local. Así, la participación de YPF apunta a garantizar el abastecimiento de gas que procesará la nueva infraestructura y a evitar que el gas asociado a la producción de crudo limite la meta de 1,5 millones de barriles diarios.

Las estimaciones del proyecto adelantan una producción anual de 2,7 millones de toneladas de líquidos de gas natural y exportaciones por USD 1.200 millones al año, según la información suministrada por la empresa. La inversión se desplegará durante 45 meses y abarcará obras en Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires.

Horacio Marín, presidente y director ejecutivo de YPF, fue quien confirmó la decisión, la semana pasada durante la inauguración de la ampliación de la planta de Compañía Mega. Allí, deslizó que el directorio de la compañía había aprobado la participación: “Aprobó ingresar al proyecto, así que la semana que viene vamos a firmar con TGS la construcción de otra Mega en Bahía Blanca, una gran noticia para la ciudad y para el país. Somos los primeros que vamos a firmar, pero atrás vienen otros”, adelantó Marín en ese acto.

Según fuentes consultadas por Infobae, YPF no ingresará como accionista del proyecto, sino como productora y cargadora del fluido proveniente de sus operaciones en Vaca Muerta. Esa estructura la diferencia de su posición en Compañía Mega, donde la petrolera tiene una participación mayoritaria del 38%, mientras que sus socios, Petrobras y Dow abarcan el 34% y 27%, respectivamente.

La nueva infraestructura unirá Tratayén con Bahía Blanca

El proyecto de TGS contempla la ampliación de la planta de Tratayén, en Neuquén, y la construcción de un poliducto de 573 kilómetros y 20 pulgadas de diámetro hasta Bahía Blanca. Ese ducto permitirá trasladar los líquidos a las instalaciones de fraccionamiento y almacenamiento previstas en el sur bonaerense.

En Bahía Blanca, el plan prevé una nueva planta de fraccionamiento con capacidad para 2,7 millones de toneladas anuales de productos C3+ y una terminal marítima con tanques para C3, C4 y C5+, de acuerdo con la empresa. Las obras complementarias también incluyen nuevas instalaciones portuarias para exportar los derivados y tanques específicos para distintas fracciones de líquidos.

La iniciativa había sido presentada por Transportadora de Gas del Sur durante el Argentina Week y catalogada como la mayor de procesamiento de líquidos de gas natural en la historia argentina. También representa la primera planta de procesamiento de gran escala a construir en el país de los últimos 25 años y se sumará a los complejos existentes de Cerri, de TGS, y Compañía Mega.

El esquema comercial prevé contratos de gas por 15 años

El acuerdo vinculante compromete el abastecimiento de gas por 15 años por alrededor del 50% del volumen que podrá procesar la nueva infraestructura. El esquema comercial prevé el pago de una tarifa de procesamiento en Neuquén y la venta de los líquidos resultantes a TGS.

TGS también negocia este mismo formato con Pluspetrol, Chevron y Pampa Energía, que podrían incorporarse en condiciones similares para completar la oferta de gas natural, según los planes de la compañía y tal como deslizó Marín en su anuncio. El plan ya incluye acuerdos firmados con varias de las principales operadoras de Vaca Muerta y negociaciones avanzadas con otras empresas del sector.

TGS está integrada en partes iguales por Pampa Energía, propiedad de Marcelo Mindlin, y el Grupo Inversor Petroquímica, de la familia Sielecki. Pampa Energía, además, tiene otro proyecto previsto para asentarse en Bahía Blanca destinado a producir urea con gas de Vaca Muerta.

La lógica del emprendimiento responde a una necesidad operativa del desarrollo no convencional: procesar el gas asociado que surge junto con la extracción de petróleo. Para los productores que apuntan a elevar la producción de crudo, enfocados en una expectativa de lograr envios al exterior por, al menos, USD 30.000 millones para 2031, esa capacidad de tratamiento resulta necesaria para que el gas no se convierta en un cuello de botella.

De acuerdo con la empresa, el desarrollo forma parte de una estrategia para fortalecer la posición de Argentina como proveedor energético en los mercados regionales e internacionales. Ese objetivo se apoya en el aumento de la capacidad exportadora que aportará la industrialización de los líquidos derivados del gas extraído en Vaca Muerta.

El desarrollo energético atraviesa una etapa de transformación marcada por inversiones de gran escala, incorporación tecnológica y nuevos esquemas de exportación. En ese escenario, Vaca Muerta se convirtió en uno de los activos estratégicos más relevantes en el territorio nacional por su potencial productivo y su capacidad para generar divisas.

Durante los últimos años, YPF viene impulsando proyectos orientados a ampliar infraestructura energética y acelerar obras capaces de acompañar el crecimiento de la actividad no convencional. Oleoductos, terminales portuarias y desarrollos vinculados al gas natural licuado forman parte de una agenda enfocada en fortalecer la presencia argentina dentro del mercado energético global.

La expansión de la producción también generó nuevos desafíos vinculados al transporte, la logística y la capacidad exportadora. Frente a ese escenario, distintas iniciativas avanzan con el objetivo de responder a la demanda prevista para los próximos años y potenciar el desarrollo de este lugar.

Infraestructura estratégica para ampliar exportaciones

Uno de los proyectos más relevantes es Vaca Muerta Oil Sur, obra que ya muestra avances concretos en distintos frentes de trabajo. Actualmente, la iniciativa supera el 65% de ejecución y concentra tareas simultáneas sobre el oleoducto, estaciones de bombeo y la terminal marítima ubicada en Punta Colorada.

La infraestructura permitirá incrementar la capacidad de transporte de petróleo desde la cuenca neuquina hacia mercados internacionales. Además, las proyecciones de la compañía anticipan un fuerte crecimiento para el corto plazo.

Para comienzos de 2027, la empresa estima alcanzar una capacidad cercana a los 180 mil barriles diarios. Luego, el sistema podría expandirse hasta 390 mil barriles y superar los 500 mil hacia finales de ese mismo año.

Ese aumento representa un cambio de escala para la industria local. La ampliación operativa permitiría incrementar exportaciones y fortalecer el posicionamiento argentino dentro de un contexto internacional atravesado por una creciente demanda energética.

Por otra parte, desde la compañía destacan que obras de esta magnitud requieren planificación integral, coordinación técnica y herramientas capaces de optimizar procesos complejos. Por ese motivo, se incorporaron tecnologías como BIM y gemelos digitales para mejorar tiempos de ejecución y anticipar posibles contingencias.

Estos sistemas permiten centralizar información, optimizar diseños y fortalecer el seguimiento de cada etapa de construcción. A su vez, facilitan la articulación entre áreas operativas y equipos técnicos distribuidos en diferentes regiones.

Capacitación y tecnología para proyectos de gran escala

Asimismo, el desarrollo de capital humano ocupa un rol central dentro de la estrategia vinculada a Vaca Muerta. La empresa impulsa programas de formación destinados a fortalecer perfiles técnicos y especializaciones relacionadas con infraestructura energética, ingeniería y operación de obras de gran dimensión.

La expansión de actividades también genera demanda de empleo calificado en distintas provincias. En consecuencia, la capacitación aparece como un factor clave para acompañar el crecimiento sostenido del sector y responder a las necesidades productivas futuras.

En paralelo, otro de los proyectos estratégicos impulsados por YPF es Argentina LNG, iniciativa orientada a desarrollar una plataforma exportadora de gas natural licuado con alcance internacional. El emprendimiento contempla una inversión estimada en USD 20.000 millones y apunta a posicionar al país entre los principales exportadores mundiales de GNL.

El proyecto integra actividades upstream y midstream para potenciar los recursos gasíferos de Vaca Muerta y abastecer mercados externos. En febrero de 2026, YPF firmó junto a Eni y XRG un Acuerdo de Desarrollo Conjunto destinado a avanzar sobre una capacidad de producción estimada en 12 MTPA.

Inversiones y expansión para el futuro energético

Actualmente, las compañías trabajan sobre aspectos técnicos, financiamiento y acuerdos regulatorios necesarios para concretar el desarrollo. El objetivo es construir una estructura exportadora sostenible que permita ampliar ingresos de divisas y fortalecer la competitividad argentina dentro del mercado energético internacional.

Además, desde la empresa destacan la relevancia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) como herramienta destinada a brindar previsibilidad. La estabilidad regulatoria y fiscal aparece como un elemento determinante para sostener proyectos de largo plazo vinculados a infraestructura y exportación.

La articulación entre inversión privada, innovación tecnológica e infraestructura aparece como uno de los pilares centrales para acelerar el desarrollo energético argentino. En ese contexto, Vaca Muerta continúa ampliando su relevancia estratégica y proyecta un escenario de crecimiento capaz de impulsar exportaciones, producción y nuevas oportunidades económicas para el país.

Por primera vez en años, el mercado argentino experimenta un entusiasmo inusual: fondos internacionales que hasta hace poco evitaban los activos locales por escepticismo y volatilidad ahora toman posiciones en empresas nacionales, especialmente en energía y banca.

Ignacio Olivera Doll, analista de mercados, abordó este fenómeno en Infobae a la Tarde, donde subrayó que la llegada de capital fresco está motorizada por señales de estabilidad macroeconómica, la acumulación de reservas del Banco Central y la posibilidad de que Morgan Stanley mejore la calificación del país.

Durante la columna, Olivera Doll fue contundente: “Estamos viendo un ingreso incipiente de inversores extranjeros hacia los papeles argentinos. Esto es toda una novedad. No lo vimos prácticamente en los dos años de la gestión de Milei, con nuevos jugadores haciendo apuestas sobre activos que les generaron serios trastornos en el pasado”.

Morgan Stanley: la decisión que puede cambiar el juego

La atención del mercado se concentra en una fecha clave: en junio, Morgan Stanley (MSCI) evaluará si eleva la categoría de Argentina en sus índices globales. Hoy, el país figura como standalone —la clasificación más baja— y su exclusión de los principales benchmarks limita la llegada de fondos internacionales.

“La expectativa es que Morgan Stanley suba de categoría a Argentina. Esta decisión podría representar un ingreso de hasta cinco mil millones de dólares para las acciones argentinas”, explicó Olivera Doll.

El antecedente inmediato pesa en la memoria de los inversores: “Para que los inversores extranjeros empiecen a animar a las acciones argentinas, tienen que pasar por alto ese fantasma que representó el 2019 para la inversión internacional. Hubo una gran apuesta de los inversores extranjeros sobre Argentina en esos años, sobre todo en los primeros dos años del gobierno de Mauricio Macri y con toda la crisis financiera tuvieron que huir espantados. Sufrieron pérdidas mayores al 30% en un solo día después de la elección de las primarias”.

Pese a esa cautela, el contexto actual —con el peso estable y el Banco Central cerca de su meta de 10 mil millones de dólares en reservas— genera condiciones inéditas para el regreso de capitales.

Los grandes fondos, el “mundial de las inversiones” y el foco en energía

El giro se refleja en los nombres que hoy figuran entre los principales apostadores del mercado local. Stanley Druckenmiller fue el primero en mover fichas: “Ingresó con 127 millones de dólares en YPF solo en el primer trimestre, 36 millones en el ETF de Argentina y 10 millones en Vista”.

A este grupo se suman Westwood Global Investment (Mac Reynolds), North of Sud (Matt Lindsay) y el escocés Baillie Gifford, conocido por su visión de largo plazo en mercados emergentes.

“La apuesta más grande sobre los papeles de Vista fue de 260 millones de dólares y en conjunto, solo los papeles de Vista captaron cerca de mil millones de dólares en el primer trimestre”, puntualizó Olivera Doll. Jamie Dimon, de JP Morgan Chase, y Peter Orszag, de Lazard, también figuran entre los protagonistas del regreso, con foco en el sector energético.

El atractivo central es Vaca Muerta. Los proyectos ya anunciados, la escala de las reservas y la visibilidad de las principales compañías en Wall Street explican el posicionamiento privilegiado de energéticas como Vista y YPF. El sector bancario, por su parte, cumple un rol defensivo: “En el sector bancario, la apuesta es más segura. Los fondos se posicionan en bancos insignia, los que son representativos del sector y conocidos en Wall Street, como Banco Galicia”.

Estabilidad, reservas y las condiciones del regreso

El renovado interés del capital global se apoya, según Olivera Doll, en dos pilares: la estabilidad cambiaria y la acumulación de reservas. El Gobierno se fijó alcanzar diez mil millones de dólares en reservas netas, un objetivo ya próximo, mientras el peso mantiene su estabilidad y las acciones argentinas acumulan una suba superior al 50% en dólares desde los últimos comicios.

Aun así, persisten factores de cautela: “En estos días hay mayores problemas por la tensión a partir del conflicto entre Estados Unidos e Irán, pero el comienzo de año fue muy bueno para las acciones argentinas”, advirtió el columnista, recordando que el saldo sigue siendo positivo y que la tendencia de reingreso de capitales aún se sostiene.

La pregunta que recorre el mercado es si el ciclo actual será diferente al de 2019. Por ahora, los grandes jugadores internacionales apuestan a que sí.

--

Infobae te acompaña cada día en YouTube con entrevistas, análisis y la información más destacada, en un formato cercano y dinámico.

• De 7 a 9: Infobae al Amanecer: Nacho Giron, Luciana Rubinska y Belén Escobar.

• De 9 a 12: Infobae a las Nueve: Gonzalo Sánchez, Tatiana Schapiro, Ramón Indart y Cecilia Boufflet.

• De 12 a 15: Infobae al Mediodia: Maru Duffard, Andrei Serbin Pont, Jimena Grandinetti, Fede Mayol y Facundo Kablan.

• De 15 a 18: Infobae a la Tarde: Manu Jove, Maia Jastreblansky y Paula Guardia Bourdin; rotan en la semana Marcos Shaw, Lara López Calvo y Tomás Trapé

• De 18 a 21: Infobae al Regreso: Gonzalo Aziz, Diego Iglesias, Malena de los Ríos y Matías Barbería; rotan en la semana Gustavo Lazzari, Martín Tetaz y Mica Mendelevich

Seguinos en nuestro canal de YouTube @infobae.

El bufete inglés, que había obtenido un fallo favorable de primera instancia en 2023, quedó sin opciones luego que se descarte la apelación “en banc”, una figura reservada para situaciones excepcionales.

En declaraciones a radio Mitre, Amerio indicó que “el fallo de la Cámara en pleno rechazó este recurso que presentó Burford, y cada vez sus posibilidades son menores”. Según el jefe de los abogados del Estado, tras la negativa, la única vía judicial restante que queda la Corte Suprema de Justicia de Estados Unidos.

“Estamos a un paso que finalice” el litigio, dijo el funcionario. Según análisis probabilísticos y experiencias previas sobre el comportamiento del máximo tribunal norteamericano, Amerio indicó que “creemos que Burford tiene un 2% de chances de revertir esto en la justicia norteamericana, es muy baja la posibilidad”.

La disputa se originó tras la expropiación de la petrolera en 2012, durante el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner. El reclamo judicial, impulsado por accionistas representados por Burford, llevó a que la jueza Loretta Preska condenara a la Argentina a pagar unos USD 18.000 millones. Sin embargo, la Cámara de Apelaciones revocó ese fallo en marzo.

En ese contexto, Burford solicitó que el pleno de la Cámara revisara la sentencia, pero la petición fue rechazada en un fallo breve firmado por Catherine O’Hagan Wolfe, secretaria del tribunal.

La opción por el arbitraje del CIADI

Tras agotar las instancias judiciales ordinarias en Estados Unidos, y si obtiene un nuevo revés ante la Corte Suprema, Burford Capital anunció que iniciará un arbitraje ante el CIADI (Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones, del Banco Mundial).

Amerio explicó que, aunque la Argentina es miembro del organismo y debe someterse al procedimiento, “Burford se encuentra en una posición muy desventajosa para tener éxito en este arbitraje”.

El funcionario recordó que el Gobierno “nunca cedió” ante propuestas de acuerdo o conciliación con Burford, convencidos de que los argumentos jurídicos eran sólidos. “Había intereses de personas argentinas que proponían soluciones de acuerdos porque decían que no podíamos ganar. No solo no cedimos a esas presiones, sino que estábamos convencidos que los argumentos eran los más solventes para el caso”, manifestó.

El apoyo de Donald Trump

Juan Ignacio Stampalija, ex subprocurador que lideró la defensa argentina en el juicio de YPF, destacó también que “toda la apelación transcurrió en este Gobierno”, al referirse a la etapa que intentó desarticular el fallo de Preska, incluyendo la preparación de audiencias y la recolección de amicus curiae.

En ese marco, Stampalija subrayó el cambio de posición de Estados Unidos desde que comenzó el juicio por la expresión. “En 2019, el gobierno de Trump apoyó a Burford, pero este Gobierno logró que en cinco oportunidades el gobierno estadounidense apoyara a la Argentina, como en el tema de la entrega de las acciones de YPF y el discovery”, recordó acerca de la influencia de la Casa Blanca en el desenlace.

“Es difícil medir el peso (de esas presentaciones), lo que demostró fue que las posiciones técnicas eran sólidas y era un fallo (el contrario a YPF) que perjudicaba a Estados Unidos. Los jueces deben haber visto estos escritos con mucha seriedad”, se explayó el ex subprocurador.

Stampalija, que ahora trabaja para el ministerio de Economía a cargo de Luis “Toto” Caputo, remarcó que los argumentos centrales de Burford equiparaban el estatuto de YPF a un contrato bilateral, lo cual no tenían sustento en el derecho argentino. “Eso era claro desde el derecho público y privado, y eso terminaron resolviendo en la Cámara de Apelaciones”, señaló.

“Se evitó no entrar en desacato con el sistema norteamericano. Quisimos dejar en claro que esto no era el kirchnerismo, que tres veces entro en desacato (en este juicio)”, describió Stampalija otra de las características de la estrategia judicial. Y aclaró: “Todos los juicios que asumió este gobierno son ”regalos" de gestiones anteriores. Nosotros intentamos a resolver a lo que nos dejaron".

Con el rechazo a la apelación “en banc”, Burford Capital solo podrá presentar un recurso ante la Corte Suprema de Estados Unidos y avanzar con el arbitraje ante el CIADI. Para el Poder Ejecutivo, ambos caminos presentan escasas posibilidades de éxito para el demandante, y que el país se acerca al cierre de una disputa de más de diez años, que amenazaba con un impacto millonario sobre el fisco.

“Nosotros sentimos que al haber ganado, el país ganó, y cada uno de nosotros ya no tiene esa deuda sobre sus espaldas y que cada uno de los ciudadanos tendría que pagar”, concluyó Amerio.

La Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York rechazó una medida extraordinaria que había solicitado Burford Capital, el bufete inglés que es el principal demandante contra Argentina en el caso por la expropiación de YPF.

Burford, que había conseguido un fallo en primera instancia de la jueza Loretta Preska, que obligaba al país a indemnizarlo con unos USD 18.000 millones, recibió un fallo adverso en marzo y quedó como el principal perdedor de esta contienda jurídica que lleva unos 10 años y que se originó por el reclamo de una serie de accionistas luego de expropiación de la petrolera, en 2012, cuando Cristina Kirchner era presidenta.

Luego del fallo adverso de Cámara, el bufete que cotiza en Nueva York y Londres, y cuyas acciones se desbarrancaron luego de esa decisión, le había pedido al pleno de la Cámara –y no solo a los tres jueces que fallaron en su contra, Denny Chin, José Cabranes y Beth Robinson– que revea la sentencia.

En fallo de pocas líneas, firmado por la Clerk (una suerte de secretaria del tribunal) de la corte Catherine O’Hagan Wolfe, rechazó lo que técnicamente se denomina apelación “en banc”. Una medida que solo se acepta en casos excepcionales.

Ahora, Burford sólo tendrá la opción judicial de apelar a la Corte Suprema de Justicia de EEUU. Y, como anunció, acudir al Ciadi, el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones del Banco Mundial.

“Tras esta decisión, Burford tiene 90 días para intentar el último recurso disponible en EEUU: un pedido de revisión a la Corte Suprema (virtualmente cero chance de que eso prospere)”, dijo en X el ex subprocurador del Tesoro del gobierno de Alberto Fernández, Sebastián Soler.

“Esta decisión confirma lo ya decidido, evitando para nuestro país un pago de 16.000 millones de dólares más intereses. Para YPF es un capítulo muy relevante porque nos permite consolidar nuestro Plan 4x4, impulsar las exportaciones, proyectarnos hacia el 2031, y posicionar a la Argentina como un proveedor confiable de energía para el mundo. Esto nos impulsa a seguir trabajando con determinación y confianza en el futuro de YPF, generando valor para la compañía y sus accionistas”, dijo en la misma red social, Horacio Marín, presidente de YPF.

Desde la Procuración del Tesoro de la Nación, que comanda Sebastián Amerio y que llevó el caso adelante, aseguraron que el fallo es un “nuevo respaldo a la solidez jurídica de la posición sostenida por la República Argentina durante el proceso de apelación y reafirma la sentencia favorable obtenida por nuestro país”.

“Este resultado representa un nuevo hito para la defensa de los intereses del Estado Nacional y ratifica la importancia de sostener una política jurídica internacional basada en el rigor técnico, la coordinación institucional y la defensa soberana del interés público”, dijo la PTN. “Excelente noticia”, afirmó el ministro de Economía, Luis Caputo, quien reposteó en X el comunicado.

En un comunicado posterior al fallo de marzo, Burford había asegurado que la medida fue “muy decepcionante” y que analizaba llevar el caso a la Corte Suprema de EEUU y al Ciadi.

El fallo

LE 27 de marzo pasado, la Corte de Apelaciones de Nueva York revocó el fallo de primera instancia contra Argentina por la expropiación de YPF y dejó sin efecto una condena que superaba los USD 16.000 millones. Era el mayor juicio que enfrentaba el país en un tribunal del exterior y la demanda más grande en la historia de Estados Unidos contra un Estado soberano.

El impacto del fallo también se vio en el mercado: la acción de Burford Capital, el principal beneficiario esperado de la sentencia de primera instancia, cayó más de 43% tras conocerse la decisión, mientras su capitalización bursátil pasó de unos USD 3.500 millones en septiembre de 2023 a USD 809 millones.

El tribunal del Segundo Distrito de Nueva York devolvió además el caso para que continúen las actuaciones de acuerdo con su criterio. En su resolución, los jueces afirmaron: “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”.

La votación fue dos a uno: Cabranes se pronunció a favor de los demandantes, según el texto fuente. A grandes rasgos, la Cámara aplicó la ley argentina y concluyó que la Ley de Expropiación aprobada por el Congreso en 2012 prevalece sobre el estatuto de la empresa.

El núcleo de la decisión fue que las pretensiones de los accionistas no podían sostenerse en los términos planteados. El tribunal de alzada de Estados Unidos 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”.

Eso significa, en términos directos, que la condena quedó completamente revertida y que Argentina no debe pagar la suma fijada por Preska en primera instancia. Ese escenario era el más favorable para el país entre las alternativas que evaluaba el Gobierno después de la audiencia de octubre pasado.

La petrolera estadounidense Chevron presentó un nuevo proyecto en el marco del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), que contempla un desembolso de USD 13.800 millones destinado al desarrollo petrolero de El Trapial. Esta iniciativa amplía la presencia de la compañía en Vaca Muerta y se produce después de que ejecutivos de la empresa destacaran mejoras en las condiciones para invertir en la Argentina.

La solicitud se presentó este martes bajo el RIGI, según informó la propia compañía. En un breve comunicado, expresó: “Chevron reconoce los esfuerzos del gobierno argentino por los importantes avances logrados para el desarrollo de los recursos energéticos de Argentina. Marcos como el RIGI, que contribuyen a la previsibilidad regulatoria e incentivan las decisiones de inversión a largo plazo, son pasos clave para la industria energética de Argentina”.

La petrolera estadounidense ya opera y posee el bloque El Trapial, además de contar con una participación no operativa del 50% en las concesiones Loma Campana y Narambuena. Estas áreas son desarrolladas en conjunto con YPF, la principal productora de hidrocarburos del país.

Apuesta por Vaca Muerta

Chevron fue la primera gran petrolera en invertir en Vaca Muerta junto con YPF, en el bloque de shale oil Loma Campana, a partir de 2013. La petrolera americana está, junto con la francesa TotalEnergies y la angloholandesa Shell, entre las multinacionales que permanecieron en la formación pese al éxodo de empresas extranjeras iniciado en 2024, después de la apertura de la economía.

En marzo de este año, en el marco del CERAWeek by S&P Global que tuvo lugar en Houston, Estados Unidos, el CEO global de Chevron, Mike Wirth, reconoció que, aunque la Argentina seguía teniendo problemas impositivos, laborales y de apertura comercial, sostuvo que comenzó a ver avances concretos en el clima de inversión.

Wirth dijo en ese evento: “La geología es excelente”. También afirmó: “El desafío en la Argentina siempre estuvo más bien arriba del suelo”. De hecho, el ejecutivo señaló que la disponibilidad y la productividad de los recursos naturales nunca estuvieron en discusión y agregó que los obstáculos vinculados con leyes laborales, restricciones para importar equipos y limitaciones para exportar producción empezaron a ser abordados de manera sistemática.

“Nuestra satisfacción con la geología es grande y yo esperaría que, con el tiempo, observemos avances sostenidos en el entorno local”. En esa misma exposición, elogió al presidente Javier Milei por “mejorar la capacidad de inversión” en el país.

Durante su presentación en el Hilton Américas de Houston, Wirth volvió a incluir a Argentina en el mapa global del shale de la empresa, al punto que la mencionó, junto con Bolivia, la cuenca Permian y Bakken, dentro de una misma cartera de yacimientos no convencionales administrados bajo una estructura unificada.

Ese esquema, de acuerdo con el ejecutivo, busca acelerar la transferencia de tecnología, capital humano y mejores prácticas entre países. Bajo esa lógica, la Argentina dejó de figurar como un mercado periférico y pasó a ser uno de los activos en los que la compañía espera seguir mejorando productividad y costos.

Según dijo Wirth en Houston, “Chevron prevé que Vaca Muerta desempeñe un papel más importante en su cartera de productos en los próximos años”. Esa definición funciona como antecedente inmediato de la presentación del proyecto para El Trapial.

El gobierno argentino y directivos de la empresa ya habían conversado sobre esta iniciativa a comienzos de mayo, durante un viaje que el Presidente Javier Milei realizó a Los Ángeles junto con el ministro de Economía Luis Caputo. Según confirmaron fuentes oficiales a este medio, en ese encuentro los ejecutivos anticiparon el proyecto al Gobierno y manifestaron su interés en ampliar su presencia y profundizar su estrategia en Argentina.

El Puerto Quequén completó este jueves la primera carga de elementos estratégicos con destino a la terminal offshore de Punta Colorada, en el marco del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) – Tramo 2. El buque, que transporta cadenas y anclas para esa infraestructura energética, partió este 28 de mayo, en lo que las autoridades portuarias calificaron como una semana histórica para el puerto ubicado en la ciudad bonaerense de Necochea.

La operación, protagonizada por YPF y ejecutada bajo la órbita de la compañía VMOS, no se agota con este primer embarque. Un segundo buque, previsto para zarpar dentro de aproximadamente 20 días, completará el encargo total de cadenas y anclas requerido por el proyecto. La logística de ambos envíos convierte a Puerto Quequén en un eslabón directo de uno de los desarrollos de infraestructura energética más ambiciosos que se ejecutan actualmente en la Argentina.

El proyecto VMOS – Tramo 2 apunta a la construcción de una terminal de exportación de crudo offshore en Punta Colorada, sobre la costa de Río Negro, que permitirá evacuar la producción de Vaca Muerta hacia mercados internacionales sin las restricciones que impone la infraestructura terrestre existente. La terminal requiere sistemas de amarre de gran porte —cadenas y anclas de envergadura industrial— cuya carga y despacho desde Puerto Quequén marcó el inicio concreto de esa fase del proyecto.

Mariano Carrillo, presidente del Consorcio de Gestión de Puerto Quequén, subrayó el alcance de este hito para la identidad operativa del puerto. “Con esta iniciativa, el Puerto Quequén demuestra su capacidad para diversificar su matriz operativa más allá de su tradicional perfil cerealero, posicionándose como un actor clave en la logística de sectores estratégicos como el energético”, afirmó. La declaración refleja un cambio de paradigma para una infraestructura portuaria que históricamente canalizó la producción agrícola del sur de la provincia de Buenos Aires y que ahora amplía su rol hacia la cadena de valor del sector hidrocarburífero.

El vínculo con VMOS y YPF abre para Puerto Quequén una dimensión operativa que va más allá del movimiento puntual de cargas. La incorporación a proyectos de esta escala supone inversiones en equipamiento, capacitación de personal y adecuación de instalaciones, con impacto directo en el empleo local y en la actividad económica de Necochea y su zona de influencia. La diversificación de la cartera de servicios portuarios reduce, a su vez, la dependencia estacional que caracteriza a los puertos con perfil predominantemente granario.

Puerto Quequén avanza así en su transformación hacia un modelo multipropósito, con operaciones que abarcan desde la exportación de granos y subproductos hasta la logística de insumos para la industria energética. La participación en el proyecto VMOS – Tramo 2 representa la primera operación de este tipo vinculada al desarrollo offshore de Vaca Muerta que el puerto registra en su historia, y consolida su posicionamiento como nodo logístico de alcance nacional en un contexto de expansión de la producción no convencional argentina.

“Préstamo del año”: el oleoducto de USD 2000 millones que transformará Vaca Muerta ganó un premio internacional

Luego de varios años con acceso limitado al financiamiento para grandes obras privadas, un proyecto energético argentino volvió a captar la atención del mercado internacional. El préstamo sindicado de USD 2000 millones utilizado para construir el oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) fue distinguido como el Préstamo del Año por publicaciones especializadas del sector financiero.

Se trató del mayor crédito comercial para infraestructura en la historia del país y de uno de los cinco mayores financiamientos del sector de petróleo y gas en América Latina.

La operación, oficializada en julio de 2025, fue liderada por Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander, y contó con la participación de 14 bancos e inversores institucionales internacionales. La transacción marcó además la reapertura para la Argentina del mercado internacional de project finance, cerrado desde 2019.

El reconocimiento fue otorgado por LatinFinance, Global Banking & Markets y Project Finance International (PFI), medios especializados que siguen las principales operaciones de financiamiento, banca de inversión y project finance a nivel global.

Las acciones y los bonos argentinos extendieron la racha de ganancias tanto en la plaza local como en el exterior. Este jueves, la tendencia volvió a contar con el respaldo de la operatoria de Wall Street, que fue de menor a mayor y anotó nuevas cifras récord para sus principales indicadores.

El S&P Merval de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires ganó un 0,7%, en los 3.089.497 puntos, para acumular en mayo un ascenso del 9% en pesos y 10,1% en dólares. Asimismo, en lo que va de 2026, el panel de acciones líderes anota una suba de 1,2% en pesos y de 3,8% en dólares.

Entre los ADR y acciones de compañías argentinas que son negociados en dólares en Nueva York hubo mayoría de subas. Destacaron Banco Macro y Globant, con un 2,9 por ciento.

Los bonos soberanos en dólares -Bonares y Globales- ganaron 0,2% en promedio, mientas que el riesgo país de JP Morgan descontó ocho unidades para la Argentina, en los 494 puntos básicos.

Las acciones estadounidenses terminaron con ganancias. El panel tecnológico Nasdaq subió 0,9% en un récord nominal de 26.917 puntos; el Dow Jones de Industriales ascendió 0,1%, en los 50.668 puntos, mientras que el promedio S&P 500 progresó 0,6%, a un máximo histórico de 7.563 puntos.

Las acciones norteamericanas tuvieron un comienzo tibio en la sesión bursátil, mientras los inversores seguían a la espera de una actualización oficial sobre las negociaciones entre Estados Unidos e Irán. Los precios del petróleo tuvieron cierre mixto: el barril de la variedad Brent del Mar del Norte cedió 0,5%, a USD 93,83 en los contratos para julio, mientras que el WTI (crudo intermedio de Texas) subió 0,3%, a 88,96 dólares.

En los EEUU, los datos económicos publicados el jueves mostraron que el índice de Gastos de Consumo Personal (PCE, por sus siglas en inglés), el indicador de inflación preferido de la Reserva Federal, subió un 0,4% en abril, un incremento ligeramente inferior al esperado, lo que complica las preguntas sobre si el aumento de los precios incrementará la presión sobre el banco central norteamericano para que suba las tasas de interés.

“En materia de geopolítica, el Secretario de Estado de Estados Unidos reconoció avances en las negociaciones con Irán y Reuters publicó que los medios estatales iraníes cuentan con un borrador del acuerdo para reabrir el Estrecho de Ormuz”, indicó Milo Farro, analista de Rava Bursátil.

“El alivio en el precio del crudo volvió a ordenar parte del mercado global, pero la corrección en semiconductores limitó el avance de las acciones y marcó una rueda de mayor selectividad”, indicó Cohen Aliados Financieros.

En el plano local, fue bien recibido por los operadores el positivo resultado obtenido por el Tesoro en la última colocación del mes de bonos en pesos de corto plazo.

El Tesoro logró un rollover de 114%, al colocar $12,6 billones, por encima de los $11 billones que vencen el viernes -incluido el pago de cupón del Bonte30 previsto para el próximo lunes-, lo que implica que $1,5 billón será depositado en el BCRA.

“En el segmento en pesos, la demanda se concentró en la nueva Lecap con vencimiento en septiembre de 2026, que explicó el 41% del total adjudicado y cerró con una tasa efectiva mensual de 1,99% mensual. Los Boncer tuvieron un interés limitado, representando solo 14,6% del total colocado, y cerraron con tasas reales de 2% para el bono a marzo de 2027, y de 5,07% para el bono a septiembre de 2027. El bono TAMAR con vencimiento en agosto de 2028 representó 29,9% del total adjudicado, con un spread sobre TAMAR de 7,93%. En el segmento dollar-linked, el Tesoro colocó USD 538 millones en el instrumento con vencimiento en julio de 2026 y USD 787 millones en el instrumento con vencimiento en marzo de 2027″, preciaron los expertos de Max Capital.

El monto operado en el mercado mayorista recuperó el volumen estacional y alcanzó importantes USD 678,3 millones -unos USD 250 millones más que el miércoles-, una oferta que le imprimió leve sesgo bajista al tipo de cambio.

El dólar mayorista recortó 2,50 pesos o 0,2%, a $1.410, para ajustar la suba de mayo a 19 pesos o 1,4 por ciento.

El dólar al público, que estuvo negociado casi toda la sesión operativa a $1.435 para la venta en el Banco Nación, terminó ofrecido sin variantes respecto del miércoles, a 1.430 pesos.

En cambio, el dólar blue descontó diez pesos o 0,7% en el día, para igualar al dólar minorista a $1.430 para la venta.

En la plaza de dólar futuro se negoció el equivalente a cerca de USD 2.500 millones, un monto muy relevante ante la inminencia del fin de mes. Los contratos para el cierre de mayo -que expiran este viernes 29- cedieron 4,50 pesos o 0,3%, a 1.408 pesos.

El Banco Central absorbió USD 447 millones en el día, para ampliar el saldo comprador de mayo a 2.526 millones de dólares. A la vez, las compras oficiales alcanzaron los USD 9.681 millones desde el 2 de enero, muy cerca del piso objetivo de compras establecido por el Gobierno para todo 2026.

Las reservas internacionales brutas crecieron en USD 644 millones, para alcanzar los USD 48.511 millones la cifra más grande desde el 30 de septiembre de 2019 (USD 48.703 millones).

La industria energética experimentó un crecimiento significativo en los últimos años. El desarrollo de Vaca Muerta impulsó la actividad hidrocarburífera, que ya concentra inversiones cercanas a los USD 130.000 millones. No obstante, el sector enfrenta críticas por su bajo impacto en la generación de empleo, una situación que comparte con la minería y el agro, dos industrias que también presentan buenas perspectivas para este año.

Horacio Marín, CEO de YPF y Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, participaron del Latam Economic Forum, la edición número 12 del tradicional evento de economía y negocios que se realizó este jueves en Parque Norte. En este escenario, respondieron a las críticas acerca de que el sector es uno de los grandes ganadores del ciclo económico pero que no expande el empleo de forma suficiente.

“Invertir USD 130.000 millones es una caballada de dinero, tiene que haber mucho trabajo, no hay forma de que no haya trabajo”, sostuvo Marín, quien también se desempeña como chairman de la petrolera de mayoría estatal. Durante su exposición, en la que se refirió a la magnitud del esfuerzo de toda la cadena energética, señaló: “Estas son las razones por las que va a haber crecimiento: Estado, privados y la colaboración entre las compañías”, completó.

“Cuando dicen que la energía es un sector ganador, pero que genera poco empleo, quiero decirles que es una explicación muy injusta. El petróleo, el gas, la electricidad, es un sector que está invirtiendo como nunca y está generando muchos miles de puestos de trabajo, que es nuestra responsabilidad”, agregó. El ejecutivo defendió la cadena de valor extendida, desde la perforación hasta la logística, la construcción de plantas y la exportación.

Por su parte, Mindlin coincidió en el carácter estratégico y en el impacto económico de Vaca Muerta. “Vaca Muerta está en un estado mucho más temprano de desarrollo y tiene todavía potencial enorme para seguir perforando y seguir creciendo”, precisó. A su vez, Mindlin subrayó que la productividad es superior a la de los principales yacimientos de shale de Estados Unidos: “No solamente tenemos gran cantidad de pozos desarrollados hasta ahora, tanto en petróleo como en gas, son mucho más productivos que los que se han visto en el shale en Estados Unidos”, afirmó.

Una apuesta a largo plazo

En este marco, Mindlin resaltó el efecto estructural que tendrá la energía en la economía argentina: “Cada vez que venía una mala cosecha, teníamos crisis en el país, porque el campo era el único que nos generaba dólares. Ahora vamos a tener otro sector que va a producir tantos dólares como el campo, con lo cual, aun en el caso de una mala cosecha, la diversificación de las fuentes de dólares hace de Argentina un país económicamente mucho más sólido”.

Según las proyecciones compartidas por ambos ejecutivos, el sector energético prevé pasar de un déficit comercial energético de USD 4.000 millones en 2022 a un superávit de USD 8.000 millones en 2026 y de USD 24.000 millones en 2030. Mindlin resumió: “Estaríamos generando en Vaca Muerta otro sector similar al campo en cuanto a su capacidad de generar dólares de exportaciones”.

El Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones (RIGI), comentaron, fue la clave para lograr estas proyecciones y concretar el crecimiento visto hasta el momento en la cuenca neuquina. El monto de los proyectos presentados en el régimen ya alcanza los USD 104.000 millones, cifra que podría sumar otros USD 20.000 millones si se concreta el megaproyecto de GNL liderado por YPF. “Es difícil pensar que Argentina no va a generar empleo y no va a crecer de manera significativa en los próximos años. Acompañamos esta visión de optimismo respecto a lo que se nos viene por delante”, enfatizó Mindlin.

El rol del Estado, el ciclo virtuoso

Marín se refirió a la relación entre sector público y privado: “El Estado debe dar las condiciones, los privados somos los que generamos riqueza y no hay que esperar. YPF empujó y todos nos siguieron. Todos los que trabajamos en la industria dijimos: este es el momento. ¿Qué tenemos que hacer los privados? Invertir. Si no, vuelve todo lo mismo. Hay que dar un ciclo más largo de inversiones”.

El CEO de YPF fue contundente sobre el riesgo de volver a políticas de subsidios: “Si dejamos que el Estado vuelva a entregar subsidios, no vamos a despegar”. Y reforzó la importancia de un gobierno que “ordene la macro y dé los incentivos correctos”.

Y finalizó: “No venimos a pelear, venimos a colaborar. Si entre todos colaboramos, las inversiones por unidad de producción de todos es menor y todos ganamos más plata”, resumió Marín.

Mindlin, por su parte, insistió en que el salto exportador proyectado para la energía permitirá transformar la matriz productiva argentina y reducir la vulnerabilidad ante shocks externos. “La energía, si lo ven en el gráfico, significa que si Argentina pone la energía, le ponemos la segunda turbina al avión y el país despega. Con una sola turbina no alcanzaba”, graficó.

Los proyectos en marcha y el salto exportador

Mindlin expuso que el desarrollo de Vaca Muerta implica una transformación para la balanza comercial y la macroeconomía argentina. “El gas y petróleo convencional están bajando, Vaca Muerta está creciendo. Las proyecciones de todas las empresas del país indican que para 2030 deberíamos estar llegando a 2,6 millones de barriles por día equivalente de gas y petróleo”, detalló.

Entre los proyectos clave, mencionó el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el oleoducto que, con una inversión de USD 3.500 millones, unirá Neuquén con Río Negro y permitirá ampliar la salida de petróleo hacia el exterior. También resaltó la expansión del gasoducto Perito Moreno, de TGS -empresa co-controlada por Pampa-, que permitirá transportar 14 millones de metros cúbicos adicionales. “Este año, a pesar del desarrollo de Vaca Muerta, lamentablemente seguimos importando gas GNL a través de los barcos. Con esta expansión, el año que viene vamos a poder terminar esa necesidad de importar gas”, anticipó Mindlin.

Mindlin se refirió al proyecto de Pampa para producir urea en Bahía Blanca. El plan contempla una inversión estimada de USD 2.500 millones, lo que permitiría monetizar el gas excedente y reducir importaciones de fertilizantes: “Es una oportunidad única para monetizar el gas de Vaca Muerta. Hoy se importan 11 millones de toneladas de urea, y este proyecto no solo monetiza el gas sobrante, sino que va a permitir reducir las importaciones que el campo tanto necesita”.

El mercado local vivió ayer una de sus mejores jornadas en lo que va del 2026. El riesgo país volvió a caer y quedó en niveles de 500 puntos básicos, mientras que el índice de acciones líderes S&P Merval subió 5,05% y ya se acerca al equivalente a 2.100 dólares, con comodidad su mejor nivel del año.

Las recuperaciones más notables se están produciendo en las acciones de los bancos que cotizan en Wall Street. El ADR de Banco Supervielle lideró con una suba de casi 10%, pero en el año aún está así 20% abajo.

Banco Macro lo siguió con una suba de 6,8 por ciento. De esta forma, prácticamente borró las pérdidas que venía acumulando en el año. De estar casi 30% abajo ahora solo presenta un rojo de 3 por ciento. Galicia también repuntó fuerte otro 5% y en el último mes ya mejora 12 por ciento.

Pero la estrella de la jornada fue YPF, que subió 6,15% en Wall Street y llegó a un máximo de USD 51, cotización que no alcanzaba hace más de 15 años. La última vez que el ADR tocó ese nivel fue en 2010.

Los bonos en dólares también mantuvieron su tendencia alcista, lo que a su vez se reflejó en una nueva caída del riesgo país, que quedó clavado en 500 puntos básicos. En los próximos días se pondrá a prueba si es posible romper ese piso, lo que acercaría al Gobierno a la posibilidad de colocar deuda en el mercado internacional.

¿Cuáles son motivos detrás de esta nueva etapa de fuertes compras de activos argentinos? Es difícil nombrar una sola razón, pero posiblemente sea una mezcla de varios motivos:

• Inversores internacionales revelaron fuertes compras de acciones locales: la semana pasada se conoció que gurús de Wall Street como Stanley Druckenmiller (ex socio de George Soros) y Rob Citrone adquirieron papeles como YPF, BBVA y Galicia por altos montos en el primer trimestre. Esta noticia llevó a que otros inversores decidieran animarse a dar un paso en la misma dirección. Esto se notó ya desde la semana pasada en particular en la acción de la petrolera, que sube 18% en dólares en el último mes.
• Mejora de la posición externa argentina y fortalecimiento del Banco Central: un dato impactante de la semana pasada fue el récord mensual de superávit comercial, que llegó a 2.710 millones de dólares. Al mismo tiempo el Banco Central lleva comprados arriba de USD 9.000 millones y las reservas tocaron un máximo de los últimos años al rozar los 48.000 millones de dólares. La acumulación de divisas era una de las demandas más importantes del mercado y se está dando con creces.
• Indicadores económicos y sociales empiezan a mostrar leves mejorías: La baja de la inflación en abril a 2,6% que se conoció la semana pasada es un dato positivo para el merado y se espera que en mayo continúe la tendencia. Los índices de confianza del consumidor y del Gobierno que elabora la Universidad Di Tella junto a Poliarquía también arrojaron lecturas un poco más alentadoras este mes. Y el escenario más probable es que el repunte de actividad se consolide en los próximos meses, aunque los bolsillos aún no repuntan.
• Los balances de los bancos ya habrían mostrado lo peor: la suba de la morosidad y las indemnizaciones por achicamiento de estructura en los casos de Galicia y Macro (luego de las compras del HSBC e Itaú respectivamente) provocaron rojos trimestrales por primera vez en muchos años. Pero a partir de ahora se espera una recuperación a partir de una mejora de la cartera crediticia y repunte del crédito, aunque el proceso será gradual. Los inversores se adelantan a este escenario más favorable.
• Mejoró el clima internacional en los últimos días: los índices de Wall Street tocaron nuevos máximos y bajaron levemente las tasas de interés de largo plazo en Estados Unidos. Además, el barril de petróleo cayó a niveles de 90 dólares. Con el fin de la guerra aparentemente mucho más cerca aumentó el apetito por el riesgo, lo que favoreció a los mercados emergentes. Acciones y bonos argentinos también se vieron favorecidos.

Las acciones argentinas fueron protagonistas en la última sesión bursátil, con amplias ganancias en la plaza local y el exterior, mientras que los títulos públicos conservaron el buen desempeño ante una nueva colocación de bonos del Tesoro en pesos, con un riesgo país que cedió a los 500 puntos básicos.

Mientras que los principales indicadores de Wall Street negociaron con leves alzas en un rango de 0,1% a 0,4%, en zona de máximos históricos, el índice S&P Merval de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires subió 5,1%, en los 3.072.011 puntos. El panel de acciones líderes de la Bolsa porteña superó los 3 millones de puntos nuevamente, por primera vez desde el 8 de abril, y volvió a superar los USD 2.000 medida en dólares.

Entre los ADR y acciones de compañías argentinas negociadas en dólares en Wall Street lideró Telecom Argentina (+9,7%), escoltado por Banco Supervielle (+9,1%) y Edenor (+7,4%).

Pese a una caída de más de 4% en la cotización internacional del petróleo, con el barril del Brent del Mar del Norte a USD 95 para entregar en julio (-4,6%), el ADR de YPF ascendió un 6,3% y superó los USD 50 por primera vez desde 2011, en los 51,59 dólares.

La agencia de calificaciones global Fitch subió el martes la nota de riesgo crediticio a largo plazo de la petrolera estatal YPF en moneda extranjera y local a “B-”, desde “CCC+”, con una perspectiva estable.

Los bonos soberanos en dólares -Bonares y Globales- terminaron operados con un alza promedio de 0,3%, mientras que el riesgo país de JP Morgan, que mide la brecha de tasas de los bonos del Tesoro de los EEUU respecto de sus pares emergentes, cedió diez unidades, a 500 puntos básicos, tras operar en un mínimo de 498 puntos durante la sesión.

Asimismo, el Tesoro argentino efectuó este miércoles su última licitación mensual de bonos de corto plazo en moneda local para cubrir próximos vencimientos de deuda y alargar amortizaciones, bajo el aliciente de un mercado con alto nivel de liquidez.

Al cierre de los negocios en la Bolsa, la Secretaría de Finanzas anunció que en la licitación adjudicó un total de $12,57 billones habiendo recibido ofertas por un total de $16,14 billones. “Esto significa un rollover de 114,36% sobre los vencimientos del día de la fecha", precisó la cartera económica.

Alan Versalli, estratega de Cocos, destacó que la colocación de bonos “equivale a una absorción de pesos por parte del tesoro de aproximadamente $1,6 billones. En principio esto no impacta en la liquidez excedente del sistema que se venía manteniendo en torno a los $4 billones. Las tasas a las cuales el tesoro ‘rolleó’ (renovó) en esta oportunidad se mantienen en torno a las evidenciadas en el mercado secundario, sin brindar excesivo premio”.

“Como se podía prever, el instrumento que condensó mayor demanda es la única Lecap, la S15S6, que adjudicó casi $5,2 billones a una Tasa Efectiva Mensual del 1,99%”, continuó Versalli.

“Este escenario externo de tasas más estables, sumado al renovado aval del Fondo Monetario Internacional y la presentación de iniciativas parlamentarias de peso, le dio un fuerte impulso a los activos argentinos: el S&P Merval anotó un rebote generalizado y el riesgo país comprimió con fuerza, quebrando barreras técnicas clave”, consideró Damián Vlassich, Team Leader de Estrategias de Inversión en IOL.

“Con mejores precios en la renta fija, una nueva compra del BCRA y una suba generalizada en acciones, los activos locales extendieron el tono positivo de las últimas ruedas”, sintetizó Cohen Aliados Financieros.

En términos de actividad, “la economía muestra señales de mayor estabilidad macroeconómica, pero el mercado laboral sigue sin consolidar una recuperación amplia. Mientras sectores vinculados al frente externo exhiben mejores perspectivas, buena parte de las actividades ligadas al consumo interno continúan afectadas por salarios debilitados y menor dinamismo”, explicó Laura Caullo, responsable de la sección Social-Laboral del IERAL de la Fundación Mediterránea.

Desde Balanz Capital también destacaron el impulso de los mercados globales, dado que “la temporada de resultados del primer trimestre de 2026 para las compañías dentro del S&P 500 fue muy sólida, en particular para sectores como los de tecnología y comunicación”.

“Los muy buenos resultados corporativos se tradujeron en una expectativa de mayor crecimiento en las ganancias del S&P 500, que continúa siendo revisada al alza para 2026. Se espera un crecimiento de las ganancias por acción de 22,9% interanual. El motor de la mejora en las previsiones de ganancias del S&P 500 continúa siendo el sector tecnológico”. añadieron desde Balanz.

Dólar estable

El volumen operado en el segmento de contado de la plaza mayorista registró un marcado recorte de unos USD 256 millones respecto del martes (-37,5%) a USD 427,9 millones, aunque el dólar mayorista se mantuvo estable con equilibrio entre oferta y demanda: ganó solo 1,50 pesos (+0,1%), a $1.412,50, el precio más alto desde el 27 de abril.

El tipo de cambio mayorista mantiene en mayo una ganancia de 21,50 pesos o 1,5%, mientras que en lo que va de 2026 anota una caída de 42,50 pesos o 2,9%, en contraste con una inflación próxima al 14%, que se traduce en una “apreciación” cambiaria en torno al 17% en lo que va del año.

“El rango de operaciones se movió entre un mínimo de $1.408 y un máximo de $1.413. Dentro de esa banda de apenas cinco pesos, el mercado se mantuvo operando durante todo el día, sin sobresaltos y con un comportamiento mucho más calmo respecto a las ruedas anteriores.”, detalló Nicolás Merino, operador de ABC Mercado de Cambios.

El Banco Central fijó un techo para las bandas cambiarias vigentes en los $1.753,55, cifra que dejó al tipo de cambio oficial a 341,05 pesos o 24,1% de ese umbral.

El dólar al público permaneció invariable a $1.430 para la venta, según la referencia del Banco Nación. El Banco Central informó que en las entidades financieras el dólar minorista promedió $1.429,90 para la venta y $1.378,43 para la compra.

También terminó sin cambios el dólar blue, a $1.440 para la venta, el precio más alto desde el 25 de febrero, tres meses atrás. Para la compra, las agencias informales tomaron el billete a $1.420, unos 40 pesos o 2,9% más que los $1.380 que pagaban los bancos a sus clientes.

Con negocios por el equivalente a USD 1.880,1 millones, los contratos de dólar futuro tuvieron movimientos mixtos. Las posturas para fin de mes -las más negociadas- avanzaron 1,50 peso o 0,1%, a $1.412,50, idéntico precio del dólar mayorista.

El Banco Central absorbió USD 132 millones con su intervención compradora en el mercado de cambios, donde se quedó con el 30,8% de la oferta. Las reservas internacionales brutas restaron USD 41 millones, a USD 47.867 millones, con la influencia de la baja de 1,2% en la cotización del oro, a USD 4.481 la onza.

Con el voto del presidente del tribunal, Horacio Rosatti, y tres conjueces, la Corte Suprema de Justicia de la Nación rechazó este jueves una demanda iniciada por la Asociación de Superficiarios de la Patagonia (ASSUPA) contra diversas empresas concesionarias de exploración y explotación de hidrocarburos en la “Cuenca Neuquina”, donde se encuentra Vaca Muerta, por un reclamo de daños ambientales.

El caso fue iniciado en el año 2004. La asociación demandó a diversas empresas: YPF S.A., Astra C.A.P.S.A., Capex S.A., Chevron San Jorge S.R.L., Gas Medanito S.A., Hidenesa (Hidrocarburos del Neuquén S.A.), Ingeniería Sima S.A., Pan American Energy LLC Sucursal Argentina, Pecom Energía S.A., Petrobras Argentina S.A., Petrobras Energía S.A., Petrolera Entre Lomas S.A., Petrolera Santa Fe S.A., Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A., Pioneer Natural Resources Argentina S.A., Pluspetrol Exploración y Producción S.A., Total Austral S.A. y Wintershall Energía S.A.

Puntualmente, la demandante exigía que se les ordene llevar adelante la recomposición de todos los daños ambientales generados producto de la actividad que estas desarrollaban en la zona, puntualmente respecto del suelo, aire y aguas.

ASSUPA afirmó que existían diversas áreas deforestadas, aperturas de caminos, calles, zanjas, canteras, que habían generado un proceso de desertificación que generaron un perjuicio para el lugar.

Luego de varios años de tramitación, la Corte decidió rechazar la demanda. Lo hizo con la firma de Horacio Rosatti, presidente de la Corte Suprema de Justicia, y de los conjueces Renato Rabbi Baldi Cabanillas, de la Cámara Federal de Salta; Silvina María Andalaf Casiello, de la Cámara Federal de Rosario; Rocío Alcalá, de la Cámara Federal de Resisntencia.

El cortesano Ricardo Lorenzetti se había excusado en la causa en el año 2018; mientras que Carlos Rosenkrantz hizo lo propio en 2024.

Para rechazar la demanda, la Corte conformada por su presidente y tres conjueces consideró que la parte actora no había logrado probar qué suelos o qué tramos de los cursos de agua estarían contaminados, y de qué modo se produciría la contaminación dentro y fuera del área de concesión de cada empresa.

En su fallo, la Corte tampoco consideró acreditada la interjurisdiccionalidad del daño, es decir que, en caso de existir, abarque más de una provincia.

Cuestionó también la Corte a la actora, considerando que pretendía una “investigación sobre las conjeturas formuladas en su demanda”, sin encontrarse en condiciones de “precisar alguna circunstancia de tiempo, modo y lugar en que se habrían producido los hechos dañosos que denuncia”.

Esto a pesar de que “en más de una ocasión durante el prolongado trámite de la causa esta Corte advirtió a la parte actora acerca de la vaguedad e imprecisión de sus afirmaciones relativas a los hechos en los que pretende sustentar su demanda”, dice el fallo.

Por lo tanto, concluyó el máximo tribunal en su fallo, la Asociación de Superficiarios de la Patagonia no logró identificar los daños ambientales interjurisdiccionales a remediar, para poder proseguir con la causa en la instancia de competencia originaria de la Corte, es decir que no pasó previamente por tribunales inferiores.

Desde el sector destacaron como un hecho fundamental que, de acuerdo a la resolución firmada por la Corte, “ASSUPA no presentó pruebas sobre hechos concretos ya identificados, sino que pretendió que la etapa probatoria funcionara como una investigación general para averiguar si esos daños existían y a quién podían atribuirse”.

El mantenimiento de la causa generaría en las empresas demandadas “encontrarse sometidas a un juicio” sin que se indique un factor de atribución de responsabilidad. Ello motivó, en consecuencia, el rechazo de la demanda.

Tras el pedido para ingresar al Régimen de Incentivos par Grandes Inversiones (RIGI) por un megaproyecto de USD 25.000 millones para el desarrollo de Vaca Muerta, el presidente de YPF, Horacio Marín, anticipó exportaciones por más de USD 100.000 millones y reveló que busca que tanto el Estado como los accionistas privados cobren dividendos a partir de 2028.

A propósito de la inversión millonaria que busca ingresar al RIGI, Marín señaló que “era parte de nuestro programa de desarrollo total de Vaca Muerta”. “Este año vamos a estar en más de 250.000 barriles propios. El año que viene va a ser muy alta la producción y vamos a seguir creciendo hasta llegar a 600.000/700.000 barriles. Estamos hablando de USD 7.000 millones anuales que se van a generar en divisas”, proyectó Marín en diálogo con Infobae Al Regreso.

Megainversión en Vaca Muerta

YPF solicitó formalmente sumarse al RIGI con el objetivo de desarrollar LLL Oil, un proyecto considerado clave para la exportación de petróleo en el país. La petrolera calcula que la inversión necesaria rondará los USD 25.000 millones en un plazo de 15 años, constituyéndose como la propuesta de mayor envergadura hasta ahora en el marco del RIGI.

La compañía detalló que el plan contempla la perforación de 1.152 pozos y proyecta alcanzar una producción sostenida de 240.000 barriles de petróleo por día a partir de 2032. Según la documentación presentada, el total de la producción se orientará al mercado internacional. Además, el desarrollo prevé la producción de unos 10 millones de metros cúbicos diarios de gas, volumen que se destinará al consumo interno.

YPF estima que LLL Oil generará exportaciones por aproximadamente USD 6.000 millones al año para 2032 y la creación de cerca de 6.000 empleos directos durante la etapa de construcción y operación. “En estas áreas pasamos de 2.000 a 55.000 barriles en 18 meses. Con todo el desarrollo que vamos a hacer, la idea es llevarlo a 240.000 y generar exportaciones por USD 100.000 millones”, afirmó Marín en Infobae en Vivo.

En tanto, previó que hacia 2045, la Argentina exportará USD 20.000 millones a través del proyecto LNG. Esta iniciativa, acordada con la italiana ENI y el gigante árabe XRG, destinará USD 20.000 millones a obras de infraestructura y otros USD 10.000 millones al desarrollo de pozos petroleros, además de generar hasta 50.000 empleos en el pico de actividad.

En tal sentido, el entrevistado adelantó que el próximo mes presentarán la solicitud para que canalizar LNG a través del RIGI. “Todo este desarrollo va a generar muchos puestos de trabajo. Hay muchas obras y mucho trabajo de metalmecánica, no es solamente en Neuquén”, expresó.

Seguridad jurídica y dividendos

“Cuando aprendés a trabajar a lago plazo, no importa lo que pasa hoy, mañana o pasado. Es ruido. Lo que hay que ver es cuán sólido es el proyecto y qué sólida es la legislación. Sin RIGI, todas estás cosas no hubieran podido hacerse. Porque da la seguridad jurídica y cambiaria. Por eso vienen los inversores extranjeros y también porque hay un gobierno que es business friendly", apuntó el directivo de YPF.

A la vez, el CEO de la firma energética informó que a partir de 2028 quieren dar dividendos a sus acciones y anticipó que el objetivo es que el Estado también cobre dividendos por su participación accionaria de 51% en YPF.

“A partir del 2028 es nuestro objetivo es tratar de empezar a dar dividendos y que el Estado vaya a cobrar dividendos de YPF”, detalló y agregó que “lo que el presidente Milei me pidió es que genere valor para los accionistas, que somos todos”.

Cuando una empresa comienza a pagar dividendos a sus accionistas, implica que decide distribuir una parte de sus ganancias entre quienes poseen acciones de la compañía. Los dividendos suelen entregarse en efectivo, aunque también pueden abonarse en acciones adicionales.

Suba de la acción y precios en surtidor

Luego de que se conociera la noticia de que el reconocido inversor de Wall Street, Stanley Druckenmiller, adquirió más de tres millones de títulos de la petrolera estatal por un monto aproximado de USD 150 millones, la acción de YPF ganó un 8,8% en Wall Street, a USD 47,49, un máximo histórico. Se trata del máximo desde los USD 52,18 el 14 de marzo de 2011, previo a la expropiación de la firma en 2012.

“Esa inversión es mucho más importante de lo que todo el mundo cree. Esa persona es muy influyente en la bolsa de Nueva York y apostó. Eligió YPF. Una vez que fui a Nueva York, estuve con él reunido y me hizo millones de preguntas y se las contesté“, celebró Horacio Marín.

Al ser consultado sobre el amortiguador de precios que fijó la compañía por otros 45 días para evitar un mayor traspaso de la volatilidad de los valores del petróleo por la guerra en Medio Oriente, Marín explicó que se trata de un sistema de compensación.

Al terminar el plazo establecido y cuando finalice el conflicto en Irán, en YPF los precios de los combustibles se mantendrán sin cambios. Esta decisión busca compensar el ingreso que la empresa dejó de percibir por no haber ajustado los valores según las variaciones del Brent durante este período.

“Plancho un precio, no genero roturas bárbaras y el mercado está estable. El accionista no tiene ningún problema ni ninguna pérdida”, resumió el directivo.

Durante el primer trimestre de 2026, Stanley Druckenmiller profundizó su apuesta por Argentina al incrementar de forma sustancial su posición en activos vinculados al sector energético, situando a YPF como uno de los principales focos de su cartera global.

El legendario inversor de Wall Street compró más de tres millones de acciones de la petrolera estatal, por un valor cercano a 150 millones de dólares. Esta operación representó un aumento del 433% respecto al trimestre anterior, de acuerdo con los documentos presentados ante la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos (SEC).

La noticia positiva tuvo impacto inmediato en las acciones de YPF. El ADR de la compañía petrolera bajo control estatal ganó un 8,8% en Wall Street, a USD 47,49, un máximo histórico si se le descuenta al precio de este activo el pago de dividendos de los últimos años. Sin esta ponderación, el presente es el nivel más alto para el ADR desde los USD 52,18 el 14 de marzo de 2011, previo a la expropiación de YPF el 16 de abril de 2012.

La acción de YPF se disparó más de 30% en 2026 en base a fundamentos favorables en el balance de la compañía que presidente Horacio Marín, el fallo favorable para la Argentina por el juicio que se tramita en los EEUU por la estatización de la empresa en 2012 y el ascenso del 90% de la cotización del petróleo crudo en 2026 -debido a las hostilidades en Oriente Medio-, con el barril de Brent del Mar del Norte en los 110 dólares.

A todo esto se le sumó que la semana pasada YPF, anunció su intención de invertir USD 25.000 millones para “acelerar el desarrollo exportador” de la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta.

YPF presentó la solicitud de adhesión al RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones) -puesto en marcha en 2024- para el proyecto denominado LLL Oil, que prevé la perforación de 1.152 pozos y alcanzará un volumen máximo estable de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032.

El interés de Druckenmiller en el sector energético argentino refleja el renovado atractivo de Vaca Muerta y el potencial exportador del país ante el mercado internacional

La participación de Druckenmiller en YPF escaló a 3.235.962 acciones, lo que posicionó a la compañía como el cuarto activo más relevante dentro del portafolio de su fondo, solo detrás de Natera, Insmed y la taiwanesa TSMC. Estos movimientos refuerzan el interés de grandes fondos internacionales en el potencial exportador de Vaca Muerta y en el crecimiento del sector energético argentino.

Además de YPF, el fundador de Duquesne Family Office incorporó durante los primeros meses del año títulos de Vista Energy y volvió a tomar posición en el ETF Global X MSCI Argentina (ARGT), un fondo que replica a las principales empresas argentinas que cotizan en Wall Street. En paralelo, redujo drásticamente su exposición a Mercado Libre, recortando su posición en aproximadamente un 94%. Este cambio de estrategia indica una preferencia por compañías del rubro energético y de recursos naturales.

Justamente las acciones de Vista Energy también avanzaron muy firmes en Wall Street este lunes, un 8,6%, a USD 78,51, muy cerca de su récord histórico de USD 79,20 del 30 de marzo. Vista trepa un 62% en dólares en lo que va del año.

El legendario inversor de Wall Street refuerza su exposición en el sector energético local

Stanley Druckenmiller es considerado una figura histórica en los mercados financieros globales. Tras iniciar su carrera en Pittsburgh National Bank y fundar Duquesne Capital Management en 1981, su reputación se consolidó al participar junto a George Soros en la emblemática apuesta contra la libra esterlina durante el llamado “miércoles negro” de 1992. Esa operación forzó la salida del Reino Unido del Mecanismo Europeo de Cambios y generó ganancias multimillonarias para el Quantum Fund de Soros, consolidando a Druckenmiller como uno de los operadores más sofisticados del mercado.

Además de sus logros financieros, Druckenmiller mantiene vínculos con figuras clave de la economía estadounidense. Uno de sus ex socios, Scott Bessent, ocupa el cargo de secretario del Tesoro de Estados Unidos, mientras que Kevin Warsh, presidente de la Reserva Federal, fue su asesor y socio en Duquesne Family Office, donde también invirtió más de 100 millones de dólares.

Druckenmiller, uno de los inversores más influyentes de Wall Street, incrementó de manera significativa su participación en YPF durante el primer trimestre

El respaldo de Druckenmiller al gobierno de Javier Milei ha sido explícito. En una entrevista difundida por CNBC, explicó que su decisión de invertir en activos argentinos surgió tras escuchar el discurso del presidente en Davos en 2024. “Vi el discurso de Milei en Davos, abrí Perplexity y pedí los cinco ADRs más líquidos de Argentina. Los compré todos”, relató el inversor. Desde entonces, su fondo adquirió posiciones en compañías como Banco Macro, Grupo Financiero Galicia, Telecom Argentina y varios ETF que replican el mercado local.

Tras las elecciones legislativas de 2025, el fondo ajustó su estrategia, disminuyendo parte de sus posiciones en ETF argentinos y aumentando la exposición en Brasil a través del ETF iShares MSCI Brazil, aunque mantuvo inversiones en YPF y Mercado Libre. Durante el primer trimestre de 2026, la preferencia volvió a orientarse hacia activos energéticos argentinos.

La apuesta del fondo Duquesne Family Office por activos energéticos argentinos posicionó a YPF como el cuarto activo más relevante de su portafolio global

El interés en Argentina no se limitó a Druckenmiller. Michael Burry, reconocido por anticipar la crisis financiera de 2008, también incorporó acciones de Mercado Libre tras una caída superior al 30% en su cotización. Burry describió a la empresa como “el Amazon de Brasil, México y Argentina” y proyectó retornos anualizados de largo plazo cercanos al 15%.

El movimiento de estos inversores evidencia el renovado atractivo que despierta el mercado argentino entre fondos internacionales, con especial atención al sector energético y a las perspectivas de crecimiento vinculadas a los recursos naturales.

Las tres principales compañías que operan en el upstream del país -YPF, Vista Energy y Pampa Energía- lograron simultáneamente sus mejores resultados operativos en el primer trimestre de 2026, un hito que no tenía antecedentes en la historia reciente del sector. Así lo revela un análisis comparativo elaborado por Regional Investment Consulting SA (Ricsa), una Agencia de Liquidación y Compensación (Alyc, antes conocidas como sociedades “de Bolsa”) que midió el desempeño de cada empresa durante los primeros tres meses del año.

Lo llamativo, es que cada una de esas compañías destacó de una forma diferente. Vista Energy, por ejemplo, fue claramente la más rentable durante los primero tres meses del año. La empresa cerró el primer trimestre con un margen Ebitda del 52,1% y el costo de extracción más bajo del sector: USD 4,3 por barril equivalente de petróleo, una baja del 9% respecto del mismo período de 2025. En términos de rentabilidad por barril producido, ninguna otra firma del análisis la igualó, con un Ebitda de USD 37,2 por boe.

A eso se suma un récord histórico de producción: 134,7 miles de barriles equivalentes de petróleo por día, lo que representó un crecimiento interanual del 66,5%. El motor de ese salto fue La Amarga Chica, el bloque shale que opera la compañía en Vaca Muerta y que se encuentra actualmente en plena capacidad. Vista trabaja con una matriz de producción prácticamente 100% shale, lo que la convierte en la empresa más concentrada en ese tipo de recursos dentro del grupo analizado.

En cuanto a sus resultados financieros, Vista registró ingresos upstream por USD 865 millones y un Ebitda de USD 451 millones durante el trimestre. El resultado operativo upstream alcanzó los USD 216 millones, con una inversión de capital de USD 391 millones en el período.

Escala e inversiones

La escala es el dominio indiscutido de YPF. La petrolera de mayoría estatal registró ingresos upstream por USD 2.021 millones en el primer trimestre de 2026, más del doble que Vista Energy y más de ocho veces lo que reportó Pampa Energía en el mismo segmento. Su Ebitda upstream fue de USD 1.148 millones, con el margen más alto entre las tres empresas analizadas: 56,8%.

Uno de los datos más destacados del informe es la fuerte reducción de costos que logró la compañía. El lifting cost —el costo de extracción por barril— cayó un 42% respecto del primer trimestre de 2025, hasta ubicarse en USD 8,8 por boe. Dentro del segmento shale, ese costo fue aún menor: USD 4,0 por barril.

La producción total de YPF alcanzó los 525 miles de barriles equivalentes de petróleo por día, con un crecimiento del 7,6% respecto del cuarto trimestre de 2025. El shale ya representa el 74% de su producción total, y el crudo shale marcó un récord de 205 miles de barriles por día, un 39% más que en el mismo período del año anterior. Para sostener ese ritmo, la empresa completó 49 pozos durante el trimestre y destinó USD 783 millones en inversiones de capital, el monto más alto entre las tres compañías analizadas.

El resultado operativo upstream de YPF fue de USD 616 millones, consolidando su posición como la empresa de mayor escala del sector.

Rincón productivo

El caso de Pampa Energía es el de una compañía que viene ganando terreno en el upstream con una velocidad que llama la atención. Su segmento de petróleo y gas registró ingresos por USD 247 millones en el primer trimestre de 2026, con una suba interanual del 69%. El Ebitda del segmento fue de USD104 millones, con un margen del 42,1%, y el lifting cost se ubicó en USD 6,1 por boe, una reducción del 11% respecto de 2025.

El gran protagonista de ese crecimiento es Rincón de Aranda, el bloque shale que Pampa desarrolla en Vaca Muerta y que en apenas un año pasó de producir 900 a 18.200 miles de barriles equivalentes de petróleo por día, un aumento cercano al 2.000% en el período. Ese salto convierte a Rincón de Aranda en el área de mayor crecimiento productivo del sector en el último año.

La composición del mix de producción de Pampa también refleja el peso que fue tomando el gas natural dentro de su operación upstream: el 80,7% de su producción corresponde a ese recurso. La compañía destinó USD 196 millones en inversiones de capital durante el trimestre, con una intensidad de capital de USD 21,6 por barril producido, la más alta entre las tres empresas en términos relativos de apuesta al crecimiento.

El denominador común: Vaca Muerta

Más allá de las diferencias en escala, estrategia y mix de producción, las tres compañías comparten un denominador común: Vaca Muerta. El informe de Ricsa ALyC señala que la baja del lifting cost en YPF, el récord de producción de Vista y el salto de ingresos de Pampa en su segmento de petróleo y gas confirman que la formación neuquina sigue siendo el principal motor de generación de valor del sector energético argentino.

El primer trimestre de 2026 marcó además un hito inédito: las tres empresas crecieron simultáneamente en Ebitda por primera vez. En conjunto, las inversiones de capital de las tres compañías sumaron USD 1.370 millones durante el período, sin que ninguna de ellas mostrara señales de desaceleración en su ritmo de perforación.

El análisis también incluyó una proyección técnica sobre el comportamiento bursátil de las tres compañías en los mercados internacionales. Los ADR de Vista, YPF y Pampa Energía mantienen tendencias alcistas de mediano plazo, con objetivos de crecimiento proyectados hacia mediados de 2027, aunque el informe advierte sobre la posibilidad de correcciones técnicas de corto plazo antes de alcanzar esos niveles.

Para Ricsa ALyC, la combinación de mayor producción, reducción de costos y crecimiento sostenido de las inversiones posiciona al upstream local en un escenario de expansión que, según el trabajo, no tiene antecedentes en la historia reciente del sector energético argentino.

Luego de la desaceleración que marcó la inflación en abril, al 2,6% que midió el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), la expectativa está en si la tendencia a la baja continuará en mayo. Más aún cuando en la segunda semana del mes, el rubro “Alimentos y bebidas” presentó una aceleración, según relevaron diferentes consultoras privadas. Se trata de una variable de riesgo, aunque el nuevo congelamiento de precios de YPF ejercerá una fuerza moderadora.

Distintas consultoras registraron aumentos semanales en alimentos y bebidas que marcaron un cambio respecto de lo sucedido a inicios del mes. De acuerdo con Analytica, en la segunda semana de mayo hubo una suba semanal del 1% en alimentos y bebidas comercializados en cadenas de supermercados en todo el país.

Así, el promedio de cuatro semanas para este segmento llegó a 2,0%. Frente a ello, para el nivel general de precios, la consultora proyectó un alza mensual del 2,4%, dato que, de verificarse, implicaría una merma de 0,2 puntos porcentuales (pp).

En el promedio de cuatro semanas del nivel general, se destacaron los aumentos de verduras (7,8%) y pescados y mariscos (4,2%), mientras que pan y cereales (1,8%) y carnes y derivados (0,7%) registraron menores incrementos. Analytica también registró una baja de 4,9% en frutas.

En la misma línea, EconViews informó que su relevamiento de precios arrojó un aumento promedio del 1% en la segunda semana de mayo para una canasta de alimentos y bebidas en supermercados. En ese período, las verduras subieron 2,3% y las carnes 1,4 por ciento. El acumulado de las últimas cuatro semanas fue de 1,5 por ciento. Estos datos refuerzan la tendencia de aceleración en consumo masivo y se alinean con los de otras consultoras sobre la evolución de los precios en supermercados.

Próximos meses

Estos aumentos generan preocupación de cara a los próximos meses y sobre todo si se analizan las causas que ayudaron a que la inflación se ubicara en 2,6% en abril. Para la consultora Invecq, la moderación se debió principalmente a la menor suba de carnes en la inflación núcleo, aunque los precios regulados continuaron presionando al alza. En cuanto a las divisiones, “Transporte” lideró las subas con 4,4%, seguido por “Educación” (4,2%) y “Comunicación” (4,1%). Estas tres explicaron casi un tercio del aumento del índice general. La suba en “Transporte” se debió en gran parte al rubro “Combustibles y lubricantes para vehículos de uso del hogar”, que aumentó 11% y aportó 0,5 pp a la inflación general.

La categoría Estacionales ayudó a moderar el índice, ya que sus precios no subieron en promedio, mientras que los precios regulados avanzaron 4,7%. La inflación núcleo desaceleró 0,9 p.p. y marcó un incremento de 2,3%, el menor desde octubre de 2025. Según Invecq, ese resultado se explicó por el comportamiento de “Carnes y derivados”, que subió 0,7% frente a un promedio de 6,4% mensual desde noviembre. La inflación núcleo, excluyendo carnes, avanzó 2,5% frente al 2,6% de marzo, y durante el primer cuatrimestre la variación rondó ese nivel.

Para los próximos meses, Invecq mantuvo su proyección de inflación anual en 30%, en línea con el Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM) del Banco Central. La consultora señaló que los precios minoristas aumentaron a un ritmo de 2,5% mensual en lo que va del año y que, para alcanzar el 30% anual en diciembre, la suba mensual debería descender a 1,9% promedio desde mayo. Invecq consideró posible esa desaceleración, aunque advirtió que dinámicas puntuales seguirán incidiendo, sobre todo el precio del combustible, condicionado por la situación en Medio Oriente y la cotización internacional del petróleo.

El factor YPF

En el corto plazo, el equipo económico cuenta con la reciente decisión de YPF a su favor. La semana pasada, Horacio Marín, presidente de YPF, anunció que la petrolera ajustará 1% el precio de los combustibles el jueves 14 de mayo, para luego mantenerlos estabilizados por otros 45 días.

Marín explicó: “A partir del jueves 14 de mayo, YPF ajustará el precio de los combustibles en un 1% tras un análisis detallado de las condiciones del mercado y las variables de oferta y demanda. De igual manera, continuaremos aplicando el sistema de buffer de precios por hasta 45 días adicionales, con el propósito de no trasladar sobresaltos en el surtidor”. De esta forma, la petrolera busca neutralizar el traslado de la volatilidad internacional hacia los consumidores locales y garantizar estabilidad en los precios durante seis semanas.

El registro de precios y los anuncios recientes muestran el impacto de la volatilidad global y las presiones internas sobre los precios regulados y la inflación núcleo. Lo que suceda en los próximos meses dependerá de la evolución del contexto internacional y las políticas que se adopten. Aunque en el caso del transporte que viene presionando sobre el índice general, el Gobierno ya oficializó un esquema de aumentos tanto en líneas de colectivo del Área Metropolitana de Buenos Aires como en los trenes.

Por la magnitud de sus beneficios, el Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI) es tal vez el mayor compromiso fiscal asumido por el Gobierno para la promoción de proyectos. Suponiendo un escenario de máxima actividad, el costo anual para las arcas públicas podría exceder los USD 1.000 millones, según estimaciones del Centro de Economía Política Argentina (CEPA). El costo fiscal podría variar entre USD 786 y USD 1.395 millones por año, dependiendo del volumen de exportaciones alcanzado en la próxima década.

De acuerdo con el análisis de CEPA, la reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias del 35% al 25% constituye el principal factor de resignación tributaria, equivalente a USD 545 millones anuales en el escenario base. A esto se agrega la renuncia a cobrar retenciones sobre exportaciones por USD 107 millones cada año, con especial impacto en el sector minero de litio y plata. Sectores como petróleo, gas y oro ya contaban con derechos de exportación en 0% antes de la implementación del régimen.

Durante la llamada fase de construcción, que se extenderá entre 2026 y 2028, el costo fiscal anual proyectado asciende a USD 430 millones, principalmente por la exención de aranceles y la devolución anticipada del IVA, informó el CEPA. Hasta mayo de 2026 -fecha de elaboración del informe-, había 12 proyectos de inversión aprobados bajo el régimen, por una suma total de USD 26.680 millones y proyección de exportaciones anuales por USD 28.141 millones. La mayoría de estas iniciativas corresponde a energía renovable, hidrocarburos, gas natural licuado (GNL), minería y siderurgia.

En la estructura de inversiones que relevó CEPA, YPF ocupa un rol preponderante. Según el estudio, la petrolera de mayoría estatal concentra 68,5% del financiamiento total comprometido dentro del régimen.

Si bien el informe es previo al último anuncio de la petrolera de mayoría estatal, el pasado viernes YPF presentó el mayor proyecto en valor del régimen. Se trata de una inversión de USD 25.000 millones para LLL Oil, uno de los proyectos de exportación de petróleo más relevantes en la historia argentina, según definió la compañía. La empresa informó que LLL Oil prevé la perforación de 1.152 pozos, con la expectativa de alcanzar un plateau de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032. Según consignó el CEO y presidente de la firma, Horacio Marín, el crudo “estará destinado 100% al mercado de exportación y será evacuado a través de VMOS”.

Debate sobre la eficiencia fiscal

El informe de CEPA revela que, aunque actualmente hay 16 proyectos aprobados, al menos siete de ellos fueron anunciados, avanzados o estaban en ejecución previo a la sanción del RIGI, lo que genera críticas al considerar que las exenciones fiscales podrían haberse otorgado a iniciativas que igualmente se habrían materializado. “El RIGI otorga beneficios fiscales extraordinarios a inversiones que probablemente se hubieran realizado de todas formas”, consignó el documento.

A pesar de esta conclusión, hay quienes aseguran en la industria que muchos proyectos, sobre todo los energéticos, hubieran sido imposibles de ubicar en el país. El RIGI, tanto entre el empresariado local, como desde el punto de vista de quienes residen en el exterior y miran con atención a la Argentina, es uno de los principales motivos por los que muchas empresas decidieron apostar por el país y no por otras plazas.

De hecho, el régimen ya esta generando tensiones del otro lado de la Cordillera de los Andes. Frente al desafío de captar inversiones en la nueva era global de los minerales críticos, líderes empresariales chilenos nucleados bajo la Cámara Minera de Chile, reclamaron a la administración del presidente José Antonio Kast adoptar una estrategia de desarrollo más ágil y ambiciosa, o arriesgarse a quedar rezagados en el denominado “siglo del cobre sudamericano”.

“Milei hizo en 18 meses lo que en Chile no hemos logrado en 10 años. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones es un instrumento de política pública notable y Chile tiene que tomarlo como referencia”. La comparación expuesta en el comunicado señala la diferencia de escala: en menos de dos años, Argentina aprobó 12 proyectos con inversiones por USD 26.000 millones, mientras que Chile priorizó proyectos por USD 62 millones.

La estructura del régimen incluye incentivos como la exención de aranceles en la importación de bienes de capital, la devolución anticipada de IVA mediante Certificados de Crédito Fiscal, la posibilidad de computar el total del impuesto a los créditos y débitos bancarios, y la reducción de la alícuota sobre dividendos para no residentes. Además, los proyectos cuentan con estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria garantizada por 30 años y acceso gradual a la libre disponibilidad de divisas.

Ya son 16 los proyectos aprobados

A comienzos de la semana, el Gobierno sumó cuatro nuevas iniciativas al régimen, alcanzando los 16 proyectos aprobados por casi USD 30.000 millones, según informó Luis Caputo, ministro de economía, en su cuenta de X. Caputo precisó que existen “otros 20 en evaluación”.

Entre los recientes aprobados destaca el yacimiento de cobre de Minera San Jorge, la ampliación de Caucharí Olaroz para el litio y la expansión del gasoducto Perito Moreno —con una inversión de USD 550 millones a cargo de Transportadora de Gas del Sur (TGS)—, cuya obra añadirá 12 millones de metros cúbicos diarios de gas al sistema de Buenos Aires en 2027 y generará 7.535 empleos durante la construcción.

En paralelo, la minera canadiense AbraSilver obtuvo el visto bueno para desarrollar el proyecto Diablillos, con una inversión inicial de USD 481 millones —ampliable hasta USD 764 millones— en una mina de oro y plata emplazada entre Salta y Catamarca, que proyecta 2.013 puestos de trabajo y USD 417 millones en potencial exportador, según los datos del ministerio.

La producción de petróleo en la Argentina se acerca a un récord histórico y arrastra consigo una demanda laboral de escala inédita. Vaca Muerta, la formación de hidrocarburos no convencionales de la Cuenca Neuquina, genera ya el 70% del crudo y el gas del país, concentra inversiones que en 2026 podrían superar los USD 12.000 millones.

Esta estructura proyecta una necesidad de unos 40.000 puestos de trabajo netos en los próximos cuatro años, según estimó Horacio Marín, presidente de YPF, durante una charla en la Feria del Libro. La pregunta que se instala en la región no es si habrá trabajo, sino si habrá trabajadores para cubrir la demanda.

Los números respaldan la urgencia. Según un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR), la producción de crudo podría alcanzar este año 54,5 millones de metros cúbicos, un 16% más que en 2025 y 11% por encima del pico histórico de 1998. El promedio diario de producción ya rozó 900.000 barriles en enero de 2026, con proyecciones que apuntan al superar esa cifra antes de fin de año. Hace apenas una década, el número era prácticamente la mitad.

El avance del petróleo no convencional explica esa transformación. En 2015, representaba menos del 5% de la producción nacional; hoy ronda el 70%. La producción convencional, mientras tanto, cayó 41% respecto a 2016. El resultado neto es que la Argentina no solo recuperara terreno, sino que se posicionara como uno de los actores energéticos más relevantes de la región.

Estos cuatro años vamos a demandar alrededor de 40.000 puestos de trabajo y creo que nos quedamos cortos (Marín)

En 2025, el país revirtió su histórico déficit de divisas en la balanza comercial energética, cerró con un superávit récord de USD 7.815 millones, según datos de la Secretaría de Energía.

Marín describió la dimensión del proceso con precisión: “Estos cuatro años vamos a demandar alrededor de 40.000 puestos de trabajo y creo que nos quedamos cortos”. El ejecutivo enumeró los proyectos en marcha -la etapa final del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), una planta de GNL, el gasoducto de SESA y el mayor poliducto de la historia de YPF- y anticipó que la magnitud de la obra podría requerir trabajadores de países limítrofes.

Demanda de empleo y oferta salarial

La demanda laboral no se concentra solo en los grandes proyectos de infraestructura. En las ciudades del interior productivo -Rincón de los Sauces, Plaza Huincul, Cutral Co y Añelo-, la actividad diaria genera una necesidad constante de perfiles técnicos y operativos. Los roles más buscados incluyen ingenieros de perforación y reservorio, operadores de fractura (fracking), técnicos en mantenimiento mecánico, eléctrico y electromecánico, soldadores certificados, especialistas en seguridad, higiene y medio ambiente (HSE), instrumentistas y personal de obra e infraestructura.

Los salarios reflejan esa presión. Según datos de ManpowerGroup, los técnicos sin diagrama perciben entre $2.900.000 y $4.200.000 mensuales netos, mientras que los operadores con diagrama llegan a $7.000.000. Los perfiles de ingeniería y especialistas pueden alcanzar $14.000.000 mensuales, y los mandos medios con diagrama se ubican entre 7 y 11 millones de pesos.

La consultora Michael Page, que elaboró su Guía Salarial 2026 con datos de más de 1.900 empresas y profesionales, detectó rangos similares: los gerentes de planta en grandes compañías cobran entre 11 y 14 millones de pesos brutos más bonos de hasta cinco salarios anuales, y los gerentes de ventas B2B se encuentran entre los mejor remunerados del sector.

Las empresas siguen enfocadas en la compensación monetaria, pero el talento valora cada vez más el crecimiento profesional y la personalización de los beneficios (Parker)

“Las empresas siguen enfocadas en la compensación monetaria, pero el talento valora cada vez más el crecimiento profesional y la personalización de los beneficios”, señaló Álvaro Parker, Managing Director de PageGroup para Argentina, Chile y Perú.

Según la consultora, el 94% de los candidatos exige propuestas que incluyan beneficios en salud, modalidad de trabajo y bonos personalizados, pero el 71% de las empresas ofrece paquetes estandarizados. A eso se suma la dolarización parcial de paquetes para posiciones críticas, una práctica que crece en el sector.

El problema estructural persiste: el 64% de los empleadores en Argentina reporta dificultades para cubrir posiciones, y el sector energético figura entre los más afectados, de acuerdo con ManpowerGroup. Para compensar ese déficit, las compañías recurren a relocalización, capacitación acelerada y esquemas rotativos más flexibles.

El desafío de Neuquén y la respuesta educativa

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, fue directo sobre las prioridades de la provincia. “En Neuquén no sobra trabajo. Hemos planificado de qué manera vamos a crecer a medida que se vayan generando nuevos puestos de trabajo. Mi deber es darle oportunidad primero a los neuquinos", dijo en su paso por la Feria del Libro.

Solo en 2025, la provincia sumó 21.000 habitantes de otras zonas, lo que obligó a inaugurar 160 aulas. Figueroa reconoció que, durante años, las empresas llegaban con personal de otras provincias porque no había capital formado localmente. “Nuestra gente tiene que tomar ese espacio”, subrayó.

También destacó una asimetría fiscal que condiciona la inversión provincial: de la ganancia total generada en Neuquén, el 42% va al Estado nacional y apenas el 1,2% retorna a la provincia vía coparticipación federal de impuestos.

Instituto Vaca Muerta: capacitación gratuita y cupos abiertos

La formación técnica es la respuesta que el sector construyó de manera colectiva. El Instituto Vaca Muerta (IVM) nació como una iniciativa de YPF y se consolidó como una alianza de 14 compañías -entre ellas Vista Energy, PAE, Pluspetrol, Tecpetrol, Pampa Energía, Shell, Chevron y TotalEnergies- con sede en el Polo Científico Tecnológico de Neuquén. El objetivo: estandarizar las competencias técnicas y de seguridad que demanda el desarrollo no convencional hacia 2030.

Horacio Marín precisó que este año YPF planea certificar la capacitación de 2.500 trabajadores, cifra que subirá a 3.000 anuales desde 2027, con una meta de 15.000 técnicos calificados formados en el IVM. En la primera convocatoria del instituto se registraron 17.000 interesados.

Cómo inscribirse a los cursos gratuitos del IVM

En su página web, el IVM tiene abierta una convocatoria con inscripción gratuita y fecha límite el 20 de mayo. Los cursos disponibles para operadores son de: fractura, instrumentación; mantenimiento eléctrico; mantenimiento mecánico; perforación; plantas de tratamiento de agua y crudo; plantas de tratamiento de gas; y producción.

La mayoría de los cursos tiene una duración de 340 horas, con modalidad presencial y continua, y evaluaciones parciales individuales y grupales

La mayoría tiene una duración de 340 horas. La modalidad es presencial y continua, con evaluaciones parciales individuales y grupales, y una integración final individual.

Para obtener la certificación, cada módulo exige un mínimo del 70% de asistencia y una nota de al menos 6 sobre 10. Existe la posibilidad de recuperatorio para quienes no aprueben o falten con justificación. Al completar todos los módulos, el egresado recibe una certificación final que acredita las horas cursadas y las competencias alcanzadas.

La decisión de YPF de aumentar 1% el precio de los combustibles en mayo –lo que consolida todo el mercado por sobre $2.000 el litro– y prorrogar por otros 45 días el buffer de precios iniciado el 1 de abril para amortiguar el impacto local de la suba del precio del petróleo en el mercado internacional debido a la guerra en Medio Oriente, parece una buena noticia para los consumidores.

“En un contexto de petróleo internacional más caro, presión cambiaria latente, impuestos parcialmente postergados y una economía sensible a cualquier movimiento de precios, evitar un salto brusco en surtidores luce razonable, pero detrás de esa moderación hay una realidad menos cómoda: el precio de la nafta no está equilibrado; está administrado. YPF no está diciendo que desapareció la presión de costos, sino que eligió no trasladarla de inmediato”, dijo a Infobae Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Universidad Austral.

Añadió Carnicer: “El amortiguador cumple una función macroeconómica y política: reducir el impacto inflacionario inmediato. En Argentina, el gasoil mueve camiones, agro, colectivos, logística, minería e industria y la nafta impacta en consumo urbano y expectativas. Un aumento fuerte se filtra rápido a alimentos, fletes, tarifas privadas, servicios y negociaciones salariales”.

El precio de la nafta no está equilibrado; está administrado. YPF no está diciendo que desapareció la presión de costos, sino que eligió no trasladarla de inmediato (Carnicer)

El experto agregó: “YPF está ayudando a ordenar el frente nominal. Pero la energía tiene una lógica económica difícil de esquivar. Si el Brent (tipo de petróleo crudo cuyo precio es de referencia en la Argentina) sube, si los refinados internacionales se encarecen y la paridad de importación queda por encima del precio doméstico, alguien paga la diferencia. Puede pagarla el consumidor hoy, puede absorberla la petrolera por un tiempo, puede resignarla el Estado vía impuestos postergados o convertirse en un ajuste pendiente. Lo que no puede hacerse es eliminarla por decreto”.

Carnicer considera que Argentina está ante un “equilibrio transitorio”: el surtidor sube poco, pero detrás hay tres presiones: el crudo internacional, la paridad de importación de refinados y los impuestos diferidos.

Estrategias y medidas en otros países

Argentina no es el único país que buscó amortiguar el efecto del aumento de la cotización mundial del petróleo en el mercado. La consultora Economía y Energía, encabezada por Nicolás Arceo, ex director de administración de YPF, enumeró varios ejemplos:

• Brasil dispuso una suba temporal en las retenciones a las exportaciones de crudo y una alícuota del 50% sobre las exportaciones de gasoil, además de reducir impuestos sobre la importación y comercialización de ese combustible.
• Uruguay, el gobierno moderó el pass-through vía un ajuste bimensual con tope de 7%, por debajo del incremento implícito en la paridad de importación.
• Chile aplicó el “Mecanismo de Estabilización de Precios de los Combustibles (Mepco)”, para amortiguar el traslado de volatilidad mediante ajustes en el impuesto específico a los combustibles líquidos, incluyendo usos de transporte y calefacción residencial.
• Estados Unidos liberó 172 millones de barriles de crudo de su “Reserva Estratégica de Petróleo”, flexibilizó regulaciones ambientales y suspendió por 60 días la Jones Act, que establece que el transporte de mercancías entre puertos del país debe realizarse en buques construidos y operados en Estados Unidos, para permitir que buques con bandera extranjera transporten mercancías entre puertos estadounidenses y reducir costos logísticos.

Perspectivas y riesgos a futuro

Daniel Montamat, ex presidente de YPF y ex secretario de Energía, hoy al frente de la consultora Montamat & Asociados, dijo a Infobae que el precio local de los combustibles está hoy alineado con un precio internacional de USD 92/93 dólares el barril, muy por debajo de los USD 105 a que cotiza el Brent. Sigue rigiendo el sistema de “cuenta compensadora” por el que las refinadoras reciben crudo más barato, pero van acumulando deuda con las productoras, en la expectativa de que cuando el precio internacional del crudo se sitúe otra vez por debajo de los USD 92/93 el barril el signo de los saldos diarios se revierta y el acumulado de la cuenta entre productoras y refinadoras converja a cero.

El precio local de los combustibles está hoy alineado con un precio internacional de USD 92/93 dólares el barril, muy por debajo de los USD 105 a que cotiza el Brent (Montamat)

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, explicó a los inversores que se trata de un acuerdo voluntario, debido a una cuestión geopolítica externa, a la espera de que en 45 días se termine el conflicto y se pueda compensar el saldo con las refinadoras no integradas, como Raizen (marca Shell) y Trafigura (Puma).

Por otra parte, Daniel Montamat dijo: “El Estado no puede retrasar mucho más los impuestos, ya tiene un rezago de varios trimestres”.

El contexto internacional

Desde el inicio de la guerra se calcula que se dejaron de producir unos 2.000 millones de barriles y en el status actual cada día se pierden otros 14 millones de barriles, 14% de la oferta mundial.

Las previsiones iniciales eran que terminado el conflicto los precios bajarían a niveles de pre-guerra, a una franja en torno de 80 dólares el barril. Pero ya nadie está seguro de que el conflicto termine pronto o que el tránsito por el estrecho de Ormuz –por donde circula entre 20% y 25% del comercio mundial de petróleo– se normalice, y tampoco es seguro que si termina la guerra y el tránsito por Ormuz se normaliza las cosas vuelvan a ser como antes del conflicto.

Más que preverse una baja futura se teme una suba inminente. De hecho, el semanario británico The Economist destacó en un editorial que los precios actuales son extrañamente bajos dada la situación y el riesgo es que en el futuro próximo aumenten vertiginosamente.

Hasta ahora eso no pasó porque las Américas (principalmente Estados unidos, pero también Canadá, Brasil, Venezuela) aumentaron fuertemente sus exportaciones y porque China redujo sus compras mientras consume su reserva estratégica de 1.200 millones de barriles.

El informe que difundió el miércoles la Agencia Internacional de Energía explica que la situación no puede mantenerse mucho tiempo más, incluso si termina la guerra.

Un temor concreto es que, si a fin de mes en Estados Unidos el precio de la nafta no cede o sigue aumentando, el gobierno de Donald Trump, que en noviembre afronta una prueba legislativa, limite la exportación, lo que dispararía los precios internacionales. Un dato que abona esa posibilidad es que en abril la inflación anual fue del 3,8%, casi el doble de la meta del 2% anual de la Fed, impulsada por el aumento de las naftas y la energía.

Daniel Montamat, sin embargo, desecha las lecturas catastrofistas. “Si el tránsito por Ormuz se normaliza, el petróleo va a ir a USD 80 el barril. Puede demorarse un poco la operatividad, pero será así”, dijo a Infobae.

Si el tránsito por Ormuz se normaliza, el petróleo va a ir a USD 80 el barril (Montamat)

El experto hizo una enumeración histórica. Mientras en 1973 (Guerra de Yom Kipur) el petróleo subió 300%, en 1979 (Revolución iraní) 200% y en 1991 (invasión de Irak a Kuwait y primera Guerra del Golfo) 176%, en el conflicto actual, que generó una pérdida de entre 12 y 15% de la oferta mundial de crudo, el aumento fue mucho más limitado: entre 50% y 60%. La gran diferencia, dijo, se debe a que en las crisis anteriores Estados Unidos era importador neto, y ahora –gracias a la revolución del shale– es un exportador.

El impacto actual se sintió en especial en dos refinados: nafta de aviación y gasoil. Carnicer señaló que en el gasoil premium, muy utilizado en el campo, el acuerdo actual encubre una diferencia cercana a los $350 por litro. “El buffer no es gratis, muestra que el desalineamiento no es marginal en algunos productos”, subrayó Montamat.

El lado positivo para Argentina, dijo Montamat, es que con los actuales precios disfrutará este año de un superávit energético cercano o levemente superior a los USD 15.000 millones. El otro lado es mantener el “amortiguador” del precio de los combustibles sobre la inflación a la espera de que más temprano que tarde la situación mundial se normalice.

En cambio, concluyó Carnicer: “Si el petróleo permanece alto y el ajuste impositivo de junio se aplica, habrá nuevos aumentos. Quizá no como shock, pero sí como goteo. El precio de la nafta no está congelado; está contenido. Y cuando un precio está contenido, la pregunta no es si existe presión, sino cuándo y cuánto se liberará. Si las variables externas no aflojan, el precio actual será apenas una pausa”.

Un proyecto de USD 25.000 millones a desembolsar en 15 años, más de mil pozos a perforar y una producción destinada íntegramente al mercado externo. Eso es, en términos generales, LLL Oil, la iniciativa que YPF presentó este jueves ante el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y que la compañía define como el programa de exportación de petróleo más importante de la historia argentina.

El presidente de la petrolera estatal, Horacio Marín, fue el primero en difundir la novedad a través de su cuenta en X. En la publicación, anticipó que el proyecto tendrá un impacto que va más allá de la inversión inicial: “En toda la vida del proyecto va a generar más USD 100.000 millones en exportaciones”, escribió.

“Esto es mucho más que una inversión. Es el inicio de una nueva etapa. Todo lo que hicimos hasta ahora no tiene comparación con lo que viene en los próximos dos años”, agregó.

Qué es LLL Oil y cómo funciona

LLL Oil es un proyecto desarrollado por YPF que apunta al desarrollo integrado de áreas geográficamente contiguas dentro de la formación de Vaca Muerta. La lógica detrás de su diseño es la de aprovechar economías de escala: las distintas zonas que lo conforman compartirán instalaciones de superficie, equipos de perforación, sets de fractura y toda la logística vinculada al suministro de arena y agua.

Ese esquema de recursos compartidos es, según la empresa, lo que permite proyectar niveles de eficiencia y competitividad a escala internacional. En términos operativos, el plan contempla la perforación de 1.152 pozos a lo largo de los próximos 15 años, con una inversión total estimada en USD 25.000 millones. Se trata, hasta la fecha, de la solicitud de mayor envergadura presentada bajo el RIGI.

La producción: petróleo para afuera, gas para adentro

Uno de los rasgos que distingue a LLL Oil de otros proyectos es la separación que establece entre los destinos de sus dos productos principales. El crudo que se extraiga tendrá como destino exclusivo el mercado de exportación: el ciento por ciento de la producción de petróleo será evacuada a través de Vaca Muerta Oil Sur (Vmos), el consorcio que integran YPF junto a Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Shell.

Ese esquema de transporte incluye un oleoducto con capacidad para mover hasta 550.000 barriles por día, con posibilidad de escalar hasta 700.000 barriles diarios. La inversión prevista para esa infraestructura asciende a USD 3.000 millones.

El gas, en cambio, tendrá otro recorrido. El proyecto prevé una producción de aproximadamente 10 millones de metros cúbicos diarios de ese combustible, que se destinarán al abastecimiento del mercado local argentino.

Las metas para 2032

El horizonte temporal central del proyecto es 2032. Para ese año, YPF proyecta que LLL Oil habrá alcanzado su nivel de producción sostenida —lo que en la industria se denomina plateau— de 240.000 barriles diarios de petróleo. En paralelo, se estima que las exportaciones generadas por el proyecto rondarán los USD 6.000 millones anuales.

En materia de empleo, la compañía calcula que durante el desarrollo de la iniciativa se crearán aproximadamente 6.000 puestos de trabajo directos.

El RIGI como marco legal

Para que un proyecto de estas dimensiones resulte viable, YPF recurrió al RIGI, el régimen de incentivos que el Gobierno nacional habilitó para atraer inversiones de gran escala. La compañía describió ese marco legal como “un catalizador clave” para hacer posible una iniciativa de esta magnitud.

Cabe recordar, que la adhesión al RIGI otorga a los proyectos beneficios impositivos, aduaneros y cambiarios durante un período extendido, con el objetivo de brindar previsibilidad a inversores que comprometenen capital a largo plazo. En el caso de LLL Oil, esa previsibilidad resulta central dado que el horizonte de inversión se extiende por década y media.

Otro megaproyecto en marcha

LLL Oil no es la única apuesta de gran escala que tiene YPF en desarrollo. A comienzos de 2026, la petrolera estatal formalizó un acuerdo con la italiana ENI y la árabe XRG para avanzar con Argentina GNL, un proyecto orientado a la producción y exportación de gas natural licuado.

Esa iniciativa contempla la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción con una capacidad conjunta de 12 millones de toneladas por año. La inversión total proyectada asciende a USD 30.000 millones: USD 20.000 millones destinados a infraestructura y otros USD 10.000 millones al desarrollo de pozos. La decisión final de inversión está prevista para la segunda mitad de 2026, y las exportaciones comenzarían cuatro años después de esa definición.

En cuanto al empleo, la fase inicial de Argentina GNL generaría cerca de 40.000 puestos de trabajo, con posibilidad de llegar a 50.000 si el consorcio decide ampliar la capacidad instalada hasta los 18 millones de toneladas anuales. El financiamiento del proyecto, por su parte, podría situarse entre USD 15.000 y USD 17.000 millones, de acuerdo con declaraciones del propio Marín.

Con LLL Oil y Argentina GNL en simultáneo, YPF avanza en la construcción de lo que sus propias autoridades describen como un "nuevo perfil exportador para el país", con Vaca Muerta como eje central de esa transformación.

La petrolera YPF presentó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar con LLL Oil, uno de los proyectos de exportación de petróleo más relevantes en la historia argentina. Según la compañía, la inversión estimada asciende a USD 25.000 millones en los próximos 15 años, y representa la mayor iniciativa presentada bajo el programa RIGI hasta el momento.

La empresa informó que LLL Oil prevé la perforación de 1.152 pozos, con la expectativa de alcanzar un plateau de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032. De acuerdo a la presentación, la totalidad del petróleo extraído será destinado al mercado externo: “La producción de crudo estará destinada 100% al mercado de exportación y será evacuada a través de VMOS”, aseguró la compañía.

VMOS está conformada por la propia YPF junto a Pan American Energy (PAE), Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Shell. El plan de Vaca Muerta Sur cuenta con una inversión inicial de USD 3.000 millones e incluye un oleoducto para transportar hasta 550.000 barriles por día, con la posibilidad de incrementar esta capacidad a 700.000 barriles diarios en función del aumento de producción.

En tanto, el nuevo proyecto de YPF contempla, además, la generación de aproximadamente 10 millones de metros cúbicos diarios de gas, que se utilizarán para abastecer el mercado argentino.

De acuerdo con YPF, se estima que LLL Oil permitirá generar exportaciones por alrededor de USD 6.000 millones anuales hacia 2032 y crear unos 6.000 puestos de trabajo directos durante su desarrollo. “LLL Oil es un proyecto único por su escala, integración y potencial exportador”, especificó la firma.

La iniciativa apunta al desarrollo integrado del potencial productivo en áreas contiguas de Vaca Muerta, apostando a sinergias operativas y económicas para alcanzar niveles de eficiencia y competitividad internacionales.

Las áreas involucradas compartirán instalaciones de superficie, equipos de perforación, sets de fractura y la logística asociada al suministro de arena y agua. “Este esquema permitirá maximizar el desarrollo del recurso y acelerar la generación de valor para el país”, señaló la compañía.

Para YPF, el RIGI constituye “un catalizador clave para hacer posible una iniciativa de esta magnitud y potenciar el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta, consolidando un nuevo horizonte de inversiones, exportaciones y crecimiento para la Argentina”.

El presidente de la compañía energética, Horacio Marín, apeló a sus redes sociales para confirmar el pedido de ingreso al RIGI y destacar que “en toda la vida del proyecto va a generar más USD 100.000 millones en exportaciones”.

“Hoy presentamos la adhesión al RIGI para el proyecto LLL Oil: una inversión de USD 25.000 millones para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta. Se trata del programa de exportación de petróleo más importante de la Argentina y el mayor presentado bajo el RIGI. Pero esto es mucho más que una inversión. Es el inicio de una nueva etapa. Todo lo que hicimos hasta ahora no tiene comparación con lo que viene en los próximos dos años”, detalló Marín a través de una publicación en su cuenta oficial de X.

El otro “megaproyecto” de YPF

Cabe destacar que YPF selló a comienzos de 2026 un acuerdo con la italiana ENI y la gigante árabe XRG para avanzar con el megaproyecto Argentina GNL. La iniciativa prevé destinar USD 20.000 millones de dólares a obras de infraestructura y otros USD 10.000 millones al desarrollo de pozos petroleros, además de generar hasta cincuenta mil empleos en el pico de actividad.

La suscripción del Joint Development Agreement (JDA) formalizó el compromiso para avanzar con el proyecto Argentina LNG, orientado a la producción y exportación de gas natural licuado. Esta asociación contempla la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) con una capacidad conjunta de doce millones de toneladas por año.

El cálculo de inversión para la infraestructura alcanza los USD 20.000 millones, mientras que el desarrollo de los pozos petroleros demandará USD 10.000 millones adicionales. Dentro de este esquema, la estrategia de financiamiento ocupa un espacio prioritario para el consorcio. Los acuerdos con entidades bancarias internacionales y la organización del financiamiento serán clave para viabilizar el proyecto, con la previsión de tomar la decisión final de inversión en la segunda mitad de 2026, según informó la empresa. El financiamiento podría situarse entre USD 15.000 y USD 17.000 millones, de acuerdo con declaraciones del CEO de la petrolera argentina.

Las exportaciones se iniciarían cuatro años después de concretarse la decisión final de inversión. El gas natural licuado se cargará en buques metaneros, destinados principalmente a abastecer mercados de Europa y Asia.

La creación de empleo representa un aspecto central del proyecto. Según Marín, la fase inicial permitirá generar cerca de 40.000 puestos de trabajo, cifra que podría aumentar hasta 50.000 empleos si el consorcio decide ampliar la capacidad instalada a dieciocho millones de toneladas anuales.

La inflación en abril fue de 2,6% según el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), un dato que implicó una desaceleración de 0,8 puntos porcentuales respecto al 3,4% de marzo. De esta manera, el indicador cortó la tendencia alcista que exhibía desde hace 10 meses.

El nuevo registro del Índice de Precios al Consumidor (IPC) implicó una variación interanual del 32,4% y y ubicó el acumulado del año en 12,3 por ciento. El dato estuvo en línea con las proyecciones que tenían en el equipo económico y en las consultoras privadas que lo ubican entre 2,4% y 2,8 por ciento.

En el desglose por categorías, los precios Regulados registraron la mayor suba, con un 4,7%, impulsados por los ajustes en transporte y electricidad. A continuación se ubicó el IPC núcleo, que subió 2,3%, principalmente por incrementos en alquileres, servicios asociados a la vivienda y gastos en restaurantes y comidas fuera del hogar.

Según informó el Indec, los precios Estacionales no mostraron variación, ya que los aumentos asociados a la indumentaria por cambio de temporada se vieron equilibrados por bajas en los valores de turismo y frutas.

Transporte encabezó los aumentos del mes con una suba de 4,4%, impulsada por el alza en combustibles. Educación ocupó el segundo lugar, con un incremento de 4,2%. Alimentos y bebidas no alcohólicas (1,5%) y Recreación y cultura (1,0%) presentaron las menores variaciones a nivel nacional en abril de 2026.

Por regiones, Alimentos y bebidas no alcohólicas tuvo mayor impacto en Noreste, Noroeste y Pampeana, mientras que en GBA la mayor incidencia correspondió a Vivienda, agua, electricidad, gas y otros combustibles, debido a subas en alquileres y tarifas eléctricas.

A través de su cuenta oficial de X, el ministro de Economía, Luis Caputo, destacó que la inflación de abril fue “la más baja en cinco meses”. "La variación en el nivel general fue la menor desde noviembre del año pasado, en tanto la inflación núcleo fue la menor desde octubre. Si se excluye 2020, fuertemente influido por el incremento transitorio en la demanda de dinero durante la pandemia, la suba en el nivel general fue la menor para un mes de abril de toda la serie histórica que comienza en 2017″, agregó el titular del Palacio de Hacienda.

Cómo sigue la inflación

En la primera semana de mayo, los relevamientos de consultoras marcaron que el rubro Alimentos y bebidas casi no presento variaciones de precios. Según EconViews tuvo deflación de 0,1% mientras que para LCG no mostró incremento y para Analytica fue de apenas el 0,3 por ciento. Lo que es un señal sumamente positiva para el equipo económico ya que en algunos casos permitió cortar la tendencia de aumentos que venía hace semanas.

Por su parte, el último reporte de EcoGo indicó que “con todas las categorías relevadas la inflación general se proyecta en torno al 2,2% mensual“, aunque aclararon que el dato es todavía preliminar y está sujeto a modificaciones.

“El mes inicia con un piso inflacionario condicionado por el fuerte incremento en el sector transporte. En CABA el aumento se sitúa en un 5,4%, en AMBA la subida escala hasta el 11,6%. A este esquema se suma, a partir de la tercera semana del mes, los ajustes programados para los colectivos nacionales (2%) y los trenes (18%)”, sumaron.

Y concluyeron: “En sintonía con estas subas, se prevé que el precio de los combustibles aumente en torno al 7% tras haber transitado un periodo de 45 días de congelamiento. Este ajuste se complementa con las actualizaciones automáticas en rubros como las prepagas, los alquileres y los servicios de telecomunicaciones, los cuales aplican este mes los índices de indexación correspondientes a la inflación registrada en marzo”.

Los datos del relevamiento de la firma de la consultora C&T para lo que va de mayo muestran una moderación. “El fin del pico estacional de educación e indumentaria juega un rol importante. La moderación de alimentos y bebidas es otro factor. El ‘Hot Sale’ colabora en el igual sentido, al igual que el ajuste acotado a los combustibles. Con esta información, la inflación del mes podría ubicarse en torno al 2,2%”, estimaron.

En el último Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM) del Banco Central de la República Argentina (BCRA), la mediana de las respuestas arrojo que la inflación de mayo se ubicaría en 2,3 por ciento.

En las últimas horas, YPF oficializó la decisión aumentar un 1% los combustibles a partir del 14 mayo y de extender por 45 días más el sistema de “amortiguador” de precios. Se trata de una medida clave que regulará el impacto de la suba de los fluidos sobre el IPC del mes corriente.

A esa medida se deben sumar las nuevas bonificaciones y topes en las boletas de servicios públicos. Se corrigió el cronograma de ajustes en las tarifas de Aguas y Saneamientos Argentinos (AySA), de aumentos máximos de 4% mensual se bajo a 3% desde mayo hasta agosto, lo que implicará una menor presión sobre los bolsillo de los argentinos. A la vez, se otorgó una bonificación extra del 25% en la boleta de gas y del 10,5% en la de electricidad.

Según fuentes del sector consultadas por Infobae, la estrategia busca que el gasto mensual de los hogares no registre un salto relevante, considerando que el invierno suele generar picos en el consumo tanto de gas como de electricidad.

El aumento del 1% en el precio de los combustibles dispuesto por YPF al cierre de la jornada del miércoles será replicado por el resto de las petroleras del país. El objetivo es estabilizar el valor de la nafta durante los próximos 45 días, por lo que la medida combina un ajuste mínimo inmediato con el mantenimiento del denominado “buffer” de precios, una política que busca evitar el traslado de los sobresaltos del barril internacional del petróleo al surtidor argentino.

De esta manera, a partir de este jueves, las otras compañías del sector —Shell, Puma Energy y Axion Energy— confirmaron que replicarán la decisión de la petrolera de mayoría estatal, manteniendo el esquema de amortiguador de precios hasta mediados de julio. Dado que YPF representa el 55% del despacho de combustibles en el mercado interno, esta posición dominante la convierte en referente inevitable para el resto de los actores: cualquier movimiento en sus precios suele ser replicado de inmediato por las demás empresas, que adoptan una política de seguimiento para evitar desventajas competitivas.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, detalló la mecánica de la medida a través de su cuenta oficial en X: “A partir del jueves 14 de mayo, YPF ajustará el precio de los combustibles en un 1% tras un análisis detallado de las condiciones del mercado y las variables de oferta y demanda. De igual manera, continuaremos aplicando el sistema de buffer de precios por hasta 45 días adicionales, con el propósito de no trasladar sobresaltos en el surtidor”.

Marín insistió en que durante este período, la compañía absorberá las posibles “fluctuaciones bruscas en el precio internacional del petróleo (Brent)”, comprometiéndose a mantener las demás variables del precio sin restricción, como ya había ocurrido en ciclos previos del esquema amortiguador.

El precio de la nafta acumula un atraso de hasta 16,5%

En términos comparativos, desde el inicio de la guerra entre Estados Unidos, Israel e Irán, la suba acumulada en los surtidores argentinos es cercana al 25%, mientras que el valor del crudo se apreció más de un 50%. Sin embargo, diversos consultores del rubro indicaron a Infobae que el precio de los combustibles presenta un atraso de “entre un 15 y un 16,5%” respecto de las referencias internacionales, producto de la política de amortiguación adoptada desde abril.

El esquema, impulsado por YPF y replicado por el resto de las empresas, 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 120 en los picos y ronda actualmente los USD 105,23 al momento de publicación de esta nota.

Esta diferencia se registra en cuentas compensadoras que las refinadoras deberán saldar cuando el precio internacional del crudo Brent regrese a rangos inferiores. Pese a la eventual resolución del conflicto geopolítico, desde el sector energético consideran improbable que el petróleo retorne al entorno de USD 60 por barril, previendo en cambio un precio internacional sostenido en torno a USD 90.

Durante el período de vigencia del “buffer”, Marin explicó que YPF administrará una cuenta compensadora destinada a recuperar, una vez concluido el ciclo de congelamiento, el ingreso diferido originado por no haber trasladado al instante el impacto de las variaciones internacionales.

Respecto a la duración de esta cuenta compensadora, Santiago Capdevila, consultor de Empiria especializado en energía, dijo a este medio que “no hay garantía de que el petróleo internacional vuelva rápido a los niveles previos”. Resaltó, además, que “hay que sumarle también el tipo de cambio. Si hacia fin de año vuelve a aparecer presión cambiaria, también puede ponerle un piso a los precios y hacer más difícil que haya bajas importantes en combustibles”.

Amortiguador de precios y micropricing

El mecanismo adoptado por YPF incluye también la aplicación del sistema de micropricing: una herramienta que permite ajustar el valor final al consumidor según horarios, corredores y regiones, optimizando los retornos de acuerdo con la dinámica entre oferta y demanda. Así, los precios pueden variar en algunas franjas horarias o zonas geográficas, aunque el ajuste global siga el esquema establecido.

En la estructura del precio de la nafta y el gasoil en Argentina, el costo del crudo incide sobre el 40% del valor final al público, mientras que el 60% restante proviene de impuestos, refinación, logística, biocombustibles y márgenes comerciales. Factores como la actualización de impuestos nacionales —Combustibles Líquidos y Dióxido de Carbono— y la cotización del dólar oficial también impactan de manera directa en los precios locales.

El conflicto en Medio Oriente generó obstáculos para el tránsito por el estrecho de Ormuz, vía por donde pasa cerca del 20% del crudo y gas globales. Las restricciones en los puertos iraníes y la falta de acuerdos entre partes elevaron y sostuvieron —más allá de lo previsto— la tendencia alcista del precio del petróleo, contexto que motivó la repetición del esquema de amortiguación en Argentina.

La decisión tiene un impacto directo en los sectores vinculados al consumo masivo de combustibles, como el transporte y la logística, que dependen del precio del gasoil para calcular sus costos operativos.

Si bien la aplicación del “amortiguador” en abril obedeció a la caída del consumo de combustibles en el interior del país, en un contexto de precios en alza internacional y contracción del mercado interno, ahora, con la nueva extensión del buffer, el sector energético queda a la expectativa de la evolución del conflicto en Medio Oriente y de las eventuales correcciones de precios que deban implementarse cuando la situación internacional se estabilice.

En medio de la volatilidad del barril del petróleo por el conflicto de Medio Oriente, el presidente de YPF, Horacio Marín, anunció que la petrolera incrementará 1% los precios de los combustibles este jueves para luego mantenerlos estabilizados por otros 45 días con el objetivo de reducir el impacto directo en los surtidores.

“A partir del jueves 14 de mayo, YPF ajustará el precio de los combustibles en un 1% tras un análisis detallado de las condiciones del mercado y las variables de oferta y demanda. De igual manera, continuaremos aplicando el sistema de buffer de precios por hasta 45 días adicionales, con el propósito de no trasladar sobresaltos en el surtidor”, indicó Marín.

El directivo explicó que durante el mencionado periodo, la compañía no trasladará a los consumidores el impacto de “fluctuaciones bruscas en el precio internacional del petróleo (Brent), manteniendo sin restricciones las demás variables que componen el precio, tal como se ha hecho en el periodo anterior”.

A propósito de cómo será la evolución de los valores en las próximas semanas, el titular de la firma energética remarcó que “mediante el sistema buffer de precios, se estableció la creación de una cuenta compensadora que, al finalizar el periodo estipulado y una vez concluido el conflicto en Oriente Medio, en YPF mantendremos constantes los precios de los combustibles para recuperar, durante el tiempo necesario, el ingreso diferido originado por no haber incorporado el impacto de las variaciones en el Brent durante este tiempo”.

Desde la petrolera también aclararon que se mantendrá la implementación del sistema de micropricing, que posibilita optimizar los retornos a partir de la dinámica entre oferta y demanda, definiendo precios distintos según horarios, corredores y regiones.

El buffer de precios, también llamado “amortiguador”, se aplicó por primera vez a partir del miércoles 1° de abril frente la contracción del consumo de combustibles que tuvo lugar, sobre todo, en el interior del país. Finalizado el nuevo plazo, la compañía evaluará de qué manera incorporar los incrementos al precio en caso de que ocurran en un escenario de guerra y volatilidad en los mercados energéticos internacionales.

Cabe destacar que el valor de la nafta y el gasoil se determina a partir de una combinación que contempla el precio internacional del barril Brent —utilizado como referencia en el país y hoy en USD 105—, los procesos de refinación, el tipo de cambio, tributos nacionales como los impuestos a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono y gastos de logística y comercialización. El amortiguador de YPF consiste en no trasladar los incrementos del crudo. Los factores restantes pueden, eventualmente, hacer que suban los combustibles.

En efecto, la actualización de los impuestos repercute de manera directa en el costo de cargar combustible, tanto para usuarios particulares como para empresas que emplean combustibles líquidos. Aunque el alza es acotada en valores absolutos, incide en los costos de rubros como el transporte y la logística, que tienen una relación directa con el precio del gasoil.

Con una cuota de mercado que supera el 50%, la petrolera estatal suele fijar los precios más bajos en las estaciones de servicio, lo que impulsa a las demás empresas a modificar su política en base a estos movimientos.

Desde el inicio de la guerra entre Estados Unidos e Irán, la suba en los surtidores argentinos fue cercana al 25 por ciento. Las complicaciones para transitar el estrecho de Ormuz -por dónde pasa el 20% del petróleo y el gas a nivel mundial-, las restricciones en los puertos iraníes y la falta de acuerdo entre las dos naciones volvieron a ejercer presión sobre el precio del petróleo, que se mantiene elevado por un período mayor al estimado por la mayoría de los especialistas.

El Gobierno hizo mutis por el foro ayer por la tarde, después de las nuevas complicaciones que surgieron en la Justicia para el jefe de Gabinete, Manuel Adorni. En la Casa Rosada no dieron opiniones ni respuestas sobre el más reciente testimonio de un nuevo testigo en la causa, que complicó a Adorni. Tampoco sobre el hecho de que su hermano, Francisco Adorni, resultara imputado por supuesto enriquecimiento ilícito. En cambio, ratificaron que el ex vocero se mantendrá activo hoy en un acto de gestión en Mendoza con ribetes políticos electorales y que baraja brindar una tercera conferencia de prensa desde Balcarce 50, mañana.

A pesar del hartazgo que se generó incluso en las filas del propio gobierno por los más recientes hallazgos del caso, Adorni sostiene sin modificaciones la actividad que prevista para este mediodía en Las Heras para inaugurar el Parque Solar El Quemado. Y se mantienen firmes a su lado sus dos acompañantes: el ministro de Economía, Luis Caputo y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.

También, el gobernador radical, Alfredo Cornejo, anfitrión, que se comprometió a recibirlo y acompañarlo en el la visita y ayer ultimaba detalles de la bienvenida. De hecho, está previsto que hablen los cuatro, en sendos discursos. A Marín le toca el discurso inaugural. Lo seguirán el titular de Hacienda y Cornejo, en ese orden. Y Adorni, que fue respaldado con creces por Javier y Karina Milei la semana pasada, incluso en la reunión de Gabinete, estará encargado del cierre.

Ávidos por mostrar normalidad, en la administración nacional señalaron que no encuentran motivos para suspender o modificar el acto, que se transmitirá en vivo. “Es el primer proyecto del RIGI que se termina y es el parque solar más importante del país”, dijeron anoche, mientras festejaban la postergación de la sesión que intentaba impulsar la oposición en Diputados para tratar la interpelación de Adorni, hoy.

La causa judicial sobre el patrimonio de Manuel Adorni volvió a complicar al Gobierno ayer, cuando el propietario de la casa que alquiló el funcionario en el country Indio Cuá reveló que el ex vocero le pagó 21 mil dólares en efectivo. Además, el diputado bonaerense Francisco Adorni fue imputado por supuesto enriquecimiento ilícito a raíz de una denuncia presentada por Marcela Pagano, ex libertaria devenida férrea opositora al Gobierno.

Con todo, Adorni sostiene su actividad tal y como estaba prevista antes de la declaración del testigo José Luis Rodríguez en el caso que investigan el fiscal Gerardo Pollicita y el juez federal Ariel Lijo.

La visita a Mendoza es una exhibición de gestión en medio de la parálisis administrativa que atraviesa el Gobierno (entre otros motivos, por el caso Adorni). Pero también una señal política sobre la voluntad de acuerdo de La Libertad Avanza con el radicalismo local en medio de las especulaciones electorales de cara a 2027 y las intrigas sobre los planes de Karina Milei para la relación con las provincias.

“Falta un montón”, dijeron ayer, para evitar adelantar posiciones, en el oficialismo. Pero admitieron que las proyecciones de la estrategia para armar el mapa político nacional ya empezaron a diseñarse en conversaciones entre Karina Milei y los hermanos Menem. También, con Adorni, a pesar de que la causa que investiga sus gastos y esmerila la imagen del Gobierno.

En la cúpula libertaria planean esperar que pase el Mundial para empezar a definir cuáles serán los distritos en donde competirán contra los líderes locales -o sus delfines-, así como los bastiones en donde buscarán alianzas y, por último, los terruños donde evitarán las disputas. Tomarán el paréntesis de la agenda pública para analizar pros y contras de cada territorio, y piensan en septiembre como mes ideal para empezar a perfilar los diálogos.

Como en el caso de Mendoza, adelantan que en Chaco también se orientan a un acuerdo con el también radical Leandro Zdero; mientras que en CABA se presenta como “apuesta segura” un enfrentamiento con el PRO de Jorge Macri.

En Córdoba y Santa Fe es muy probable que los libertarios decidan plantarse frente al justicialista antikirchnerista Martín Yaryora, que quiere la reelección; y al radical Maximiliano Pullaro.

El año pasado Santiago Caputo había recomendado no disputar en las provincias que se daban por perdidas para evitar costos políticos, especialmente en el Congreso. Fue uno de los motivos de disputa con el ala de los Menem, que se abrazaron al liderazgo de Karina Milei para persistir en los choques electorales en la mayor parte de las provincias, una postura que, a la postre, dejó al Gobierno a merced de severas derrotas legislativas.

Hoy en Balcarce 50 algunos esperan que la poderosa Secretaria General revea aquella estrategia. Mientras, ella analiza sus próximos pasos con los propios mientras apuntala a Adorni.

El barril de petróleo volvió a pegar un fuerte salto en los últimos días, que podría trasladarse al menos parcialmente a los surtidores en la Argentina. Sin embargo, este incremento difícilmente impacte en el proceso de baja de inflación que arrancó en abril y que todo indica se prolongará en mayo.

El crudo Brent, que es el que usan de referencia las compañías como YPF, volvió a subir ayer más de 3% hasta los 107,6 dólares. De esta forma, se alejó de los niveles de USD 90 a los que había caído cuando parecía que el acuerdo entre Estados Unidos e Irán era inminente.

Las dificultades para navegar el estrecho de Ormuz, el bloqueo sobre los puertos iraníes y los problemas para llegar a un entendimiento entre ambos países le volvieron a poner presión al petróleo, que permanece alto por más tiempo que el pronosticado por la mayoría de los analistas.

En Estados Unidos esta fuerte suba en el precio de la nafta impactó muy fuerte en marzo con un incremento de 0,9% en el índice de precios minoristas de marzo. Ayer se conoció el dato de abril que arrojó un 0,6%, es decir inferior al mes anterior pero todavía muy alto. Sorprendió además que la inflación interanual ya está en niveles de 3,8%, prácticamente un punto más que antes del inicio de la guerra.

En la Argentina, la suba en los surtidores cercana al 25% impactó especialmente en la inflación de marzo, que llegó a un pico de 3,4 por ciento. La decisión de YPF de congelar los precios a principios de abril por 45 días ayudaría para que el índice del mes pasado presente una baja significativa. La inflación en la Ciudad de Buenos Aires fue de 2,5% y se espera que a nivel nacional se ubique en niveles similares.

La incógnita es qué pasará en mayo. Todo hace suponer que el proceso de desinflación continuará este mes. Es posible que a partir de los próximos días las petroleras avancen con aumentos en los surtidores, pero no serían significativos.

El economista Fernando Marull consideró que “es difícil saber cómo impacta exactamente la suba del barril en la ecuación de YPF, pero en todo caso el atraso en los precios de la nafta serían inferiores al 10%, no es significativo. Por lo tanto, aún cuando se produzca un incremento gradual no va a tener un impacto importante en el índice”.

El economista se mantiene optimista respecto a cómo se daría el proceso de desinflación y espera un nivel cercano al 2% en mayo. La menor estacionalidad del mes, la estabilidad en el precio de los alimentos registrado en la primera semana y un tipo de cambio que se mantiene muy estable serían las variables más importantes para justificar ese optimismo.

De todas formas, los analistas que participaron del último Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM) del Central son más cautos: esperan un 2,7% para el dato de abril y luego una baja a 2,3% para este mes. La inflación caería a menos de 2% recién en agosto.

En donde sí hay un consenso importante es en el dato de inflación para todo el 2026, que se mantendría levemente arriba del 30%, muy parecida a la del 2025 (31,5%).

La desaceleración inflacionaria es considerada fundamental para el Gobierno porque a partir de allí se puede esperar una recuperación del poder adquisitivo del salario, que viene cayendo en los últimos meses.

La caída de ventas en consumo masivo siguen mostrando un impacto negativo en el ingreso disponible. Aunque la situación es más compleja para los trabajadores del sector público, en los últimos meses también sufrieron los empleados del sector privado. No solo se registró una merma del salario real, sino además un aumento de los despidos especialmente en fábricas pero también en comercio.

En línea con el respaldo del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, continúa desplegando su agenda de gestión con actividades en distintos puntos del país. Este jueves viajará para participar de una actividad de YPF en la que estarán presentes el ministro de Economía, Luis Caputo, y el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, para la inauguración de El Quemado, el primer proyecto bajo el RIGI del país.

Los organizadores del evento le habían cursado la invitación al mismo Milei, pero su presencia no estaba prevista al menos hasta la publicación de este artículo. En cambio, estará presente el presidente de la compañía petrolera Horacio Marín. El Quemado, ubicado en el departamento de Las Heras, se convertirá en el parque solar más grande de la Argentina. Tuvo el impulso de YPF Luz a través de una inversión cercana a los USD 210 millones.

Adorni volverá a mostrarse con Caputo luego de la conferencia de prensa que ambos brindaron en Casa Rosada el pasado viernes. En esa oportunidad, el titular del Palacio de Hacienda marcó que los ruidos respecto de la situación mediática y judicial del jefe de la Administración Nacional no tiene un correlato en las perspectivas de los actores económicos: “Los problemas políticos o judiciales quedan en la justicia, quedan en la política y no se trasladan a la economía”.

No extraña que el jefe de Gabinete se muestre en una actividad de YPF, ya que ostenta un cargo de Director Titular Clase A, aunque sin cobrar un sueldo. En abril ya se había mostrado escoltado por la secretaria general de la Presidencia, Karina Milei, durante una visita a la base operativa de la petrolera en Neuquén.

El trasfondo político y la interna de Adorni con un diputado

Esta vez la actividad será con presencia del gobernador Cornejo, con quien los alfiles del karinismo mantienen un vínculo de fluidez política. La cercanía no es menor, si se tiene en cuenta que el caso Adorni alejó al entorno de la hermana presidencial del dirigente libertario con mayor imagen en la provincia cuyana, Luis Petri. “No fue invitado a la actividad”, confirmaron a Infobae desde la Casa Rosada.

Cornejo deberá dejar la gobernación mendocina el año próximo porque no existe la posibilidad de reelegir para un segundo mandato consecutivo. El dilema que se dirime es la manera en la que se presentará el oficialismo provincial en relación a La Libertad Avanza. El año pasado ambas fuerzas fueron aliadas con Petri a la cabeza de la boleta, consiguiendo el 54% de los votos y cuatro diputados nacionales en total.

La efectividad de esa alianza y la debilidad de la oposición mendocina hacen muy probable que una repetición de esa configuración pueda ganar la gobernación. Hasta hace algunos meses, los libertarios se cerraban en la idea de imponer el candidato para el Ejecutivo provincial sin posibilidad de una interna, pero cediendo espacios de relevancia al radicalismo. Ahora, esa jugada está en revisión de los mismos armadores nacionales de La Libertad Avanza, según confiaron fuentes inobjetables a Infobae.

Hay varios motivos que explican este viraje. El primero de todos ellos ocurrió el año pasado. Según confiaron fuentes del armado libertario, no cayó bien que Petri -de profusa carrera al interior de la estructura radical- haya negociado lugares en las listas provinciales por la UCR en la previa de su afiliación a La Libertad Avanza. Los libertarios dan como ejemplo la colocación de Griselda Petri como cabeza de lista del Segundo Distrito; aunque fuentes políticas de la provincia marcan que la hermana del exministro tiene peso propio y que no resulta un elemento de relevancia.

Luego de su victoria electoral, Petri pasó del Ministerio de Defensa a su cargo como diputado nacional. En el bloque libertario confían que todavía no se evidenció una sintonía fina del otrora dirigente radical con el entorno de Martín Menem.

Pero fue Manuel Adorni quien dio una nueva pista del alejamiento del karinismo con el diputado nacional. Entrevistado por Alejandro Fantino, cuestionó -sin nombrarla- a una periodista por haberse “horrorizado” ante uno de sus viajes al exterior. El comentario surgió en el contexto de investigaciones judiciales que indagan el origen de los fondos utilizados para esos desplazamientos. La mención fue rápidamente interpretada en redes como una referencia directa a Cristina Pérez, esposa de Petri. “La relación está heavy”, indicaron desde el karinismo.

En el entorno del diputado mendocino relativizan las versiones y afirman que Petri está enfocado en la construcción de su armado para la gobernación sin intenciones de friccionar con ninguno de los alfiles de la hermana presidencial.

Tal y como adelantó Infobae, los armadores de La Libertad Avanza no se inmolarían por proponerlo a Petri como opción para la gobernación si es que sigue la sintonía con Cornejo, a quien le reconocen que está jugando relativamente bien desde que inició la administración mileísta. ¿Puede ser el mismísimo Javier Milei un actor de veto para imponer a Petri? Sin dudas, aunque en ocasiones se ha visto que el libertario suele acatar las posiciones de su hermana.

Cornejo aspira a una interna con la alianza de La Libertad Avanza. Se lo dijo en persona a Karina Milei durante una reunión que ambos mantuvieron en Casa Rosada acompañados por el gobernador de Entre Ríos, Rogelio Frigerio; el ministro del Interior, Diego Santilli; y el armador nacional, Eduardo “Lule” Menem.