Una tonelada de arena extraída del río Paraná en Ibicuy, Entre Ríos, sale USD 22. Llegar con ese mismo insumo hasta un pozo de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina, cuesta USD 145: seis veces más que el producto en sí. La brecha no se explica por la calidad del material ni por la eficiencia de quienes lo procesan. Se explica por 1.300 kilómetros de distancia y por una superposición de tributos provinciales y municipales que ninguna jurisdicción coordinó con las demás. Mientras tanto, en la Cuenca Pérmica de Texas, la misma arena llega al pad por 60 dólares.
Vaca Muerta atraviesa el momento de mayor actividad de su historia. En junio de 2026, la producción nacional de petróleo alcanzó un récord de 914.900 barriles diarios, con la formación neuquina como principal motor: el crudo no convencional ya representa el 70% de la producción argentina acumulada en el año. Solo en los últimos 12 meses, la cuenca incorporó 157.486 barriles diarios adicionales, un volumen superior al que generaba toda la formación en 2018. Un informe de BBVA Research proyecta que la Argentina aportará el 1% de la producción mundial de petróleo en 2026, frente al 39% que concentran en conjunto Estados Unidos, Rusia y Arabia Saudita.
A su vez, esta semana, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía dio a conocer el estudio elaborado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) que determinó que Vaca Muerta tiene 30.170 millones de barriles técnicamente recuperables, un 89% más que los 16.220 millones que proyectó la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos (EIA) en 2013, cuando Miguel Galuccio y Alí Moshiri, entonces presidentes de YPF y Chevron para América Latina, firmaron el acuerdo que convirtió a Loma Campana en el primer desarrollo no convencional masivo fuera de América del Norte. En ese momento, la formación producía apenas 10.000 barriles diarios.
La brecha no se explica por la calidad del material ni por la eficiencia de quienes lo procesan
El salto de la extracción en 89% responde a tres variables técnicas:
- La superficie prospectiva útil creció un 22% con la incorporación de zonas del sur de Mendoza y Río Negro.
- El espesor útil de la formación aumentó un 39% gracias a la experiencia acumulada.
- Y el factor de recuperación -el porcentaje del petróleo presente en la roca que puede extraerse con la tecnología disponible- subió 54% por mejoras en la distancia óptima entre pozos y avances en la estimulación hidráulica.
Ese último punto es el que conecta directamente con la arena.
La fractura hidráulica -el proceso que libera el petróleo y el gas atrapados en la roca de Vaca Muerta- requiere inyectar agua a alta presión para generar grietas en la formación, y luego introducir un agente de sostén que mantenga esas grietas abiertas durante toda la vida productiva del pozo. Ese agente de sostén es la arena. Cada etapa de fractura consume entre 200 y 250 toneladas; cada pozo, entre 12.500 y 13.000 toneladas.
Roberto Lino Blanco, consultor en desarrollo de negocios y logística del sector Oil & Gas con base en Neuquén, analizó las implicancias del nuevo estudio del IAPG sobre la cadena de abastecimiento de arena. Su conclusión central: “el agente de sostén deja de ser un ítem de compras y pasa a ser una variable del recurso declarado”. Si el canal conductivo se cierra, el petróleo queda atrapado en la roca de manera definitiva.
Cada etapa de fractura consume entre 200 y 250 toneladas de arena; cada pozo, entre 12.500 y 13.000 toneladas
Blanco cuantificó ese riesgo sobre la nueva base de recursos. Los pozos completados con arena de menor calidad -la denominada arena de cercanía, extraída en Río Negro y en la propia Neuquén- presentan una pérdida no menor que el 20% de las reservas recuperables, según un estudio comparativo interno que motivó a YPF a retornar a las arenas entrerrianas.
Aplicado ese coeficiente sobre los 30.170 millones de barriles del IAPG, y con una penetración equivalente a la que la arena de cercanía tuvo entre 2019 y 2024 -cuando llegó al 40% del abastecimiento de la cuenca-, el recurso comprometido asciende a 2.414 millones de barriles: unos USD 144.800 millones al precio de referencia de USD 60 por barril.
Según el análisis de Blanco, el costo de la arena en el pozo se descompone así:
- USD 20–22 por la arena lavada y cargada en cabecera entrerriana,
- USD 70 de flete de larga distancia,
- USD 15 de secado,
- USD 27 de última milla y
- USD 10 de servicio de bombeo en boca de pozo.
El insumo representa el 15% del precio final; la logística, más del 70 por ciento.
Sobre ese 15% se concentra, además, la mayor parte de la presión fiscal. El productor que extrae del río tiene un costo directo de USD 16 y vende a USD 22: un margen bruto de USD 6 por tonelada.
Contra ese margen se aplican la guía de tránsito de minerales de Entre Ríos -actualizada a $2.250 por tonelada, equivalente a USD 1,5, un cuarto del margen en un solo tributo-, el canon de extracción, la tasa municipal y la alícuota de Ingresos Brutos. Este último impuesto no grava valor agregado sino facturación, y en esta cadena hay seis facturaciones sucesivas antes de que el grano entre al pozo.
La piramidación resultante ronda los USD 5 por tonelada: el efecto cascada de un solo impuesto provincial supera el margen completo de la actividad que lo origina.
La comparación con el Permian ordena la discusión. La arena en boca de mina cotiza allí alrededor de USD 30 por tonelada, y el flete al pozo -entre 30 y 100 millas (48 y 160 kilómetros) como máximo- agrega entre USD 20 y USD 30. Puesta en el pad: USD 60. La brecha respecto de los USD 145 argentinos no es de calidad ni de eficiencia empresaria.
La brecha es de mapa y de Estado: 1.300 kilómetros que en Texas no existen porque la mina está adentro de la cuenca, y una superposición de ventanillas fiscales que allá tampoco existe porque el mineral se mueve dentro de una sola jurisdicción (Blanco)
La arena de Ibicuy tiene un 86% de cuarzo, grano redondeado y bien seleccionado -el río Paraná operó durante milenios como planta de beneficio natural-, con características comparables a la arena de duna eólica del Permian.
“La brecha es de mapa y de Estado: 1.300 kilómetros que en Texas no existen porque la mina está adentro de la cuenca, y una superposición de ventanillas fiscales que allá tampoco existe porque el mineral se mueve dentro de una sola jurisdicción”, escribió Blanco.
Cuando el Permian enfrentó el problema del tráfico pesado en rutas rurales -el mismo que hoy atraviesan los corredores locales-, en enero de 2025 inauguró una cinta transportadora de decenas de kilómetros para mover arena sin camiones. La lógica fue la opuesta a la argentina: si el desgaste vial es el problema, se elimina la causa en lugar de arancelar el síntoma.
Una demanda que no para de crecer
Vaca Muerta va a demandar alrededor de 8 millones de toneladas de arena en 2026. Las proyecciones de la industria ubican esa cifra en torno a 12 millones hacia 2030. Traducido a movimiento: unos 685 camiones diarios hoy, que hacia el final de la década serán del orden de 1.030 diarios. Y ese flujo no es parejo ya que las técnicas de fractura simultánea implican consumir entre 40.000 y 50.000 toneladas por locación en 25 días, lo que equivale a entre 50 y 60 camiones diarios para un solo set de pozos, multiplicado por la cantidad de equipos operando en paralelo.
La brecha con la demanda ya es visible este año y se ampliará en 2027, cuando la desaparición del valle estacional de actividad obligue a la cadena logística a operar sin descompresión por primera vez en la historia de la industria argentina
La capacidad de procesamiento actual -sumando las plantas de lavado activas en cabeceras areneras- alcanza entre 6,5 y 7 millones de toneladas anuales. La brecha con la demanda ya es visible este año y se ampliará en 2027, cuando la desaparición del valle estacional de actividad obligue a la cadena logística a operar sin descompresión por primera vez en la historia de la industria argentina.
El sector que tiene que invertir para cerrar esa brecha es el arenero, el eslabón más pequeño y más fragmentado de toda la cadena.
Según el análisis de Roberto Lino Blanco, ese sector trabaja con un margen bruto de entre USD 4 y USD 6 por tonelada antes de impuestos, y el capital para canteras, plantas de lavado, almacenaje y flota debe salir de ese margen.
“La presión fiscal que impide la inversión termina produciendo exactamente el encarecimiento que la inversión hubiera evitado”, advirtió el consultor. El resultado es una espiral que se retroalimenta: si la capacidad de lavado no acompaña, el mercado se estrecha, el precio de la arena sube y ese aumento no lo captura ninguna provincia, lo paga la operadora, se traslada al costo del pozo y erosiona la competitividad de Vaca Muerta frente a las cuencas con las que compite.
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