Autor: Más Energía

  • Manganeso en Córdoba: El tesoro minero olvidado que el mundo disputa

    Manganeso en Córdoba: El tesoro minero olvidado que el mundo disputa

    En el departamento Sobremonte, en el norte de la provincia de Córdoba, existe un recurso mineral que el mundo empieza a disputar con creciente urgencia. Se trata del Distrito Minero Manganesífero Santiagueño-Cordobés, un conjunto de más de 60 afloramientos de manganeso que atraviesa la región de Chuña Huasi, explotado de forma artesanal durante gran parte del siglo XX y hoy prácticamente inactivo a escala productiva.

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    Mientras el mercado global del manganeso supera los 30.000 millones de dólares anuales y su demanda para baterías crece al 28% interanual, de acuerdo al Global Growth Insights, 2025, el norte cordobés contempla sus vetas sin un plan de desarrollo a la altura del momento histórico.

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    Un distrito con historia y sin escala industrial

    La pedanía de Chuña Huasi, ubicada a 193 kilómetros de la ciudad de Córdoba sobre la ruta provincial N.° 18, agrupa las principales minas del distrito. Los yacimientos en el área incluyen las minas históricas Tres Lomitas y Cama Cortada, estudiadas geológicamente desde mediados del siglo XX y descritas en la Revista de la Asociación Geológica Argentina allá por 1947. La actividad minera de la zona fue intensa en décadas pasadas, pero nunca alcanzó escala industrial sostenida.

    Según la Secretaría de Minería de la Provincia de Córdoba, el distrito cuenta con dos tipos de yacimientos claramente diferenciados. Por un lado, se registran vetas, que son afloramientos de poca potencia (menos de 40 cm), pero alta ley mineral, con corridas de varias decenas de metros. La recuperación manual alcanza el 10% del material extraído y produce leyes aceptables para la venta en el mercado nacional sin necesidad de tratamiento en planta.

    Por otro lado, estan las brechasñ es decir, afloramientos de mayor potencia (más de 2 metros), con corridas de hasta 100 metros. La recuperación llega al 30% del material removido, pero el beneficio mejora notablemente con tratamiento en planta. El material es de grano fino a muy fino y presenta dificultades para la recuperación manual.

    La planta de Pozo Nuevo: infraestructura pública sin uso productivo

    A pocos kilómetros del corazón del distrito, en la comuna de Pozo Nuevo, existe una instalación que resume la paradoja del norte cordobés: una planta de concentración gravitacional de minerales construida a partir de 1985, propiedad de la Provincia de Córdoba, que según la Secretaría de Minería provincial se encuentra «en perfectas condiciones de uso y funcionamiento».

    El objetivo original de la planta fue dotar al distrito de una facilidad para el beneficio de minerales acumulados en escombreras y en brechas minerales de manganeso y baritina. La provincia la ofrece en condiciones de arrendamiento a la actividad privada, aunque sin registro público de interesados formales hasta la fecha.

    La existencia de esta infraestructura ya construida y en condiciones operativas es un dato de valor en cualquier análisis de prefactibilidad: reduce significativamente la inversión inicial de capital (CAPEX) necesaria para iniciar operaciones a escala, uno de los principales obstáculos para el desarrollo de proyectos mineros en etapas tempranas.

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    El contexto global: el manganeso en la cadena de valor de las baterías

    El interés sobre el manganeso no es casual ni localista. A nivel global, el mineral atraviesa un proceso de revalorización estratégica impulsado por la transición energética y la electromovilidad.

    El mercado global del manganeso alcanzó 30.830 millones de dólares en 2024 y las proyecciones lo llevan a 57.780 millones para 2033, con una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 7,23%, según el Global Growth Insights de 2025.

    En el segmento específico de baterías, la demanda de manganeso de grado batería creció un 28% en 2024, con los cátodos de óxido de litio-manganeso (LMO) representando el 40% de los vehículos eléctricos de rango medio.

    El manganeso es componente indispensable en las baterías NMC (Níquel-Manganeso-Cobalto), tecnología predominante en segmentos de alta densidad energética en Europa y Norteamérica. En una batería NMC 532 de 60 kWh, el contenido de manganeso ronda los 20 kilogramos por unidad. Su rol no es menor: aporta estabilidad estructural al cátodo y permite reducir costos respecto a formulaciones con mayor concentración de cobalto.

    Un dato de alarma geopolítica: China controla el 95% del sulfato de manganeso de alta pureza, el compuesto necesario para fabricar los materiales catódicos de nueva generación. Los suministros globales de este insumo solo cubrirán el 55% de la demanda proyectada para 2035 bajo las políticas actuales, según Energy Insights de 2025. Esto convierte a cualquier depósito de manganeso de alta pureza fuera de la órbita china en un activo estratégico de primer orden.

    Estados Unidos, la Unión Europea e India ya declararon al manganeso como mineral crítico en sus respectivas clasificaciones estratégicas, de acuerdo al reporte Malvern Panalytical. El precio del manganeso electrolítico de alta pureza (99,70%) supera los 2.500 dólares por tonelada FOB con tendencia alcista.

    El obstáculo regulatorio

    El debate sobre el potencial minero del norte cordobés inevitablemente choca con la Ley Provincial 9526, sancionada por unanimidad en septiembre de 2008 y ratificada en su constitucionalidad por el Tribunal Superior de Justicia de Córdoba en 2015, el Procurador General de la Nación tres años más tarde y, en instancia final, por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, que en abril de 2024 declaró inadmisible el recurso interpuesto por la Cámara Empresaria Minera de Córdoba (CEMINCOR).

    La ley prohíbe la explotación minera metalífera a cielo abierto en todas sus etapas, la minería de minerales nucleares y el uso de sustancias tóxicas como cianuro, mercurio y ácido sulfúrico en procesos mineros.

    Sin embargo, un análisis técnico del propio sector indica un matiz importante: el presidente de la Cámara de Empresarios Mineros de Córdoba reconoció públicamente que «la ley no afecta a la industria cordobesa» tal como se practica en la actualidad, dado que la minería predominante en la provincia es de áridos y rocas.

    En el caso específico del manganeso del distrito santiagueño-cordobés, la explotación histórica fue subterránea y artesanal, no a cielo abierto. La planta de Pozo Nuevo opera mediante concentración gravitacional, sin sustancias químicas contaminantes. En ese marco, una lectura técnica estricta de la norma no necesariamente bloquea la reactivación del distrito bajo modalidades de explotación subterránea o semimecanizada compatible con la ley vigente.

    FUENTE:Córdoba Produce – Secretaría de Minería de la Provincia de Córdoba (2024); Revista de la Asociación Geológica Argentina (Rayces, 1947); Global Growth Insights – Manganese Ore Market Report (2025); Mordor Intelligence – Manganese Market Report (2026); Energy Insights – Retos Globales de los Minerales Críticos (2025); Malvern Panalytical (2025); CEPAL – Minerales críticos para la transición energética (2024); Corte Suprema de Justicia de la Nación, resolución abril 2024.

  • Cóndor Cliff y La Barrancosa: avanza una nueva etapa para las represas de Santa Cruz

    Cóndor Cliff y La Barrancosa: avanza una nueva etapa para las represas de Santa Cruz

    Este fin de semana, las represas hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz estuvieron en el centro de las negociaciones entre Nación y la provincia, en un escenario marcado por las expectativas de reactivación del proyecto. Funcionarios y autoridades santacruceñas realizaron una recorrida por las obras de Cóndor Cliff y La Barrancosa para evaluar el estado actual del complejo hidroeléctrico y avanzar en la nueva etapa administrativa que tendrá el emprendimiento.

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    La visita incluyó inspecciones técnicas en distintos sectores, reuniones de trabajo y recorridos por los campamentos donde se espera recuperar actividad en los próximos meses.

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    Desde la administración provincial remarcaron que la continuidad de las centrales hidroeléctricas Cóndor Cliff y La Barrancosa “representa una obra estratégica por su aporte futuro a la matriz energética y por el impacto económico que tendrá en la provincia”. A su vez, agregaron que el avance del proyecto permitirá sumar capacidad de generación eléctrica e impulsar la actividad regional mediante la creación de empleo, el desarrollo de infraestructura y el fortalecimiento del entramado productivo local.

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    Las obras dejarán de depender de ENARSA y pasarán a la órbita de Recursos Hídricos. (Imagen: Gobierno de Santa Cruz)

    La recorrida fue encabezada por representantes de esa área nacional junto con funcionarios técnicos y asesores vinculados al proyecto. La comitiva nacional estuvo conformada por Vicente Heredia, director nacional de Obras Hídricas; Liliana Guerrero, directora nacional de Aprovechamiento Multipropósito; Magali Montedoro, directora de Políticas y Programación; Romina Zaniratto, asesora legal; Lucía Olivieri, gerente financiera; Valentina Guanca, asistente técnica; Daniel Coroli, asesor; representantes de ENARSA y de la Universidad Nacional de La Plata; además del diputado nacional Jairo Guzmán.

    Por Santa Cruz formaron parte de la actividad el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez; el secretario de Recursos Hídricos, Emilio Rivera; y el secretario de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, Gastón Farías.

    Reclaman prioridad para trabajadores locales

    En medio de las gestiones para retomar el ritmo de obra, el Gobierno provincial volvió a poner el foco en el impacto laboral que tendrá el proyecto. Durante la visita, Álvarez insistió en la necesidad de garantizar la contratación de mano de obra santacruceña a través de la aplicación de la Ley 90/10. “El crecimiento de la provincia debe estar acompañado por empleo genuino para los santacruceños”, afirmó el ministro.

    El funcionario también vinculó la continuidad de las obras con el acuerdo financiero alcanzado entre Argentina y China, clave para sostener el desarrollo de las centrales. Además, destacó las negociaciones encaradas para superar las diferencias económicas entre ENARSA y la UTE encargada de ejecutar el proyecto.

    Las represas salen de la órbita de ENARSA

    Uno de los principales cambios definidos es la modificación del esquema de conducción de la obra. En abril, el Gobierno nacional hizo oficial el traspaso de las represas hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz a la órbita de la Subsecretaría de Recursos Hídricos del Ministerio de Economía, en medio del proceso de privatización de Energía Argentina S.A. (ENARSA). La medida fue dispuesta mediante el Decreto 238/2026, publicado en el Boletín Oficial, y también restableció la denominación original de las obras: Cóndor Cliff y La Barrancosa.

    Hasta ahora, estaban bajo la responsabilidad de la empresa estatal que había heredado el rol de comitente en 2017. Con el nuevo decreto, el Ejecutivo delegó en la Subsecretaría de Recursos Hídricos todas las facultades y obligaciones vinculadas a la ejecución del proyecto hidroeléctrico, incluyendo el contrato de obra, sus adendas y las actuaciones administrativas asociadas.

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    En los fundamentos del decreto, el Gobierno sostuvo que la centralización de las obras hidráulicas en un único organismo permitirá “una gestión más eficiente y especializada”, además de mejorar el control sobre la ejecución y la administración de los fondos públicos.

    “El traspaso permitirá retomar su ejecución de manera más eficiente, evitando una ralentización de la gestión”, señala el decreto.

    En ese marco, la Secretaría de Energía deberá coordinar junto con Enarsa el proceso de transferencia de funciones, derechos y obligaciones para garantizar una transición “ordenada y eficiente”.

    Vuelven los nombres originales: Cóndor Cliff y La Barrancosa

    Otro de los puntos centrales del citado decreto es el cambio de denominación de las centrales hidroeléctricas. La obra había sido rebautizada en 2011 como “Presidente Dr. Néstor Carlos Kirchner” y “Gobernador Jorge Cepernic”.

    Ahora, el Gobierno de Javier Milei resolvió volver a los nombres originales de “Cóndor Cliff” y “La Barrancosa”, argumentando que corresponde al Estado nacional «decidir sobre la denominación de las obras públicas nacionales licitadas y contratadas por la Nación».

    Las represas santacruceñas

    El complejo hidroeléctrico sobre el río Santa Cruz forma parte del Programa Nacional de Obras Hidroeléctricas y contempla una potencia instalada de 1.740 MW.

    La licitación fue adjudicada en 2013 a la UTE integrada por Electroingeniería, China Gezhouba Group Company Limited e Hidrocuyo. El financiamiento principal provino de bancos chinos a través de un crédito por más de US$4.700 millones suscripto en 2014.

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    Las represas sobre el río Santa Cruz retoman protagonismo en la agenda energética. (Imagen: Gobierno de Santa Cruz)

    Desde entonces, el proyecto atravesó múltiples renegociaciones contractuales, cambios de jurisdicción, modificaciones de nombre y reestructuraciones financieras. Además, acumuló períodos de paralización parcial y revisiones ambientales que impactaron en el cronograma original.

  • VMOS: Río Negro acelera su salto energético y busca proveedores en Valle Medio

    VMOS: Río Negro acelera su salto energético y busca proveedores en Valle Medio

    El Gobierno de Río Negro concretó un nuevo encuentro de desarrollo de proveedores vinculado al proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). La actividad se desarrolló en el Centro de Especialización en Asuntos Económicos Regionales (CEAER) de Choele Choel.

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    Autoridades provinciales, cámaras empresarias y referentes institucionales del Valle Medio participaron activamente. El objetivo principal consistió en acercar información detallada sobre los avances de la iniciativa y las oportunidades concretas que genera para el entramado productivo regional. La convocatoria surgió de una articulación entre el CEAER, VMOS y la Secretaría de Energía y Ambiente de la provincia.

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    La agenda se centró en tres ejes fundamentales:

    • Los proyectos energéticos que impulsa la provincia.
    • Los avances específicos del proyecto VMOS.
    • El alcance de las obras en las Estaciones de Bombeo 1 y 2.

    Los participantes accedieron a datos técnicos y estratégicos de primera mano. Además, la jornada incluyó un espacio abierto de intercambio que permitió resolver dudas y explorar posibles colaboraciones. Esta instancia refuerza el compromiso provincial con la participación local en los grandes desarrollos energéticos.

    “Más desarrollo local”

    Las autoridades buscan ampliar la participación de trabajadores y proveedores locales en las distintas regiones de la provincia. En esta oportunidad, el foco apuntó al Valle Medio.

    El Valle Medio ofrece ventajas competitivas claras para integrarse a la dinámica de VMOS: logística estratégica, experiencia en servicios y una red empresarial consolidada. Las autoridades destacaron que la región puede proveer bienes y servicios de alto valor agregado a las operaciones del proyecto.

    Expertos presentes señalaron que la participación temprana en estas instancias permite a las empresas locales adaptar sus procesos, capacitar personal y establecer alianzas estratégicas.

    El encuentro generó un espacio concreto para vincular actores locales con las nuevas demandas que el desarrollo energético genera. La presencia de representantes de distintas localidades demostró el alto interés regional por acompañar este proceso y prepararse para los desafíos futuros.

    Río Negro en marcha hacia un futuro energético

    Con acciones como esta, la provincia consolida una línea de trabajo sostenida: informar, consultar e involucrar a los actores sociales y productivos. El propósito es que las comunidades se anticipen, se ordenen y generen las condiciones necesarias para transformar las inversiones en oportunidades reales.

    Fortalecer las instituciones locales permite que el impacto positivo de las grandes inversiones quede en Río Negro. Esto se traduce en más empleo de calidad, mayor desarrollo regional y consolidación de la matriz productiva provincial.

    El proyecto VMOS representa uno de los pilares del salto energético rionegrino. Su desarrollo impulsa no solo la extracción y transporte de hidrocarburos, sino toda una cadena de valor que incluye ingeniería, construcción, mantenimiento, logística y servicios especializados.

  • Vaca Muerta generaría 40.000 puestos de trabajo: qué se necesita para entrar en la industria

    Vaca Muerta generaría 40.000 puestos de trabajo: qué se necesita para entrar en la industria

    El crecimiento de Vaca Muerta ya no sólo se mide en producción, exportaciones o inversiones multimillonarias. La expansión simultánea de obras de infraestructura, proyectos de exportación y nuevas plantas energéticas abrió otro frente de análisis en la industria vinculado a la disponibilidad de mano de obra calificada para sostener el desarrollo del shale argentino.

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    Con una producción de petróleo encaminada a marcar un nuevo récord histórico en 2026 y con proyectos estratégicos que avanzan en paralelo en Neuquén y Río Negro, el desafío comienza a trasladarse desde el subsuelo hacia la formación técnica y profesional. En ese contexto, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, advirtió que la industria necesitará al menos 40.000 puestos de trabajo directos e indirectos durante los próximos años, aunque reconoció que esa cifra podría incluso no alcanzar frente a la magnitud de las obras previstas.

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    La ola de proyectos que multiplica la demanda laboral

    La expansión de Vaca Muerta atraviesa una etapa inédita de inversiones simultáneas. A la perforación y producción no convencional se suman grandes desarrollos de infraestructura vinculados a exportación de petróleo y gas natural licuado (GNL).

    Entre ellos aparece el megaproyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el oleoducto de 437 kilómetros que conectará la cuenca neuquina con una terminal portuaria sobre la costa atlántica de Río Negro. El desarrollo es impulsado por un consorcio integrado por YPF, Vista, PAE, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol, y apunta a habilitar exportaciones mediante buques de gran porte tipo VLCC.

    En paralelo, avanza el proyecto Argentina LNG, que busca transformar a Río Negro en una plataforma exportadora de GNL, integrando producción con infraestructura industrial y portuaria sobre el Atlántico.

    A esto, se suma el desarrollo encabezado por el consorcio Southern Energy (SESA), integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, que prevé instalar la primera terminal flotante de licuefacción de gas del país en el Golfo San Matías. El proyecto contempla además un gasoducto dedicado para transportar gas desde Neuquén hacia la costa rionegrina y proyecta exportaciones por más de USD 20.000 millones entre 2027 y 2035.

    Para Marín, el conjunto de estas iniciativas incrementará la demanda de trabajadores en distintas áreas. «Siempre decimos que esta obra de estos cuatro años va a demandar 40.000 puestos de trabajo directos e indirectos. Y creo que me quedo corto», sostuvo el ejecutivo durante una charla realizada semanas atrás en Buenos Aires.

    El cuello de botella: formar trabajadores capacitados

    Frente a ese escenario, la discusión comenzó a dirigirse a la necesidad de desarrollar recursos humanos especializados capaces de operar en una industria cada vez más tecnificada. «En la parte del petróleo, necesitamos gente muy capacitada, así nace el Instituto Vaca Muerta (IVM)», señaló Marín.

    Según explicó, YPF busca acelerar los procesos de capacitación y certificación laboral para cubrir la demanda futura de la industria. «Si yo no capacito, no tengo productividad. Vos tenés que darle la capacidad a la gente, para saber el riesgo que está tomando», afirmó.

    El directivo indicó que durante este año la compañía prevé certificar 2.500 trabajadores y que el objetivo para 2027 es alcanzar un ritmo de 3.000 certificaciones anuales. La meta final es llegar a 15.000 trabajadores capacitados.

    «Si una persona sabe lo que está haciendo, los riesgos, es extremadamente productivo, genera productividad, entonces genera riqueza», agregó.

    Asimismo, Marín destacó que la estrategia educativa incluye desde formación técnica hasta especialización profesional internacional. «Vamos a enviar profesionales jóvenes a 15 másteres a los Estados Unidos por año», detalló.

    Formación con salida laboral en el shale: el IVM abre su convocatoria 2026

    Marín advirtió que Vaca Muerta podría demandar más de 40.000 empleos

    El IVM es impulsado por YPF como un centro especializado para entrenamiento operativo y técnico. “Es el instituto de formación más moderno del mundo. En Houston y en Canadá, no hay un centro como el que tenemos”, aseguró el ejecutivo.

    El CEO de la petrolera explicó que el centro incorpora simuladores y sistemas en tiempo real similares a los utilizados en las operaciones de campo. Además, señaló que la demanda de interesados superó ampliamente las expectativas iniciales. «En tres días, en el primer turno eran 350 postulados porque estábamos empezando. Pero después se anotaron 17.000 en tres días. Es un éxito», sostuvo.

    Producción récord

    La necesidad de ampliar la oferta laboral aparece en un momento de fuerte expansión productiva del sector hidrocarburífero.

    Según un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario, Argentina podría alcanzar en 2026 la mayor producción petrolera de su historia, impulsada principalmente por el crecimiento del shale oil en Vaca Muerta.

    El reporte proyecta que la producción diaria podría superar los 900.000 barriles por día durante este año, lo que implicaría un crecimiento del 16% respecto de 2025 y niveles incluso superiores al récord histórico de 1998.

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    Producción de petróleo. (Fuente: Informe de la Bolsa de Comercio de Rosario)

    Actualmente, casi el 70% de la producción petrolera argentina proviene de recursos no convencionales, una participación que continúa creciendo año tras año.

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    Vaca Muerta ya genera el 70% del petróleo argentino. Fuente: Informe de la Bolsa de Comercio de Rosario.

  • MAP LATAM: “El RIGI acelera a Vaca Muerta, pero no alcanza para ordenar todo el modelo productivo”

    MAP LATAM: “El RIGI acelera a Vaca Muerta, pero no alcanza para ordenar todo el modelo productivo”

    El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) se convirtió en una herramienta central para acelerar proyectos de petróleo, gas, energía y minería. En Vaca Muerta, su impacto ya se mide en decisiones de inversión, obras de evacuación, proyectos de exportación y planes de desarrollo que necesitaban más previsibilidad para avanzar.

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    Un informe de MAP LATAM, titulado “RIGI y políticas productivas. El atajo y el camino” plantea que Argentina tiene hoy un pipeline de inversión de unos US$ 440.000 millones en cerca de 140 proyectos superiores a los US$ 100 millones. Oil&Gas y Energía concentran más del 70% del monto, y Neuquén explica la mitad del total.

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    El dato confirma una tendencia conocida en la industria: el principal motor de inversión del país está en la Cuenca Neuquina. Vaca Muerta dejó de ser solo una formación de clase mundial para convertirse en el eje de los grandes desembolsos de capital.

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    Vaca Muerta es uno de los principales polos de atracción para el RIGI.

    El impacto del RIGI

    Según el relevamiento, Oil&Gas concentra el 61% del pipeline, con unos US$ 270.400 millones, mientras que Energía aporta otro 14%, con US$ 63.400 millones. En conjunto, ambos sectores explican tres cuartas partes del mapa de inversiones.

    En ese universo aparecen proyectos concretos que ya ordenan la agenda energética: el oleoducto Vaca Muerta Sur, los desarrollos de Argentina LNG, la ampliación de capacidad de transporte de crudo, los proyectos de infraestructura vinculados a evacuación de producción y los planes de expansión de operadores como YPF, Vista, Chevron, PAE, Pampa Energía, Tecpetrol y Shell, entre otros.

    El RIGI no inventó esos proyectos. Lo que hizo fue mejorar las condiciones para que avancen más rápido. Esa es la clave del análisis de MAP LATAM: el régimen no creó competitividad donde no existía, sino que redujo la prima de riesgo argentino y permitió tomar decisiones que, sin ese marco, habrían demorado más.

    La capitalización de Vaca Muerta

    En el caso de Vaca Muerta, el informe marca una diferencia importante. El upstream petrolero ya tenía fundamentos sólidos, con break-even en torno a los US$ 45 por barril. Es decir: los proyectos de shale oil ya eran competitivos. El RIGI, en ese caso, no fue decisivo para hacerlos viables, pero sí mejoró la rentabilidad esperada y el marco financiero.

    Distinto es el caso del GNL. Allí el régimen aparece como una condición mucho más estructural. Proyectos como Argentina LNG, que requieren contratos de largo plazo, financiamiento internacional, estabilidad tributaria y garantías cambiarias, difícilmente podrían avanzar sin un marco de previsibilidad a 30 años.

    También hay un punto intermedio: la infraestructura. Oleoductos, gasoductos, plantas de tratamiento, terminales portuarias y sistemas de evacuación necesitan coordinación entre productores, transportistas, financistas y compradores. En ese segmento, el RIGI funciona como una señal de ordenamiento.

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    El shale neuquino busca despegar.

    El poder de San Juan, Río Negro y Neuquén

    Desde su reglamentación, el régimen acumula 36 proyectos presentados por casi US$ 93.000 millones, con 13 aprobados por unos US$ 27.000 millones. La minería lidera en cantidad y monto comprometido, pero Oil&Gas ya suma alrededor de US$ 24.000 millones y podría ganar peso con los incentivos incorporados para exploración y producción.

    Neuquén aparece entre las provincias más relevantes dentro del mapa RIGI, junto con San Juan y Río Negro. En la región, el peso energético es evidente: Vaca Muerta concentra inversiones de desarrollo, evacuación y exportación, mientras Río Negro gana protagonismo por su rol potencial en infraestructura portuaria, GNL y proyectos vinculados al crudo.

    El límite está en el derrame. MAP LATAM advierte que los proyectos traccionados por el RIGI son intensivos en capital, no necesariamente en empleo. El Gobierno estima más de 140.000 puestos directos e indirectos para los proyectos aprobados y en análisis, pero el informe señala que el crecimiento queda muy concentrado en territorios con recursos naturales.

    Ese es el punto de fondo. El RIGI ayuda a acelerar sectores que ya tenían potencial: Vaca Muerta, cobre, litio, GNL e infraestructura energética. Pero no resuelve por sí solo el desafío de integrar esas inversiones con cadenas de valor más amplias, proveedores locales, empleo industrial y desarrollo regional sostenido.

  • Biocombustibles de aviación: YPF y Essential Energy invierten USD 400 millones

    Biocombustibles de aviación: YPF y Essential Energy invierten USD 400 millones

    El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrió las instalaciones de la sociedad Santa Fe BIO, una nueva entidad corporativa surge de la alianza entre la petrolera de bandera y la firma Essential Energy. Ambas compañías impulsan la instalación de un nuevo complejo de vanguardia tecnológica en la provincia.

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    La iniciativa apunta de lleno a la producción de biocombustibles de última generación. El plan de negocios establece como mercados de destino tanto la plaza local como la demanda internacional. El complejo prioriza la elaboración de Combustible Sostenible de Aviación (conocido en la industria como SAF) y diésel renovable (HVO).

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    Este movimiento estratégico marca un punto de inflexión en la política downstream de la compañía. La decisión permite diversificar la matriz de los combustibles líquidos. El mercado global exige alternativas más limpias y Argentina busca consolidar su posición exportadora.

    Inyección de capital para la reconversión industrial

    El proyecto requiere una inversión económica estimada que ronda los 400 millones de dólares. Este fuerte desembolso de capital pone en valor toda la estructura de la ex Refinería de San Lorenzo. La apuesta corporativa habilita la transformación estratégica de esta histórica planta santafesina.

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    Las autoridades proyectan reconvertir una refinería de corte tradicional en un hub de producción de energía sustentable. Esta jugada consolida al complejo industrial como una de las iniciativas más relevantes de toda Latinoamérica para la producción de biocombustibles avanzados.

    El monto de inversión refleja la magnitud del desafío tecnológico. La industria requiere modernizar instalaciones obsoletas para adaptarlas a los estándares internacionales ambientales. Santa Fe BIO asume el control de un activo clave y lo reposiciona en el mapa energético continental.

    Fases del proyecto y capacidad operativa proyectada

    El cronograma oficial de obras divide el avance del complejo en dos etapas bien definidas. La primera fase del proyecto transita actualmente su ejecución en el terreno. Esta instancia inicial contempla la instalación de una moderna planta de pretratamiento de materias primas.

    Las proyecciones técnicas indican que la planta de pretratamiento alcanzará una capacidad máxima de 250.000 toneladas por año. Los trabajos de esta fase también incluyen la adecuación estructural de los tanques y de los sistemas logísticos. Asimismo, los ingenieros preparan los servicios auxiliares requeridos para el normal proceso industrial.

    La segunda fase del proyecto representa el núcleo duro de la iniciativa energética. Esta etapa corresponde a la instalación definitiva de la biorrefinería. Esta enorme unidad procesadora producirá el nuevo combustible con una capacidad de 170.000 toneladas al año. El cronograma establece la puesta en marcha de las operaciones para finales del año 2029.

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    Impacto directo en el ecosistema agroindustrial argentino

    La concreción de Santa Fe BIO genera externalidades positivas que trascienden la mera infraestructura petrolera. El despliegue de este proyecto permite desarrollar nuevas cadenas de valor dentro del sector agroindustrial. La producción de SAF y HVO demanda insumos biológicos a gran escala.

    El impacto económico repercute de manera directa en el mercado laboral regional. La iniciativa asegura la generación de nuevos empleos especializados. Esta demanda de mano de obra altamente calificada dinamiza la economía local y exige una mayor formación técnica en la zona.

    El horizonte del proyecto apunta a la inserción global del país. La puesta en marcha de la planta garantiza la integración fluida con los mercados internacionales de combustibles sostenibles. Este salto de calidad productiva impulsa el desarrollo tecnológico y fortalece las capacidades industriales locales.

  • Balances 2026: cuánto ganaron e invirtieron YPF, Vista y Pampa en Vaca Muerta

    Balances 2026: cuánto ganaron e invirtieron YPF, Vista y Pampa en Vaca Muerta

    El sector upstream argentino consolidó durante el primer trimestre de 2026 su mejor ciclo operativo, con récords de producción, mejora de márgenes operativos y fuertes niveles de inversión por parte de las principales compañías del país. Así lo indica un análisis comparativo realizado por RICSA ALyC, que estudió los resultados de YPF, Vista Energy y Pampa Energía.

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    El informe destaca que las tres compañías lograron crecer simultáneamente en EBITDA por primera vez, en un contexto marcado por la expansión del shale oil y shale gas en Vaca Muerta. En conjunto, las empresas registraron inversiones por US$1.370 millones durante el trimestre, consolidando la tendencia de crecimiento sostenido del sector energético argentino.

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    Vista, la más rentable

    Según el trabajo de RICSA ALyC, Vista Energy se posicionó como la empresa más rentable del trimestre, con un margen EBITDA del 52,1% y el costo de extracción más bajo del sector, de apenas US$4,3 por barril equivalente de petróleo. Además, alcanzó un récord histórico de producción de 134,7 Kboe/d, lo que representó un crecimiento interanual del 66,5%.

    Por su parte, YPF volvió a liderar por escala operativa. La petrolera registró ingresos upstream por US$2.021 millones y un EBITDA de US$1.148 millones, con un margen del 56,8%, el más alto entre las compañías analizadas. El informe también subraya la fuerte expansión del shale dentro de la producción total de la empresa, que ya representa el 74% del total.

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    En el caso de Pampa Energía, el estudio señala una consolidación de su perfil upstream gracias al crecimiento de su segmento de petróleo y gas. La compañía obtuvo ingresos por US$247 millones, con una suba interanual del 69%, impulsada principalmente por el desarrollo de Rincón de Aranda, considerado uno de los proyectos shale de mayor crecimiento del último año.

    La eficiencia de YPF

    El relevamiento también destaca la mejora generalizada en eficiencia operativa. YPF logró reducir un 42% su costo de extracción respecto de 2025, mientras que Vista y Pampa registraron bajas del 9% y 11%, respectivamente. Para los analistas, esto refleja una mayor madurez operativa de Vaca Muerta y un escenario favorable para el desarrollo energético argentino.

    Otro de los puntos centrales del informe es el crecimiento sostenido de la producción shale. Vista opera actualmente con una matriz prácticamente 100% shale, mientras que YPF alcanzó un récord de producción de crudo shale de 205 Kbbl/d. En tanto, Pampa Energía multiplicó su producción en Rincón de Aranda, pasando de 0,9 a 18,2 Kboe/d en apenas un año.

    El análisis técnico incluido en el trabajo de RICSA ALyC también proyecta perspectivas positivas para 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 hacia 2027 pese a posibles correcciones técnicas de corto plazo.

    Finalmente, el informe concluye que Vaca Muerta continúa consolidándose como el principal motor de generación de valor del sector energético argentino. La combinación de mayores niveles de producción, eficiencia operativa y crecimiento de inversiones posiciona al upstream local en un escenario de expansión sin precedentes para los próximos años.

  • Empleos en minería: qué perfiles se buscan y cómo postularte con éxito

    Empleos en minería: qué perfiles se buscan y cómo postularte con éxito

    La industria minera argentina vive un momento histórico. Con más de 50.000 empleos directos y una proyección de 200.000 nuevos puestos hacia 2032 —impulsada por inversiones que superan los US$ 33.000 millones—, el sector se consolida como uno de los motores laborales más potentes del país.

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    Previsiblemente, ingresar no es solo cuestión de deseo: exige una formación específica, un perfil adecuado y una certera estrategia de postulación.

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    La consultora Korn Ferry posiciona a la minería entre las industrias más competitivas en términos salariales, junto al sector de petróleo y gas. Según datos del Sistema de Información Abierta a la Comunidad sobre la Actividad Minera en Argentina (SIACAM), el empleo directo formal alcanzó las 39.400 personas en 2025, mientras que el Banco Mundial estima que la cadena indirecta —transporte, logística, gastronomía, proveedores— genera otros 200.000 puestos de trabajo.

    Los perfiles más buscados

    La demanda laboral del sector es amplia y abarca desde roles operativos hasta posiciones ejecutivas. Según relevamientos de las consultoras Randstad y ManpowerGroup, los perfiles profesionales más requeridos son:

    • Ingenieros industriales, electromecánicos, químicos y de procesos: el ingeniero industrial es el perfil más demandado porque optimiza la producción y garantiza eficiencia en toda la cadena de extracción.
    • Geólogos: con crecimiento sostenido a medida que la industria se profesionaliza.
    • Especialistas en higiene y seguridad industrial: la cultura de seguridad es innegociable en todas las operaciones.
    • Licenciados en medio ambiente y gestión socioambiental: esenciales para el cumplimiento de estándares legales.
    • Gerentes y coordinadores de proyecto: perfiles críticos en la etapa de construcción y puesta en marcha.

    A nivel técnico, se buscan con urgencia operadores de maquinaria pesada, mecánicos especializados en mantenimiento industrial, técnicos electromecánicos, soldadores, choferes y brigadistas con experiencia en zonas remotas o de alta montaña.

    En la provincia de Salta, el portal oficial de empleo minero registró a principios de mayo de 2025 un total de 59 vacantes activas, con 23 de ellas correspondientes a perfiles de ingeniería.

    También existe demanda de perfiles transversales: analistas contables, administradores logísticos, técnicos de laboratorio, profesionales de recursos humanos y especialistas en minería 4.0, el área de digitalización industrial que crece al ritmo de la automatización y el monitoreo remoto.

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    Los salarios mineros triplican el promedio nacional, según PwC Argentina (2026).

    Aspecto clave que no figura en el CV

    La licenciada en Recursos Humanos Paula Agustina Cortez, especialista en selección para el sector minero, advierte que la formación técnica es solo una parte de la ecuación. «La minería es una industria altamente profesionalizada, donde no solamente se va a evaluar lo que es técnico, sino también la conducta, la estabilidad y la adaptación a ese sistema de trabajo», señala en sus redes.

    Según la especialista, uno de los errores más frecuentes es reducir la postulación al simple envío de un currículum genérico. «Postularse para trabajar en la minería es entender la cultura de ese sector y, al mismo tiempo, prepararse estratégicamente como candidato», agrega. «No se busca solo a alguien que sepa hacer el trabajo, sino que sepa convivir y trabajar en equipo en contextos que son exigentes».

    Las empresas evalúan, entre otras competencias: estabilidad emocional, tolerancia al riesgo, capacidad de adaptación al régimen de campamento y compromiso con la seguridad industrial.

    Las zonas con mayor demanda

    El mapa de la minería argentina tiene epicentros bien definidos. Catamarca, Salta y Jujuy concentran la actividad del litio: Catamarca lidera con el 40% del empleo directo en el sector litífero, mientras que Salta y Jujuy aportan un 30% cada una, según la Organización Internacional del Trabajo (OIT).

    Santa Cruz es la provincia minera por excelencia en términos globales, con más de 7.000 empleos directos y una multiplicación de tres puestos indirectos por cada empleo formal, lo que proyecta más de 20.000 fuentes de trabajo ligadas a la actividad. En Río Negro destaca la demanda de empleo de Calcatreu, proyecto de oro y plata ubicado a 90 kms. de Jacobacci. Actualmente genera 300 trabajos directos y el perfil más demandado es el de perforista.

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    Catamarca, Salta y Jujuy concentran el 100% del empleo litífero en el país.

    Qué requisitos son excluyentes según el puesto

    Más allá de la formación universitaria o técnica, las convocatorias del sector establecen requisitos comunes que varían según el rol:

    • Secundario completo: exigido como piso mínimo en puestos operativos de entrada.
    • Formación técnica certificada: mecánica, electromecánica, logística o mantenimiento industrial para roles técnicos.
    • Experiencia comprobable: en puestos de supervisión y geotecnia se exigen más de 5 años en el sector.
    • Disponibilidad para trabajar en régimen de campamento (modalidad 14×14 o similar): un requisito frecuente y, para muchos, determinante.
    • Inscripción en el RUPAE (Registro Único de Proveedores de Actividades Económicas): obligatoria para contratistas en varias provincias.
    • Licencia de conducir vigente: en roles operativos y logísticos.
    • Inglés intermedio: requerido en posiciones técnicas de empresas internacionales.

    Los salarios más altos del sector privado

    El factor económico es central en el atractivo de la industria. Según un informe de PwC Argentina (Economic GPS N°131, 2026), el salario de la minería metalífera triplica el promedio de la economía nacional, mientras que el de la minería no metalífera lo supera en un 80%. La informalidad laboral en el sector es casi inexistente: apenas el 1,3%, frente al 42% del resto de la economía, según la consultora Invecq.

    La escala salarial, según ManpowerGroup y Ciudadano News (abril 2026), es la siguiente:

    • Posiciones operativas: entre $2,5 millones y $3,5 millones brutos mensuales.
    • Técnicos y profesionales jóvenes (perforistas, geólogos junior): entre $4 millones y $5 millones.
    • Supervisores de campo: entre $6 millones y $8,5 millones.
    • Jefes de área: entre $8 millones y $10 millones.
    • Directores y CFOs: entre $15 millones y $22 millones mensuales.
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    El régimen 14×14 en campamento es condición habitual para puestos operativos en cordillera.

    ManpowerGroup estima que la remuneración en minería es entre un 25% y 30% superior a roles equivalentes en otros sectores. Además, entre el 85% y 90% de las empresas del rubro incorpora bonos variables. Para supervisores y profesionales, ese bono equivale en promedio a 1,7 salarios anuales; para gerencia media, puede alcanzar tres sueldos anuales.

    Cómo postularse

    Existen múltiples canales de postulación para quienes quieran ingresar al sector:

    • Portales de las propias empresas: Livent/Arcadium, Posco Argentina, Ganfeng Lithium, Patagonia Gold, Zijin Mining y otras actualizan búsquedas en sus sitios oficiales.
    • Consultoras especializadas: ManpowerGroup, Adecco, Randstad y Michael Page concentran la mayoría de los procesos de selección del sector.
    • Cámaras empresariales: CAEM (Cámara Argentina de Empresas Mineras) y CAMICRUZ (Cámara Minera de Santa Cruz) mantienen bolsas de trabajo activas.
    • Portales provinciales de empleo: Salta, Jujuy y San Juan tienen plataformas oficiales con vacantes actualizadas.
    • LinkedIn y Bumeran: con alertas de empleo configuradas por sector y provincia.

    La recomendación de los especialistas es clara: investigar a fondo la empresa antes de postularse, adaptar el currículum a las normas y exigencias del sector —con foco en seguridad y prevención— y demostrar, en la entrevista, conocimiento real del negocio y disposición genuina al trabajo en campo.

    FUENTE:SIACAM, Secretaría de Minería de la Nación, OIT, CAEM, Banco Mundial, ManpowerGroup, Randstad, PwC Argentina (Economic GPS N°131), Korn Ferry e Invecq.

  • Vaca Muerta: Geopark solicitó el RIGI con una inversión de USD 1.000 millones

    Vaca Muerta: Geopark solicitó el RIGI con una inversión de USD 1.000 millones

    La empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) y la firma GeoPark solicitaron formalmente la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar con un nuevo megaproyecto de desarrollo no convencional en Vaca Muerta, que contempla inversiones superiores a los 1.000 millones de dólares.

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    La iniciativa apunta a transformar las áreas Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste en un nuevo polo de producción de petróleo shale dentro de la Cuenca Neuquina, con un fuerte crecimiento proyectado para los próximos años.

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    Según informó el Gobierno, el objetivo es incrementar la producción actual desde los 1.500 barriles diarios hasta alcanzar los 20.000 barriles por día en un plazo estimado de tres años.

    El desarrollo impulsado por GeoPark contempla la integración de las dos áreas mediante un esquema conjunto de operación a través de un Vehículo de Proyecto Único (VPU).

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    Perforación masiva e infraestructura compartida

    Dentro del plan de inversiones se incluye:

    • perforación masiva de pozos horizontales
    • infraestructura compartida
    • construcción de una planta central de procesamiento (CPF) en Puesto Silva Oeste
    • expansión de instalaciones para producción no convencional

    La iniciativa se suma al creciente movimiento de inversiones energéticas en Neuquén y refuerza el posicionamiento de Vaca Muerta como uno de los principales polos de hidrocarburos no convencionales del mundo.

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    GyP destacó el impacto del RIGI para atraer inversiones

    El presidente de GyP, Guillermo Savasta, aseguró que el proyecto ratifica el interés del sector privado en continuar expandiendo operaciones en Neuquén.

    “Se trata de otro proyecto que ratifica el acompañamiento de las empresas al modelo de inversiones propuesto por Neuquén, impulsando el crecimiento integral de la industria hidrocarburífera en la provincia”, sostuvo. “Se trata de otro proyecto que ratifica el acompañamiento de las empresas al modelo de inversiones propuesto por Neuquén, impulsando el crecimiento integral de la industria hidrocarburífera en la provincia”, sostuvo.

    Además, destacó la importancia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) como herramienta clave para potenciar el desarrollo energético.

    “El RIGI se presenta como herramienta clave para consolidar inversiones y transformar recursos de Vaca Muerta en mayor producción, más infraestructura y un desarrollo regional sostenido”, afirmó Savasta.

    El rol estratégico de GyP en Vaca Muerta

    Gas y Petróleo del Neuquén cumple actualmente un rol central como socio estratégico del sector privado, facilitando inversiones y administrando los derechos hidrocarburíferos provinciales.

    Desde el gobierno neuquino remarcaron que continúan impulsando herramientas de promoción y estabilidad fiscal para fortalecer el desarrollo energético, en línea con otros proyectos vinculados tanto al petróleo como al gas.

  • La exportación de gas a Brasil empieza a tomar vuelo: las rutas que se analizan y las inversiones proyectadas

    La exportación de gas a Brasil empieza a tomar vuelo: las rutas que se analizan y las inversiones proyectadas

    El sueño de exportar gas a Brasil está cada vez más cerca de hacerse realidad. Según pudo saber +e, en el último año se fueron logrando grandes avances en las distintas reuniones celebradas entre todas las partes involucradas y se esperan importantes anuncios en el segundo semestre del año.

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    En ese marco, la OLACDE (Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía) presentará un informe en Sao Pablo a fin de mayo donde analizará las rutas que generan mayor consenso entre los países involucrados y los desafíos que todavía hay que superar.

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    El organismo estuvo asistiendo a los países de la región en materia de infraestructura, regulación, y planeamiento, a partir de lo cual expondrá sus conclusiones en este encuentro que podría tener la presencia de la CAF, otro organismo internacional con fuerte interés en financiar las obras necesarias.

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    La reversión del Gasoducto Norte será un eje vital para que el gas de Vaca Muerta llegue a Brasil.

    El sustituto de Bolivia

    Frente a la caída de producción de Bolivia, la mayor oferta gasífera provendría de Vaca Muerta, aunque una parte menor podría aportar el Presal brasileño. “El problema es que el gas del Presal es muy sucio porque viene con mucho dióxido de carbono y eso encarece su acceso al sistema. Además, necesita nuevos gasoductos submarinos y se utiliza mayoritariamente para mantener la presión de los yacimientos y así maximizar la producción de crudo que es mucho más rentable”, explica un analista.

    Más allá del consumo de Brasil, OLACDE también observa una demanda interesante no satisfecha en el norte de Argentina, el norte de Chile, Bolivia y Paraguay. A 2035, se calcula que Brasil tendría una demanda de 101 MMm3/d (48% más que ahora), Paraguay de 10 MMm3/d (hoy en cero), Bolivia de 15 MMm3/d (similar a la actual, pero en vez de abastecerse localmente podría ser importada desde Vaca Muerta) y Antofagasta de 5 MMm3/d (casi el doble de lo actual).

    El monto necesario para construir la infraestructura ideal para una interconexión completa regional asciende a unos 18.000 millones de dólares, pero con cifras mucho menores ya podrían empezar a reflejarse flujos importantes.

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    La demanda de gas de Brasil en el centro de la escena.

    El camino para el gas de Vaca Muerta

    Un gasoducto fundamental es el nuevo caño Tratayén – La Carlota que planea TGN por unos 2.000 millones de dólares en su etapa inicial. Ya después de eso, los montos varían de acuerdo a la ruta que se elija, que podrían ser simultáneas.

    Para ir por Bolivia, una de las opciones más atractivas luego del cambio de gobierno en el país vecino que reduce el riesgo político, también se necesitaría una “Reversión Plus” del Gasoducto Norte por USD 700 millones.

    Si se opta la alternativa del GNEA, harían falta otros USD 1.100 millones. Para ir por Porto Alegre, hacen falta unos USD 2.700 millones entre readecuaciones y un nuevo gasoducto más USD 435 millones adicionales para hacer la reversión hasta Sao Pablo. Finalmente, la vía paraguaya también demandaría cerca de 2.600 millones además de todas las obras anteriores dentro del territorio argentino.

    En la industria, muchos protagonistas se entusiasman con poder presentar un RIGI en este sentido antes de fin de año. No obstante, también reconocen que sería importante ver señales de baja de costos como una eliminación de retenciones al gas por parte de Argentina y una revisión tarifaria especialmente en Bolivia que hoy cobra casi 2 dólares por millón de BTU.