El conflicto de Medio Oriente sacude el mundo. Las repercusiones no se hicieron esperar y el planeta ingresó en una etapa de incertidumbre total. Las alarmas sobre la dinámica del mercado energético se dispararon y se espera que la volatibilidad marque el rumbo debido a escasez de petróleo y gas. Sin embargo, el escenario es ideal para Vaca Muerta.
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El vicepresidente de Rystad Energy para Latinoamérica, Ernesto Díaz, sostuvo que el sistema atraviesa una transición hacia una “fase distinta” de la crisis, marcada no solo por precios altos, sino por escasez física de petróleo, lo que tendrá implicancias macroeconómicas profundas.
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Esa combinación de tensiones está generando un movimiento global que, a diferencia de otros shocks, excede la volatilidad del barril. Para Díaz, el problema está mutando hacia un escenario de estanflación energética, donde la inflación convive con un debilitamiento del crecimiento y un mercado incapaz de acomodar la oferta.
El especialista remarcó que este fenómeno ya empieza a ser visible en distintas regiones. En su lectura, el epicentro actual se ubica en Asia, donde varios países enfrentan señales claras de estrés energético vinculadas a costos, disponibilidad de combustibles y límites fiscales.
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La producción de Vaca Muerta supera sus límites.
Asia y Europa en alerta por la escasez física
Los primeros impactos concretos aparecen en economías emergentes. Filipinas declaró una emergencia energética, mientras que Tailandia eliminó subsidios que provocaron aumentos inmediatos en los combustibles. Asimismo, Indonesia enfrenta restricciones en el sector petroquímico.
Díaz consideró que se trata de “destrucción de demanda forzada”, un evento que no estaba plenamente incorporado por los mercados.
En paralelo, Europa todavía mantiene un nivel de protección mayor gracias a inventarios equivalentes a 70–90 días de consumo. Sin embargo, Díaz advirtió que el margen es limitado y proyectó que, de mantenerse la tendencia actual, la región podría experimentar “tightness” en cuatro a ocho semanas y una escasez más generalizada entre ocho y doce semanas.
La lectura macro que plantea Rystad Energy es similar a la de otros analistas internacionales: mayor volatilidad financiera, inflación proyectada en torno a 4% para el G20 y un deterioro simultáneo de los principales indicadores manufactureros globales. En este cuadro, la energía vuelve a convertirse en el driver central del ciclo económico.
Gasoducto LNG GNL Gas natural ductos caños
Los proyectos de exportación de Vaca Muerta siguen avanzando a buen ritmo.
Las oportunidades para Argentina
En este contexto global, Díaz afirma que la situación abre una ventana estratégica para Argentina, especialmente para el desarrollo y la exportación desde Vaca Muerta. La escasez física de crudo fortalece el valor del petróleo exportable, así como las perspectivas futuras para el LNG, el LPG y el gas regional.
El ejecutivo señaló que el shale argentino deja de ser únicamente una historia de crecimiento y pasa a consolidarse como un “activo crítico” dentro del mapa global de seguridad energética. El posible desbalance entre oferta y demanda internacional aumenta el atractivo de recursos estables y de bajo riesgo geopolítico.
A ese escenario se suma un impulso adicional sobre las decisiones de inversión. Díaz afirmó que los precios altos combinados con riesgos crecientes de disrupción en el suministro mejoran la economía de proyectos midstream, aceleran la necesidad de infraestructura y refuerzan la urgencia de avanzar con un proyecto de GNL argentino competitivo.
Sin embargo, la advertencia apunta a la posibilidad de que Argentina no logre capitalizar esta oportunidad. En este marco, Díaz remarcó que el país debe escalar infraestructura, reducir cuellos de botella locales y garantizar estabilidad regulatoria. “La pregunta ya no es si puede, sino si va a hacerlo a tiempo”, subrayó.
El Gobierno del presidente Javier Milei publicará en estos días los pliegos de la licitación para privatizar el Belgrano Cargas y Logística S.A., la empresa estatal que integró la lista de privatizaciones de la Ley de Bases N° 27.742 sancionada en 2024.
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El llamado, presentado ante inversores internacionales durante la Argentina Week celebrada en Nueva York a mediados de marzo, marca el inicio formal de un proceso que el sector minero sigue con atención directa: el Belgrano Cargas es la única vía férrea que conecta los salares del NOA —los principales yacimientos de litio y cobre del país— con los puertos y pasos fronterizos de la región.
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Con los pliegos a horas de publicarse, la pregunta ya no es si el proceso avanza, sino en qué condiciones y bajo qué modelo lo hace. Las respuestas a esas preguntas definirán cuánto litio y cobre podrá Argentina exportar en ferrocarril en la próxima década.
El cronograma oficial paso a paso:
Esta semana: Publicación de pliegos y llamado a licitación. Apertura formal del proceso competitivo.
90 días: Plazo para presentación de ofertas por parte de los interesados.
30 días: Evaluación de propuestas por parte del Gobierno.
Jul. 2026: Firma del contrato con el adjudicatario. Inicio del período de transición de 90 días.
Dic. 2026: Adquisición final y transferencia efectiva al operador privado.
Qué se licita y bajo qué modelo
El proceso está encuadrado en el Decreto 67/2025 y propone un esquema de desintegración vertical con open access. Los activos se dividen en tres bloques que se licitan y rematan por separado: las vías e inmuebles mediante concesión pública, los talleres ferroviarios también por concesión, y el material rodante —locomotoras y vagones— a través de remate público.
Un punto que generó inquietud entre los interesados es que el esquema obliga a que cada componente sea adjudicado a empresas con CUITs distintos. Si un mismo grupo inversor quiere más de uno, debe presentarse con entidades jurídicas separadas.
La concesión abarca 7.594 kilómetros operativos de las líneas Belgrano, San Martín y Urquiza, en 16 provincias y con conexión a cinco pasos internacionales: Chile, Bolivia, Paraguay, Brasil y Uruguay.
Las inversiones obligatorias por contrato ascienden a US$ 755 millones: US$ 420 millones para la línea San Martín, US$ 260 millones para la Belgrano y US$ 75 millones para la Urquiza, con un límite de financiamiento de US$ 435 millones para el conjunto.
Por qué el sector minero mira este proceso con lupa
El Belgrano Cargas es la columna vertebral ferroviaria del NOA —según designación del Banco Mundial—, la región que concentra los tres distritos litíferos más importantes del país: Salta, Jujuy y Catamarca.
Los proyectos de litio y cobre allí radicados acumulan anuncios de inversión por más de US$ 20.000 millones, con exportaciones que podrían multiplicarse por cuatro hacia 2030 y por seis hacia 2035.
El problema es que hoy el sistema no está a la altura de esa demanda. La red opera con una densidad de apenas 0,63 millones de toneladas-kilómetro por kilómetro de vía, frente a 3,40 en Brasil y 24,20 en Australia.
El tráfico en los ramales mineros C13 y C14 —los críticos para el NOA— apenas alcanza 12.500 toneladas anuales. Con obras de modernización, solo el ramal C14 podría movilizar hasta 400.000 toneladas anuales de litio y cobre, y llegar a 1,3 millones de toneladas si se concreta la mina Taca Taca en Salta.
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Trenes Argentinos presentó el proyecto en Nueva York ante inversores. El llamado a licitación se publica esta semana en el país.
En los próximos 15 años, el sector minero podría representar más del 67% de la carga total del NOA transportada por el Belgrano —contabilizados insumos y producción de cobre—, según el Banco Mundial.
La producción nacional de litio podría pasar de 37.500 toneladas en 2022 a 260.000 toneladas proyectadas. El ramal C14, que hoy mueve un promedio de 1.500 toneladas mensuales de litio desde el Salar de Pocitos hacia el puerto de Antofagasta, tiene proyección de crecer a 25.000 toneladas mensuales en cuatro años.
«Hay una cantidad de ramales que son los que necesita el sector, sobre todo los del norte. Las empresas vinculadas al litio nos consultan por el estado y las capacidades», dijo Alejandro Núñez, presidente de Trenes Argentinos Cargas.
Un sistema que hoy mueve menos que en 1970
La paradoja del Belgrano Cargas es que transporta hoy menos carga que en 1970, pese a que la producción agropecuaria argentina se multiplicó casi seis veces en el mismo período. Lo admitió el propio Alejandro Núñez, presidente de Trenes Argentinos Cargas, ante inversores en Nueva York.
«El volumen de carga transportado (por tren) hoy es inferior al de 1970, aunque la producción agropecuaria casi se sextuplicó en el mismo período», confirmó Núñez.
Con obras estructurales, el Gobierno estima que la red podría triplicar su volumen de carga. El ministro Luis Caputo proyecta que la inversión privada en el sector puede duplicar la capacidad en los próximos 18 meses, especialmente para minería en San Juan y Catamarca.
«Eso va a desarrollar y ampliar la frontera de producción agrícola y va a viabilizar muchos proyectos mineros», señaló Núñez.
Los interesados: el gigante mexicano y el consorcio cerealero
Grupo México Transportes (GMXT) es la única empresa internacional que confirmó interés firme en el proceso, según la Agencia Noticias Argentinas con acceso directo a la presentación de Argentina Week. GMXT opera más de 10.500 kilómetros de vías en 24 estados de México, es socia de Union Pacific en Estados Unidos, transporta más de 100 millones de toneladas anuales y reportó ventas de US$ 13.024 millones en 2025. Su propuesta contempla una inversión de hasta US$ 3.000 millones en cinco años. La empresa advirtió que si no obtiene el ramal Belgrano, retira su interés en las demás líneas.
«Creemos que una integración vertical es lo que más conduciría a una eficiencia operativa de una red integrada en Argentina», aseguró Bernardo Ayala, CEO de GMXT USA.
El segundo interesado es el consorcio agroindustrial conformado por Aceitera General Deheza (AGD), ACA, Bunge, Louis Dreyfus y Cargill, con foco en el corredor que conecta el agro con los puertos del Gran Rosario. Su estrategia es sectorial: no busca las tres líneas, sino ese tramo específico.
Fuentes: Agencia Noticias Argentinas Decreto 67/2025 (Boletín Oficial); Reuters, Banco Mundial, Crónica Ferroviaria y aportes de Redacción +E.
Los hitos recientes del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) confirman que el tramo final ya está en marcha y el inicio de operaciones se acerca con fuerza. El VMOS, el oleoducto que unirá los yacimientos de Vaca Muerta con la terminal marítima de Punta Colorada en Río Negro, registra un avance general del 58% al cierre de marzo de 2026. Liderado por un consorcio de ocho petroleras, este proyecto representa la mayor inversión privada en infraestructura energética de las últimas décadas en Argentina.
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En las últimas semanas acumuló hitos clave: la prueba hidrostática exitosa de un tanque en Allen, el cruce subterráneo del río Negro y la soldadura automática completada en toda la extensión del ducto. El objetivo es claro: iniciar exportaciones en diciembre de 2026 con capacidad inicial de 180.000 barriles diarios.
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Prueba hidrostática en Allen
La Estación Cabecera de Bombeo Allen, punto de partida del oleoducto, completó esta semana la prueba hidrostática de uno de sus tanques de almacenamiento. El proceso consistió en un llenado controlado durante 14 días que verificó la integridad estructural y los estándares de seguridad. El tanque cuenta con capacidad de 70.000 m³, equivalente a más de 1.500 camiones cisterna de combustible.
La construcción utilizó el sistema Cantoni, que ensambla las estructuras de arriba hacia abajo con elevación hidráulica, lo que reduce tiempos y riesgos. Allen alojará tres tanques en total; en la primera fase operativa se habilitarán dos. La próxima etapa incluye la instalación de un domo de aluminio de 65 metros de diámetro y una membrana flotante para minimizar venteos y maximizar la seguridad ambiental.
Cruce del río Negro: el hito técnico más desafiante
El 20 de marzo, el VMOS concretó el cruce subterráneo del río Negro en el kilómetro 120, entre Chelforó y Chimpay. La operación empleó perforación horizontal dirigida para instalar una cañería de 30 pulgadas a 25 metros de profundidad. La perforación principal de 800 metros se realizó en apenas 28 días, aunque los trabajos totales en la zona demandaron cinco meses.
“Este hito une Allen con Punta Colorada, cruzando por debajo del río Negro, con todo el valor simbólico que tiene este río que le da nombre a la provincia. Es un proyecto pionero que cumple con los más altos estándares de seguridad y cuidado del ambiente”, declaró Gustavo Chaab, CEO de VMOS.
Por su parte, Gustavo Gallino, presidente del consorcio VMOS y vicepresidente de Infraestructura de YPF, agregó: “El cruce del río Negro marca un hito clave para el VMOS. Nos acerca a concretar una obra estratégica que amplía la capacidad de evacuación de petróleo, promueve nuevas exportaciones y contribuye al desarrollo productivo regional”.
El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, afirmó: “El VMOS va a cambiar la historia de la costa rionegrina y consolida a Río Negro como eje del desarrollo energético nacional”.
Estado de la obra al 30 de marzo de 2026
Ducto principal (437 km): Soldadura automática completada en toda la extensión. Cruce del río Negro finalizado. Pruebas hidráulicas ejecutadas en Allen–Chelforó. El tramo Chelforó–Punta Colorada avanza en terminaciones.
Estación Cabecera Allen: Prueba hidrostática del tanque de 70.000 m³ completada. Avance en fundaciones eléctricas y prefabricado de cañerías.
Estación de Bombeo 1 – Chelforó: Avances en obra civil, bases premoldeadas, piping interno y estructuras para trampas de scrapers.
Terminal Punta Colorada: Bases de los seis tanques construidas. Protección catódica instalada en casi todos. Tres tanques (TK404, TK401 y TK406) en montaje activo. Obra marina en preparación; monoboya prevista para septiembre de 2026.
Hoja de ruta hacia las operaciones
Marzo 2026: Cruce del río Negro y prueba hidrostática en Allen completados. Avance general: 58%.
Septiembre 2026: Arribo de la primera monoboya. Inicio de operaciones offshore.
Diciembre 2026: Primera exportación con capacidad inicial de 180.000 barriles diarios. Al menos dos tanques y una monoboya operativos.
Mediados de 2027: Segunda fase con 390.000 barriles diarios.
2028: Capacidad máxima de 550.000 barriles diarios, seis tanques, dos monoboyas y todas las estaciones de bombeo en funcionamiento.
Magnitud del proyecto: inversión, empleo y divisas
La inversión total ronda entre US$ 2.500 y US$ 3.000 millones, financiados en un 70% mediante un préstamo sindicado de US$ 2.000 millones liderado por Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander. El 30% restante lo aportan los socios. El VMOS fue el primer proyecto de hidrocarburos en incorporarse al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
El consorcio integra YPF, Vista Energy, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol, Shell Argentina y Tecpetrol. La obra genera más de 5.000 puestos de trabajo directos e indirectos, con fuerte participación local rionegrina.
Una vez operativo, el sistema podría generar exportaciones por más de US$ 15.000 millones anuales, según estimaciones del consorcio. El ducto de 30 pulgadas (76 cm) de diámetro utiliza la misma tecnología de soldadura automática aplicada en el Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno. En octubre de 2025 se alcanzó un récord sudamericano: 175 uniones automáticas en una jornada, equivalente a más de 4 km de avance diario.
“Este nuevo oleoducto consolida por completo el plan de crecimiento de YPF para alcanzar unos 250.000 barriles diarios para finales de 2026, lo que permitirá alcanzar medio millón de barriles diarios para 2030”, señaló Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
Terminal Punta Colorada: el nodo exportador del Atlántico sur
La Terminal Portuaria de Punta Colorada, en el Golfo San Matías cerca de Sierra Grande, constituye el componente de mayor complejidad. La infraestructura offshore operará con dos monoboyas Single Point Mooring (SPM) instaladas a 15 km de la costa, conectadas por oleoducto submarino. Cada buque podrá transportar hasta 2 millones de barriles por viaje.
En tierra, la terminal alojará seis tanques de 120.000 m³ cada uno —los de mayor capacidad construidos en Argentina—, con 82 metros de diámetro y 38 metros de altura. La capacidad total de almacenamiento alcanzará 720.000 m³ en 2028.
El VMOS no solo resuelve cuellos de botella logísticos, sino que posiciona al shale oil argentino como generador clave de divisas y coloca al país en la senda de exportador global de petróleo. Con el 58% de avance y hitos cumplidos en tiempo récord, el proyecto entra en su fase decisiva.
En el centro de coordinación de urgencias médicas de Mayabeque -al norte de La Habana-, una cocinita, un colchón con sábanas tibias y cuatro teléfonos que no dejan de sonar forman el escenario diario. “Dígame el nombre de la gestante”, dice una responsable mientras chasquea la lengua. “Mándamelo al WhatsApp, que no te oigo bien… No tiene señal”. Poco después anota datos en un cuaderno y evalúa si enviar o no una ambulancia. Hasta hace tres meses, esa libreta se iluminaba solo con la linterna del móvil debido a los constantes apagones. Hoy, las placas solares instaladas en enero garantizan luz constante.
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Según datos oficiales, este es uno de los 5.000 módulos colocados por el Gobierno en los últimos seis meses en ambulatorios clave. Paralelamente, unos 10.000 sanitarios pagaron a plazos su propio panel en copago con el Estado.
Paneles solares donados por el “Convoy Nuestra América”, valoradas en medio millón de dólares, llegarán a comunidades aisladas, policlínicos, hogares de ancianos, panaderías y estaciones de comunicaciones.
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La doctora Yaniusja Pérez y Olides Perera Rodríguez, junto a un panel solar instalado en el Centro Coordinador de Urgencias y Emergencias Médicas de Mayabeque. Foto: El País
La revolución energética
La apuesta por las energías renovables forma parte de la estrategia del Gobierno cubano y de los particulares para reducir la dependencia del petróleo, agravada por el embargo energético de Estados Unidos desde finales de enero de 2026.
Tras el Período Especial, Cuba exploró biomasa de la industria azucarera y solar en el campo. En los 2000, Fidel Castro impulsó la revolución energética, centrada en eficiencia: sustitución de electrodomésticos y bombillos de bajo consumo.
En 2014, bajo Raúl Castro, las renovables pasaron de alternativa a estrategia nacional. La meta inicial era 24% de energía renovable para 2030. Hoy el objetivo se actualizó a 40% para 2035 y 100% para 2050, según la Estrategia Nacional para la Transición Energética.
Sin embargo, los apagones persisten porque la oferta de electricidad suele cubrir solo la mitad de la demanda. El déficit promedio alcanza 1.400 MW durante el día y entre 1.800 y 2.000 MW en horario nocturno, con una demanda que ronda los 3.000 MW.
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Dos personas se iluminan durante el apagón nacional del 21 de marzo en La Habana. Foto: El País.
Cuba sigue dependiendo del petróleo: 1.800 grupos de generación distribuidos funcionan con diésel y fueloil, mayormente importado de Venezuela hasta la caída de Nicolás Maduro el 3 de enero y el posterior asedio estadounidense.
Las siete termoeléctricas con 16 unidades de generación sufren averías constantes. El 16 de marzo, nueve unidades no operaban. Funcionan con crudo cubano de alto contenido en azufre que daña la maquinaria.
Leonor Castillo Hernández, directora funcional de la Empresa de Mantenimiento de Centrales Eléctricas (Emce), describe la presión: “Sé que hay niños en hospitales, familias que pierden lo que guardaron en la heladera y pasan hambre. Nosotros sentimos mucha presión también”.
La reserva de materiales de reposición está prácticamente en cero. “Antes importábamos a Estados Unidos, ahora nos toca hacerlo más lejos y más caro. Están obligándonos a poner parches en lugar de arreglarlo integralmente”.
“Hacia la soberanía energética”
Sin divisas para importar petróleo y con extracción nacional insuficiente, Cuba miró al sol. La construcción de parques solares se aceleró el año pasado. A cierre de 2025 se instalaron 52 parques solares fotovoltaicos que aportan alrededor de 1.000 megavatios pico (MWp), financiados en cooperación con China. El presidente Miguel Díaz-Canel anunció que durante el pico diurno la energía solar ya genera la mitad de la energía consumida.
La Estrategia Nacional prevé 92 parques para 2028, duplicando el aporte actual y cubriendo prácticamente dos tercios de la demanda diurna. “El camino es largo y complejo, pero tenemos claro hacia dónde vamos: hacia la soberanía energética plena”, expresó el ministro de Industria, Eloy Álvarez Martínez, en Mesa Redonda a principios de marzo.
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Un panel solar instalado como parte de un programa de energía solar para trabajadores de la salud en Mayabeque, Cuba. Foto: El País
El negocio del momento
Con apagones que alcanzan 20 horas en algunas zonas, la transición pasó de horizonte verde a necesidad urgente. Para muchos cubanos, también representa un negocio lucrativo. Petra, taxista en La Habana desde hace 15 años, combina su trabajo con la importación y venta de instalaciones solares desde México y Panamá.
“Eso se vende solo, mija. Yo me pago los pasajes con la mitad de las lámparas y paneles que vendo”. Dos negocios particulares instalan al menos tres sistemas al día, con precios entre 2.000 y 78.000 dólares, accesibles solo para quienes reciben remesas, dueños de negocios o extranjeros. “Es el negocio del momento”, reconocen.
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Los cortes de luz son una rutina en Cuba. Foto: AFP
Yaniuska Pérez Ocaña, jefa de odontología en Mayabeque, pagó su panel con ahorros de su brigada médica en Venezuela y un segundo trabajo montando piezas de antenas. “Es increíble haberme formado toda la vida y saber que ganaría más como higienista dental en cualquier país del mundo”.
Su panel costó unos 100 dólares; otros lo pagarán durante toda la vida. Desde su azotea se ven pocos paneles más: “Yo quisiera que esta suerte que tengo yo no fuera solo mía y que esto estuviera lleno de paneles”.
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“Cuando no es una cosa, es la otra”
La doctora Yaniusja Pérez y Olides Perera Rodríguez ilustran la realidad diaria: la luz solar alivia una carencia entre miles. Mientras el Gobierno acelera la instalación de parques y módulos para centros vitales, la población enfrenta una crisis estructural. Las termoeléctricas envejecidas, la falta de combustible y la opacidad en el mantenimiento convierten cada jornada en un malabarismo.
Expertos y funcionarios coinciden en que el sol ofrece una vía hacia la independencia energética. Sin embargo, el déficit nocturno persiste y la demanda supera con creces la oferta disponible. La instalación de baterías y sistemas de almacenamiento se presenta como el siguiente paso necesario.
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Fábricas y plantas no pueden funcionar por los largos períodos sin energía. Foto: AFP
Cuba, con su alto índice de radiación solar, transforma la crisis en oportunidad. Los 52 parques ya operativos y los miles de módulos en hogares y servicios sanitarios demuestran avances concretos, pero también evidencian la brecha entre el pico diurno —donde el sol cubre hasta la mitad del consumo— y las noches sin luz.
La soberanía energética plena sigue siendo el horizonte. Mientras tanto, sanitarios, taxistas y emprendedores convierten los paneles solares en herramienta de supervivencia y, para algunos, en el negocio más rentable del momento. El sol no se bloquea, pero la transición requiere inversión, mantenimiento y transparencia.
La minería argentina presenta hoy una paradoja que pocos sectores exhiben con tanta claridad. En abril de 2025, el empleo formal directo registró 38.801 puestos de trabajo, una caída del 5,3% interanual y la décima contracción consecutiva. Solo en el primer cuatrimestre de ese año el sector eliminó 605 puestos. Sin embargo, las proyecciones para los próximos cinco años dibujan el escenario opuesto: una expansión laboral sin precedentes en la historia minera del país.
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La explicación de esa tensión es estructural. Los proyectos que definirán la próxima década todavía están en etapa de construcción o aprobación. El talento que necesitan aún no existe en la escala requerida. Y el tiempo para cerrar esa brecha es más corto de lo que parece.
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El piso actual: qué tiene hoy el sector
La minería emplea de manera directa a 37.000 personas y genera más de 120.000 puestos indirectos, según datos de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM). Se trata del sector con menor informalidad laboral de la economía: apenas el 1,3% de empleo no registrado, contra el 42% del promedio general. Y el salario promedio del trabajador minero es 3,7 veces superior al del resto del sector privado.
El recorrido histórico muestra una industria en expansión sostenida: en enero de 1996 el sector registraba 33.044 empleados formales; ese número escaló hasta superar los 90.000 puestos en 2015 y tocó un pico histórico de 100.578 trabajadores en enero de 2024. Los proyectos metalíferos concentran el mayor volumen, con 11.284 puestos (29,1% del total), seguidos por los servicios mineros con 8.807 (22,7%) y las rocas de aplicación con 5.408 (13,9%). En abril de 2025 operaban 997 empresas mineras, con un promedio de 39 empleados por firma.
En ese contexto de contracción general, el subsector del litio actúa como contratendencia: la exploración y financiación de proyectos de litio creó 239 nuevos puestos con un crecimiento interanual del 11,8%. Es, además, el rubro con mayor participación femenina: las mujeres representan el 22,3% de su fuerza laboral, con un incremento del 8,6% en el último año.
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Morgan Stanley proyecta 36.000 empleos en construcción minera para 2027 y un total de 51.000 puestos directos en el sector. Foto: prensa Minería de San Juan.
Lo que viene: las proyecciones que cambian todo
El verdadero salto laboral del sector minero argentino todavía no ocurrió. Según un informe de Morgan Stanley, en 2026 se espera la creación de unos 12.000 empleos solo en construcción, con una fuerza laboral total vinculada a metales que alcanzará los 28.000 trabajadores. En 2027, el crecimiento se acelera: cerca de 36.000 empleos en construcción y un total de 51.000 puestos directos en el sector.
Las exportaciones de minerales metálicos acompañan esa curva: de USD 5.000 millones en 2025, podrían duplicarse a casi USD 10.000 millones en 2026, según el mismo informe de Morgan Stanley.
Para el cierre de 2026, la minería superaría los 115.000 empleos entre directos e indirectos, con salarios que duplican y triplican la media nacional.
La proyección más ambiciosa la sostiene la CAEM: el desarrollo pleno de los proyectos de cobre y litio podría llevar la masa laboral directa e indirecta del sector a entre 200.000 y 250.000 puestos, con un horizonte de 200.000 nuevos empleos hacia 2032, traccionados por inversiones que superan los USD 33.000 millones.
El RIGI como detonador: cada aprobación, miles de puestos
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) opera como catalizador directo del empleo. La inversión minera proyectada para 2026 alcanzaría los USD 7.510 millones, un salto del 441% respecto de 2025, y cada proyecto aprobado bajo ese marco viene acompañado de compromisos laborales concretos.
Los dos últimos proyectos aprobados bajo el RIGI, en febrero de 2026, ilustran la magnitud del efecto: Veladero (ampliación, USD 380 millones, San Juan) y Diablillos (nueva mina de oro y plata, USD 760 millones, Salta) generarán en conjunto más de 2.300 puestos de trabajo directos e indirectos, con exportaciones proyectadas de USD 750 millones anuales.
A eso se suman los compromisos ya formalizados de proyectos anteriores. Gualcamayo (extensión de vida útil, San Juan): USD 665 millones y 1.700 empleos directos. Fénix (ampliación de Rio Tinto en Catamarca): USD 530 millones, 1.143 puestos en construcción y 504 en operación.
Manuel Benítez, presidente de CAPMIN, sintetizó el momento con una frase que circuló en el sector: «La minería argentina dejó de ser una promesa para convertirse en una realidad federal y competitiva».
l empleo minero formal registró 38.801 puestos en abril de 2025, con apenas el 1,3% de informalidad laboral en el sector.
Foto: prensa Minería de San Juan.
El cuello de botella: los perfiles que el mercado no tiene
El principal límite al crecimiento ya no es el capital ni la geología. Es el talento especializado. Los perfiles más demandados por el sector incluyen geólogos, hidrogeólogos, ingenieros químicos, electromecánicos y civiles, junto con técnicos en seguridad e higiene y sostenibilidad. En el campo operativo, la escasez de perforistas y técnicos de campo con experiencia en condiciones de alta montaña y regímenes de trabajo de turnos 14×14 representa un desafío concreto para las operadoras.
A esos requerimientos técnicos se agregan competencias transversales: dominio del inglés, habilidades de gestión y experiencia en criterios ESG (ambientales, sociales y de gobernanza). Un estudio regional indica que el 12% de los ejecutivos latinoamericanos ya tiene parte de su compensación variable ligada a indicadores ESG. El dato positivo: la intención de emigrar entre ejecutivos argentinos cayó un 41% en el último año, lo que amplía la disponibilidad de talento de alta calificación en el mercado local.
La respuesta educativa: universidades y plataformas en movimiento
El sistema académico empieza a reaccionar. En San Juan, la Universidad Nacional registró un salto significativo en la carrera de Ingeniería en Minas: para el ciclo lectivo 2026, los ingresantes pasaron de 50 a 150 estudiantes. El crecimiento abarca también tecnicaturas en operaciones mineras y procesamiento de minerales, con modalidades presenciales, a distancia e híbridas.
En Salta, una plataforma de empleo minero ya cuenta con más de 20.000 postulantes registrados y 60 compañías activas en búsqueda de perfiles técnicos y operativos. Los salarios del sector alcanzan los $10 millones en posiciones de supervisión y jefatura, un nivel que, en el contexto argentino, convierte a la minería en una de las opciones laborales más atractivas para técnicos y profesionales calificados.
En el Triángulo del Litio —Jujuy, Salta y Catamarca—, la implementación de registros de proveedores y plataformas de oferta laboral prioriza la contratación de mano de obra local y el desarrollo de pymes regionales, en un intento por anclar los beneficios de la expansión en las economías provinciales.
Una carrera contra el reloj
Argentina tiene el mineral, tiene la inversión comprometida y tiene el marco regulatorio. Lo que todavía construye es el capital humano capaz de operar la mayor expansión minera de su historia. La ventana para cerrar esa brecha formativa es estrecha: los proyectos no esperan, las obras avanzan y la demanda de talento especializado ya supera ampliamente la oferta disponible.
En un contexto internacional atravesado por tensiones geopolíticas, cuellos de botella logísticos y mayor competencia por los recursos energéticos, la capacidad de un país para procesar sus propios hidrocarburos vuelve a ocupar un lugar central en la agenda. Más allá del volumen de producción, la discusión empieza a girar en torno a cuánto valor agregado se genera puertas adentro y qué nivel de autonomía real existe en materia de abastecimiento.
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En ese marco, un informe del economista y consultor energético Nicolás Taiariol pone en el centro del debate el valor estratégico del sistema de refinación en Argentina y propone analizarlo a la luz de un caso internacional que encendió alertas. El trabajo toma como referencia la situación de Australia, un país con abundantes recursos que enfrenta una crisis de combustibles, para subrayar la importancia de sostener la competencia industrial local en un escenario global cada vez más inestable.
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Australia en crisis: qué pasa cuando se pierde capacidad industrial
El punto de partida es un artículo publicado en el portal OilPrice.com que describe la situación australiana como una “crisis de combustibles”. De acuerdo al texto citado, se trata de una nación que produce unos 320.000 barriles diarios de petróleo, pero que no cuenta con la infraestructura suficiente para procesarlo.
Según el especialista, Australia atraviesa un proceso de desindustrialización que redujo su parque refinador a solo dos plantas, con capacidad para cubrir cerca del 20% de la demanda interna. El resto depende de importaciones.
Esa dependencia alcanza hasta el 90% en productos como diésel, nafta y combustible de aviación, principalmente importados desde Asia. En un escenario internacional más fragmentado, esta situación dejó de ser solo un problema de costos.
Las restricciones a las exportaciones por parte de países como China, Corea del Sur y Tailandia, junto con los largos tiempos logísticos desde Estados Unidos, que pueden superar los 50 días, convirtieron esa debilidad estructural en un riesgo concreto para el abastecimiento. “La lección es clara: exportar materias primas sin valor agregado mientras se depende de terceros para los derivados es una ilusión de soberanía energética”, advirtió el consultor.
La ventaja de Argentina
En contraste, el informe destaca que la Argentina conserva un entramado industrial que, con limitaciones, sigue siendo un diferencial en la región. El país cuenta con 10 refinerías operativas, distribuidas en distintos polos, con una capacidad superior a los 600.000 barriles diarios.
Ese sistema permite cubrir entre el 70% y el 85% de la demanda interna y, en algunos períodos, alcanzar el autoabastecimiento e incluso exportar derivados. Además, las refinerías locales están adaptadas para procesar distintos tipos de crudo, lo que reduce la necesidad de importar materia prima.
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Vaca Muerta como respaldo del sistema
El desarrollo de Vaca Muerta aparece como un factor clave en esa estructura. Según Taiariol, la formación impulsa las exportaciones de crudo y asegura el abastecimiento para el sistema refinador en el largo plazo.
A diferencia de Australia, donde existen limitaciones técnicas para procesar su propio petróleo, la Argentina cuenta con una mayor integración entre producción e industrialización.
«Argentina posee un activo geológico que Australia envidiaría para su transición energética: Vaca Muerta. Mientras Australia produce crudo liviano (condensados) que no puede procesar en sus refinerías antiguas (obligándolas a importar crudo pesado), el país cuenta con una matriz diversificada. El desarrollo de Vaca Muerta no solo permite el crecimiento de las exportaciones de crudo, sino que asegura el abastecimiento de largo plazo para su industria refinadora interna. Argentina está en condiciones de replicar el modelo industrial con el gas natural (GNL, gasoductos, petroquímica), evitando caer en la trampa australiana de exportar crudo en bruto e importar naftas y diésel», indicó el economista en el reporte.
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«En el debate local, suele instalarse la narrativa de que la industria energética es un problema de ‘costo’ o un ‘foco de conflicto’. Sin embargo, la crisis australiana demuestra que la capacidad de industrializar los recursos naturales es un seguro contra la volatilidad global», explicó el experto.
Taiariol sostuvo que los principales activos que la Argentina debe preservar están vinculados a su infraestructura de refinación, la autosuficiencia logística y el entramado laboral del sector. Según planteó, mantener operativas las refinerías «no es una cuestión de subsidios», sino que responde a la necesidad de resguardar la capacidad de resiliencia del sistema energético. Asimismo, señaló que un eventual desmantelamiento, como ocurrió en Australia, expondría al país a la volatilidad de los mercados internacionales.
A su vez, destacó que la red de oleoductos y puertos permite garantizar el abastecimiento interno sin depender de importaciones para el consumo doméstico. En paralelo, remarcó que la industria hidrocarburífera sostiene un volumen significativo de empleo calificado y una amplia cadena de valor. “Desindustrializar sería condenar a ese capital humano a la obsolescencia”, dijo Taiariol, en referencia a la pérdida de capacidades técnicas que experimentó Australia.
Un desarrollo sostenido en el tiempo
«Cuando se habla de los recursos naturales de Argentina, suele caerse en el error de considerarlos una «bendición geológica» automática. Sin embargo, la capacidad de convertir ese subsuelo en soberanía energética es el resultado de décadas de trabajo, inversión, conocimiento técnico y voluntad estratégica que merece ser reconocido como un logro nacional», indicó Taiariol.
El informe repasa el rol del Estado y del sector privado en la construcción del sistema energético nacional. Desde la creación de YPF en 1922 hasta la expansión de infraestructura en distintas etapas, la industrialización de los hidrocarburos fue una política sostenida a lo largo del tiempo.
«Contrario al desmantelamiento visto en Australia (donde se dejó cerrar 5 refinerías por «falta de rentabilidad»), Argentina mantuvo, a través de distintos gobiernos y vaivenes políticos, la decisión estratégica de preservar su parque refinador. La recuperación de YPF en 2012 fue un acto de defensa de ese patrimonio industrial», aseguró el especialista.
La energía, una herramienta de estabilidad
En el tramo final del documento, Taiariol introdujo una mirada más amplia sobre la cuestión: “El sistema energético argentino no es perfecto. Tiene desafíos de inversión, de eficiencia y de actualización tecnológica”, señaló, aunque remarcó que existe un entramado industrial, humano y estratégico construido a lo largo de décadas que constituye una base sólida.
Desde esa perspectiva, planteó que defender ese esquema implica, en primer lugar, “valorar la infraestructura existente”, al subrayar que “cada refinería, cada oleoducto y cada trabajador especializado es un activo estratégico”. En la misma línea, insistió en la necesidad de “reconocer el esfuerzo histórico” y advirtió que sostener la industria no debe leerse como un costo, sino como una inversión, especialmente en un contexto donde otros países pagan las consecuencias de haber desmantelado su capacidad.
De cara al futuro, el consultor puso el foco en el potencial de integración entre recursos y capacidad industrial. “La combinación de Vaca Muerta con la capacidad de refinación y petroquímica instalada coloca a Argentina en una posición única en el mundo”, afirmó, al tiempo que destacó la posibilidad de avanzar hacia un modelo que no solo exporte materias primas, sino que también las procese.
“En un mundo donde las cadenas de suministro se rompen y la energía se utiliza como arma geopolítica, tener la capacidad de convertir tus propios recursos en combustible, con tu propia industria y gente, no es un detalle menor”, concluyó, y agregó: “Y eso, sin duda, es algo para estar orgullosos”.
Argentina no tuvo producción de cobre de gran escala desde el cierre de Bajo de la Alumbrera en 2018. Ese paréntesis de casi una década está por cerrarse de manera contundente. Un informe reciente de la Secretaría de Minería establece que la cartera actual de proyectos avanzados posiciona al país como actor central en la transición energética global, con una estimación de inversión de capital (CAPEX) superior a los USD 30.000 millones distribuidos en nueve iniciativas en estados avanzados, localizadas principalmente en Cuyo y el NOA.
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Las reservas argentinas de cobre suman 17,2 millones de toneladas métricas, cifra que representó el 1,8% del total global en 2024. Con yacimientos nuevos y leyes del mineral competitivas —el promedio ronda el 0,45%—, el país ofrece una ventaja diferencial frente a productores tradicionales como Chile, cuyas minas envejecen y registran caída en sus leyes.
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Bajo de la Alumbrera es una explotación minera a cielo abierto ubicada en la provincia de Catamarca. Foto: Secretaría de Minería.
El mercado global que Argentina quiere capturar
El contexto internacional actúa como catalizador. La demanda global de cobre refinado alcanzó las 28,6 millones de toneladas en 2024 y se proyecta con un crecimiento del 30% hacia 2035, según la Secretaría de Minería.
Este incremento ya no responde solo a los usos tradicionales en construcción y redes eléctricas: la irrupción de los vehículos eléctricos, las energías renovables y la infraestructura para Inteligencia Artificial y centros de datos redefine la curva de demanda estructural.
El crecimiento hacia mediados de la próxima década se explicará en un 60% por China, mientras que Estados Unidos deberá importar cerca del 60% de su consumo de cobre refinado. India emerge como la economía con mayor dinamismo en el rubro, con una tasa de crecimiento anual compuesta del 3,3%.
Japón, Alemania y EE.UU. crecerán a tasas de 1,0%, 2,4% y 2,2% respectivamente, traccionadas por tecnologías vinculadas a renovables, vehículos eléctricos e IA. China, por su parte, crecerá a una tasa anual compuesta del 1,8% en el mismo período.
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El Pachón es un proyecto minero ubicado en San Juan. Está emplazado a unos 5 km de la frontera con la Chile a una altura entre 3000 y 4200 msnm. Foto: secretaría de MInería.
Top 6
En este contexto, hay seis megaproyectos de Argentina que pede llegar a redefinir el mapa minero.
El primero es El Pachón (San Juan). Bajo control de Glencore, es el proyecto que más se destaca: una inversión estimada de USD 10.400 millones y una vida útil proyectada de 24 años para producción de molienda y flotación de concentrados.
En segundo lugar, Josemaría -que también está en San Juan y es parte del Distrito Vicuña- avanza en etapa de construcción con un CAPEX de USD 4.061 millones. El desarrollo, a cargo de Lundin Mining y BHP, integra una sinergia transfronteriza con Chile para optimizar logística y recursos.
En la lista no puede faltar Filo del Sol. Se trata del tercer componente del Distrito Vicuña, atraviesa la etapa de prefactibilidad con una inversión inicial estimada en USD 3.000 millones. En conjunto, Vicuña prevé una primera etapa de CAPEX de USD 7.000 millones, con un desarrollo total que escalaría a los USD 18.000 millones en una década.
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Las exportaciones de cobre argentino, salido de proyectos como Los Azules (foto), podrían superar los USD 17.000 millones anuales hacia 2035, según la Secretaría de Minería. Foto: Secretaría de Minería.
EL otro proyecto que destaca en el escenario local es Taca Taca. Ubicado en Salta y gestionado por First Quantum Minerals, demanda una inversión de USD 5.200 millones y se destaca por una vida útil estimada de 32 años. Su puesta en marcha, prevista para 2030, diversifica el perfil exportador del NOA.
Por otro lado, Los Azules (San Juan) introduce una innovación relevante: la producción directa de cátodos de cobre mediante lixiviación, con una inversión de USD 3.168 millones y el respaldo de Stellantis como socio estratégico, alineado con la demanda de la industria automotriz para baterías y vehículos eléctricos.
Finalmente, MARA. Desarrollado por Glencore en Catamarca sobre la infraestructura existente de la antigua Alumbrera, contempla una inversión de USD 4.000 millones y una vida útil de 23 años a partir de su inicio estimado en 2031. El aprovechamiento de activos preexistentes reduce costos operativos e impacto ambiental.
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El proyecto Taca Taca está ubicado a unos 35 kilómetros de Tolar Grande, en el departamento de Los Andes, provincia de Salta en la región de la puna argentina. Foto: secretaría de Minería.
Proyecciones monumentales
El impacto agregado de esta cartera es de escala histórica. La Secretaría de Minería estima que Argentina podría superar una producción de 1,5 millones de toneladas de cobre para 2035, lo que equivale al 6,1% de la producción mundial, y ubicaría al país por encima de economías como Estados Unidos, Indonesia y Zambia en ese mismo año.
La participación global argentina en producción de cobre se triplicaría en apenas cinco años. Y el piso productivo sostenido durante los próximos 30 años bordearía el millón de toneladas anuales, sin considerar ampliaciones ni el ingreso de nuevos proyectos actualmente en etapas más tempranas.
En términos de divisas, las exportaciones de cobre podrían superar los USD 17.000 millones anuales hacia 2035, una cifra con impacto directo sobre la estabilidad macroeconómica del país. El marco normativo que sustenta esas proyecciones combina la Ley de Inversiones Mineras con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
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El Distrito Vicuña integra Josemaría (foto) y Filo del Sol; su desarrollo total podría escalar a USD 18.000 millones en una década. Foto: secretaría de Minería.
Exploración, precios y competitividad
En 2024, Argentina se posicionó como la sexta economía mundial en inversión exploratoria en cobre, con USD 200 millones, el doble de lo invertido el año anterior. Ese salto refleja la confianza de las operadoras en el potencial de los yacimientos locales, incluso en zonas de alta montaña con costos logísticos elevados.
El factor precio opera como respaldo estructural. El valor de la libra de cobre escaló de USD 2,5 a USD 4,2 en la última década y se proyecta un promedio de USD 4,8 para el período 2025–2035, niveles que garantizan la viabilidad económica de los proyectos en la Puna y la Cordillera.
La cadena de valor y los desafíos pendientes
El desarrollo de plantas de fundición y refinería en Asia incrementa la demanda internacional por el concentrado de cobre que producirá Argentina. Sin embargo, proyectos como Los Azules exploran la producción de cátodos, lo que permitiría agregar valor en origen y maximizar los márgenes del negocio.
En materia ambiental, la industria adopta estándares crecientes: procesos hidrometalúrgicos, integración de energías renovables en las operaciones, tecnología de gemelos digitales y perforación de precisión para reducir la huella de carbono. A eso se suma la infraestructura de transporte ferroviario y vial que conectará los yacimientos con los puertos del Pacífico y el Atlántico, elemento crítico para la competitividad logística del sector.
HOUSTON, EE.UU. Enviado especial. En el marco de la CERAWeekby S&P Global, la cumbre energética global que reunió esta semana a los principales actores de la industria en Houston, Texas, el CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, brindó definiciones clave sobre el futuro del megaproyecto Argentina LNG. Lejos de representar un obstáculo, el actual conflicto en Medio Oriente y la reconfiguración del mapa energético mundial figuran como catalizadores para acelerar la expansión de la planta a 12 millones de toneladas.
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En diálogo con la prensa argentina en la capital del shale, Marín detalló la magnitud del desafío financiero que enfrenta el consorcio fundacional —integrado por YPF, ENI y XRG—: estructurar el Project Finance más grande en la historia de Latinoamérica, por un monto cercano a los 15.500 millones de dólares. Con el JP Morgan como asesor y la mira puesta en cerrar la Decisión Final de Inversión (FID) para octubre de este año, YPF se prepara para una ronda de licitaciones bajo estrictos estándares de transparencia.
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Durante la CERAWeek, YPF ratificó que la planta de LNG podría escalar hasta 12 millones de toneladas más rápido de lo previsto.
—¿Complicó la negociación con potenciales socios o el desarrollo del proyecto el conflicto en Medio Oriente?
—No, no tiene nada que ver, para nada. Te diría que todo lo contrario. A mí no me gusta decir «la guerra» porque es algo no deseable y hay mucha gente que sufre. Pero lo que pasó es que esto acelera el LNG de Argentina de una forma que no se imaginan. Yo creo que lo que va a hacer este conflicto es acelerar fuertemente la expansión del proyecto. Yo personalmente empujaba mucho para que se logre, era lógico que tenga un tiempo entre una etapa y otra, pero creo que la situación puede llegar a hacerlo muy rápido; me refiero a lo que llamamos el proyecto de 12 millones de toneladas con los 6 millones adicionales.
—¿Para cuándo esperarían tener cerrado el financiamiento, parte o todo?
—La idea de todos los socios es tenerla finalizada para fines de este año. Estamos hablando para fines de octubre, pero puede ser noviembre o diciembre, es lo mismo. Me lo dicen los bancos, sobre todo nos lo dijo JP Morgan y algún otro banco lo confirmó: es el Project Finance más grande en la historia de Latinoamérica.
Financiamiento para crecer
—En cifras redondas, ¿cuánto van a salir a buscar a los mercados?
—Hay dos financiamientos. Está el midstream y downstream, que es de unos 20.000 millones de dólares, y el upstream, que es de 10.000 millones. El de 10.000 no lo ponés como Project Finance porque hoy en el mundo no hay este tipo de financiamiento para pozos. Sí lo hay para infraestructura y para barcos. Del de 20.000 millones, generalmente tenés que hablar de un 70% de financiamiento, unos 15.500 millones. Ese es el número que tenés que obtener. Es una combinación compleja, porque no es solamente financiamiento de bancos comerciales, sino que hay financiamiento de las ECA (Export Credit Agencies), que son bancos de desarrollo. Ellos te dan garantías a los que te prestan, alargan el período y te bajan la tasa. Es un rompecabezas que ya empezamos a armar con nuestro financial advisor, que es el JP Morgan.
—¿Cuáles son los próximos pasos respecto a este financiamiento y a la licitación de las principales obras?
—Estamos trabajando todos para tener los documentos mínimos necesarios para empezar las negociaciones del financiamiento para fines de abril. Es algo nuevo, no hay este tipo de contratos ni de financiamiento en Argentina, es el primer proyecto de esta envergadura. Lo que hay que hacer es tener todo listo para cuando esté avanzado el FID (Decisión Final de Inversión) para octubre. Para ese momento, tendríamos que tener todos los contratos licitados.
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En Houston, YPF detalló la hoja de ruta para reducir costos, acelerar perforaciones y sostener su plan de crecimiento en Vaca Muerta.
La figura de un cuarto socio
—¿El ganador de las obras tiene que estar antes del FID entonces?
—Tiene que estar antes de terminar el FID, en octubre de este año. Seguramente vamos a ir licitando en este período sujeto al FID. Es decir, llamás a licitación, definís al ganador y firmás sujeto a que salga la decisión final, porque si no atrasás mucho los proyectos. YPF tiene que ir a un sistema en todo lo que licitemos donde no haya negociaciones posteriores, que sea en el momento y absolutamente transparente. Queremos homologar nosotros antes de la licitación para que no se generen situaciones no deseables. Gana el que ponga el menor costo, porque al final del día el menor costo es mejor para todos.
—¿De qué depende que se sume finalmente un cuarto socio al proyecto?
—Estamos en los procesos finales, depende de los tiempos que le llevan al socio las aprobaciones formales. Pero no es que el consorcio esté buscando desesperadamente un cuarto socio. Somos tres socios fundadores: ENI, XRG (ADNOC) e YPF. Podemos hacerlo los tres solos. Es una oportunidad porque es un socio importante si se da, pero es ese socio o ningún otro. El proyecto con los tres socios fundadores avanza igual.
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El presidente de YPF aseguró en Houston que el conflicto en Medio Oriente acelera la expansión del megaproyecto Argentina LNG.
El salto en Vaca Muerta: la meta de los 250.000 barriles
Horacio Marín se hizo eco de los elogios que el CEO de Chevron propinó al potencial de Vaca Muerta durante la cumbre y detalló la hoja de ruta operativa de YPF en la cuenca neuquina para este año. El titular de la petrolera destacó una reducción sustancial en los tiempos y costos, una variable clave para sostener el plan de crecimiento.
«Hemos logrado bajas de costo significativas porque las compañías de servicios internacionales comprendieron que Argentina y Vaca Muerta hoy son distintas», aseguró Marín. En esa línea, precisó que el ciclo de perforación de un padde cuatro pozos, que en 2023 demandaba unos 310 días, hoy se logró reducir a 185 días. «Estamos en el sendero correcto y va a redundar en una baja del costo del pozo a partir de este año», auguró.
Sobre el nivel de actividad, confirmó un incremento paulatino en la cantidad de perforadores: «Ya levantamos un rig, pasamos de 12 a 13. En julio entra otro, en agosto entra otro y en diciembre entra el próximo. Todos esos van a ir subiendo la producción«.
El objetivo trazado por la compañía es alcanzar una producción de salida en Vaca Muerta de 250.000 barriles diarios o más a partir de diciembre. Para graficar el esfuerzo operativo detrás de esa cifra, el CEO apeló a lo que definió como «números carniceros»: «Si terminamos el año en 200.000 barriles, la declinación natural te hace caer 60.000 barriles para diciembre. Es decir, si YPF no hiciera absolutamente nada, la producción bajaría a 140.000. Nosotros estamos perforando para levantar esos 60.000 de caída, más otros 50.000 de crecimiento neto».
El precio del Brent sigue presionando a las cuentas del Gobierno nacional y lo obliga a tomar medidas para que los usuarios no vean golpeados sus ingresos. Esto llevó a que se suspendiera el aumento del impuesto a combustibles (IDC e ICL) para abril.
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“De esta forma, junto con la medida oficializada hoy (por este viernes) de especificaciones técnicas de mayor porcentaje de bioetanol, se toman medidas para mitigar el impacto del precio de la suba de petróleo en surtidor y acompañar al consumidor”, subrayaron desde la Secretaría de Energía de la Nación.
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Un primer aviso
Hay que recordar que la primera medida que tomó el Gobierno nacional para contrarrestar la suba del precio del crudo fue habilitar un incremento voluntario en el corte de bioetanol en naftas.
Según informó la cartera energética, “la medida apunta a dar mayor flexibilidad a la industria y a amortiguar eventuales subas en el precio de los combustibles en surtidor, protegiendo al consumidor”.
“La Resolución 79/2026 no modifica el corte obligatorio de bioetanol ni impone nuevas exigencias a las refinadoras. Su objetivo es adecuar la normativa vigente para que, si una empresa lo considera conveniente, pueda incorporar voluntariamente hasta 15% de bioetanol en las naftas, dentro de los parámetros de calidad establecidos”, consideró mediante un comunicado.
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El Gobierno frena un impuesto clave a las naftas para «acompañar a los consumidores».
Maria Isabel Sanchez
Qué significa la medida
Asimismo, la Secretaría de Energía afirmó: “en la práctica, esto les da a las refinadoras más flexibilidad para definir la composición de sus combustibles. Si optan por incorporar una mayor proporción de bioetanol, podrán reducir en igual medida la participación del componente fósil refinado del petróleo en la mezcla final”.
“La adecuación técnica responde a que el contenido de oxígeno de las naftas está directamente vinculado con el porcentaje de bioetanol incorporado. Por eso, para habilitar mezclas superiores de bioetanol sin afectar las especificaciones de calidad, resultaba necesario actualizar ese parámetro”, agregó.
“La resolución tampoco introduce cambios en el régimen aplicable al biodiesel, ya que la especificación técnica vigente para el gasoil ya contempla mezclas de hasta 20%”, aseveró.
Los aumentos en las naftas
Tal como informó +e, el informe del IIEP marca que la nafta súper ya acumula un aumento del 16% en lo que va de marzo, la Premium un 11,7% y el gasoil un 15,6% y un 12,1% en cada variante.
Sin embargo, lo más preocupante parecería estar por venir. Solamente hasta el 12 de marzo, el informe enumera que el precio del crudo subió un 30% interanual, al igual que el precio de export parity al que se toman los combustibles.
La cuestión es que, para no trasladar esta suba completamente al surtidor, el sector que pagó los platos rotos fueron las refinadoras no integradas, las que vieron desplomar sus márgenes de rentabilidad.
“El crack spread es el indicador central para evaluar la rentabilidad del eslabón de refinación dentro de la cadena de valor de los hidrocarburos. En diciembre de 2025 el indicador alcanzó USD 59/bbl y ahora se ubica en USD 40,5 por barril una caída de casi 18 dólares”, subrayaron.
La industria energética dio un paso que venía madurando desde hace años. Este lunes quedó inaugurado el Instituto de Formación Técnica Vaca Muerta (IVM) en el Polo Tecnológico de la ciudad de Neuquén, una iniciativa que busca dar respuesta a uno de los principales cuellos de botella del desarrollo del shale: la falta de mano de obra calificada con formación específica para las operaciones de campo.
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En el acto, estuvieron presentes el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; la ministra de Capital Humano, Sandra Pettovello; los gobernadores de Neuquén y Río Negro, Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck; el intendente de Neuquén, Mariano Gaido; y el secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado, Marcelo Rucci. También participaron directivos de las principales compañías que impulsan el proyecto.
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“Invertimos entre los privados. Se terminó lo que decíamos que buscábamos que el Estado bobo invierta por nosotros”, afirmó Marín. Entre las operadoras que integran el IVM se encuentran YPF, TotalEnergies, Vista Energy, Chevron, Pluspetrol, Shell, Pampa Energía y CGC. A ellas se suman empresas de servicios como Halliburton, DLS Archer, Calfrac y PECOM, entre otras.
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El IVM se inauguró este lunes.
IVM: formación orientada a la operación
El IVM fue diseñado con foco en la práctica. El edificio alberga cuatro salas de simuladores, laboratorios de química aplicada y de automatización, talleres mecánicos y eléctricos, 8 aulas y un auditorio con capacidad para 100 personas. La propuesta académica está estructurada en 7 trayectos formativos vinculados directamente con el upstream. Incluye especializaciones en perforación, fractura, instrumentación, producción, mantenimiento mecánico, eléctrico y seguridad operativa. Los cursos tienen una duración de 4 meses y están pensados para facilitar una rápida inserción laboral.
Uno de los elementos más innovadores es el denominado “pozo escuela” ubicado en Río Neuquén. Se trata de una instalación única en el país que permitirá a los estudiantes entrenarse en condiciones operativas reales.
Gustavo Schiappacasse, director de Fundación YPF, habló sobre el Instituto Vaca Muerta.
Omar Novoa
A mediano plazo, la proyección es capacitar entre 2.000 y 3.000 trabajadores por año. Según explicó Gustavo Schiappacasse, director de Fundación YPF, la iniciativa tiene su origen en un trabajo prospectivo realizado hace cuatro años para anticipar las necesidades de la actividad. «Se identificaron aquellos perfiles y ocupaciones que iba a demandar la industria del upstream o el land gas en Vaca Muerta y a partir de eso surgieron recomendaciones», señaló durante su participación en el evento Vaca Muerta Insights 2026.
Prácticas en entornos reales
El equipo a cargo del proyecto realizó una visita al Southern Alberta Institute of Technology, en Canadá, una institución reconocida a nivel global en capacitación técnica. Como resultado de ese proceso, el instituto incorporó equipamiento clave para la formación práctica. Entre ellos, un equipo de perforación instalado en el pozo escuela de Río Neuquén, donado por San Antonio International, que permitirá a los estudiantes entrenarse en condiciones reales. “El gran diferencial que buscamos nosotros con el IVM es que puedan hacer esas prácticas en entornos a escala”, afirmó Schiappacasse.
