La producción petrolera de la Argentina apunta a alcanzar un millón de barriles diarios (bpd), impulsada por el auge del shale oil (o petróleo de lutita) en la cuenca Neuquina.[1] Las cifras oficiales de 2026 muestran un promedio mensual de 687.959,396 bpd y en crecimiento. El pasado mes de marzo, el presidente Milei afirmó ante el Congreso que el complejo energético argentino estará exportando energía por “alrededor de US$50.000 millones” en “cinco años”. Sin embargo, ese crecimiento podría no ser sostenible a mediano y largo plazo a menos que se superen una serie de desafíos en el upstream y el midstream. El problema más ignorado, pero central para el crecimiento del shale oil argentino, es la situación jurídica de la arena de fractura utilizada en los pozos.[2]
Desde 2021, varios actores privados llevan adelante un proceso judicial en tres frentes contra el sector de extracción de arena y el gobierno local de Entre Ríos, la provincia argentina que abastece de arena de calidad premium al Neuquén. Esta campaña de litigios ya ha producido resultados concretos, incluidos (1) una prohibición provincial de autorizar nuevas canteras de arena o plantas de lavado desde mayo de 2022, a la espera de un “estudio de impacto ambiental acumulativo”, (2) una medida cautelar que ordenó al Gobernador provincial auditar todos los permisos correspondientes a las canteras de arena y plantas de lavado, y (3) una orden para estudiar el impacto de las plantas de lavado sobre los recursos hidrogeológicos de la provincia.
Las consecuencias combinadas de estas demandas también han derivado en cargos penales contra varios funcionarios locales por incumplimiento de las sentencias. Lo importante es que esta situación podría inducir interrupciones en el suministro a una operación de shale oil en la cuenca Neuquina que está en constante expansión, al mismo tiempo que la Argentina busca aumentar su producción energética y convertir al país en una potencia petroquímica. Mantener los volúmenes de arena extraídos (legalmente) al ritmo de la demanda de Vaca Muerta parece ser una cuestión secundaria, creando así un punto ciego para la industria desde una perspectiva logística, financiera, jurídica, ambiental e incluso de reputación.
Por qué el Shale Oil de Neuquén Necesita Arena de Entre Ríos
La arena sílice es un agente de sostén (proppant) y cumple una función clave en el proceso de fracturación hidráulica (fracking).[3] Después de que la presión del agua fractura la roca de lutita que contiene petróleo y gas en un pozo, la arena sostiene y mantiene abiertas las fracturas una vez que se libera la presión de bombeo del agua, lo que a su vez permite que el petróleo y el gas fluyan fuera del pozo. En otras palabras, la arena cumple en el fracking la misma función que las columnas de soporte en la estructura de un edificio. Elimine los “pilares” que mantienen separadas las capas de shale y las cavidades colapsan, atrapando nuevamente los hidrocarburos en la roca.
Específicamente, la calidad de la arena de Entre Ríos es la más alta disponible a un precio de costo razonable para el desarrollo de Vaca Muerta. Los tipos de arena disponibles en la provincia de Río Negro, donde está la cuenca Neuquina, no son óptimos en términos de porcentajes de recuperación de petróleo. La arena barata y relativamente cercana de Río Negro genera una pérdida del 20 % en el proceso de recuperación de petróleo en pozo, en comparación con la extracción que utiliza exclusivamente arena de calidad premium de Entre Ríos.[4] La diferencia radica en varios factores, como el contenido de cuarzo del grano, su forma, su resistencia a romperse bajo presión y frente a otros agentes químicos presentes en la solución inyectada en el pozo.[5] Como formación de tipo shale, el factor de recuperación (RF) del petróleo de Vaca Muerta promedia apenas el 8 % de todo el petróleo original in situ (OOIP), frente a la producción de petróleo convencional, donde el RF puede alcanzar fácilmente entre 30 % y 35 %. Por lo tanto, la eficiencia en la operación es fundamental.
En consecuencia, se proyecta que la demanda aumentará para el tipo de arena que garantiza que una quinta parte del proceso de recuperación de petróleo no se desperdicie. En septiembre de 2025, el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) estimó que un pozo fracturado en 50 etapas requeriría 232 toneladas de arena por etapa, o 11.600,00 toneladas en total. Esto equivale a 580 camiones articulados con cargas de 20 toneladas para abastecer un solo pozo.
La Legislación Argentina, la Cronología del Litigio y sus Efectos Jurídicos Sobre el Comercio de Arena
La arena es un mineral de tercera categoría según el Código de Minería argentino. El recurso pertenece al propietario de la superficie, sin concesión separada del gobierno central o local.[6] Según la Constitución federal argentina, las provincias controlan sus propios recursos naturales, sobre los cuales Buenos Aires tiene jurisdicción limitada. Por ello, todos los litigios relacionados con el comercio de arena en Entre Ríos se han desarrollado casi exclusivamente ante los propios tribunales provinciales, sin que las autoridades federales ni la legislación nacional hayan desplazado a la judicatura local.
La propia provincia de Entre Ríos prohibió la fracturación hidráulica en su propio territorio mediante una ley provincial en 2017. Sin embargo, la provincia soporta el peso ambiental y jurídico de abastecer la arena de fractura que Vaca Muerta, al otro lado del país, necesita.
a. El primer proceso: CAUCE vs. Provincia de Entre Ríos et al
En octubre de 2021, una organización ambiental sin fines de lucro (CAUCE) y un sindicato local de maestros (AGMER) demandaron a la planta de lavado “El Mangrullo”, perteneciente a YPF, por los efectos de la operación arenera sobre la salud de la comunidad local y sus recursos.[7] YPF es la empresa petrolera estatal de la Argentina y el principal actor en Vaca Muerta. En la sentencia, el tribunal de apelaciones de Entre Ríos ordenó al gobierno provincial realizar un “estudio de impacto ambiental acumulativo” sobre los efectos de sus canteras de arena y plantas de lavado en el entorno circundante, dado que no existía una evaluación conjunta de ese tipo. La provincia no cumplió con la sentencia.
En abril de 2022, CAUCE recurrió al tribunal para hacer efectiva la orden contra la provincia, invocando su jurisdicción continuada para garantizar el cumplimiento de su propia sentencia de 2021. En mayo de 2022, el tribunal hizo lugar a la petición de CAUCE, transformando la obligación incumplida del gobierno local en un congelamiento total de los permisos para cualquier autorización de nuevas canteras de arena o plantas de lavado en toda la zona afectada. El congelamiento se confirmó dos veces en fase de apelación.
El primer recurso del gobierno contra el congelamiento por incumplimiento fue rechazado, pero a YPF se le concedió una excepción para renovar su permiso para operar la planta de lavado y sus “certificados de aptitud ambiental”. El congelamiento afecta únicamente a las nuevas autorizaciones y no aplica a los permisos de extracción de arena ya otorgados. Los registros municipales de Ibicuy, uno de los municipios clave para la industria arenera en la provincia, muestran la renovación de la instalación “La República” de Cristamine en mayo de 2022, y de la instalación “El Mangrullo” de YPF en octubre de 2022. El permiso de Cristamine volvió a renovarse en mayo de 2024, y el de YPF en octubre de 2024.
b. El segundo proceso: Ricardo Luciano vs. Gobernador Gustavo Bordet
Una segunda demanda, separada de la primera, cuestionó si la documentación de las empresas del sector arenero estaba siquiera en regla.[8] El abogado ambientalista Ricardo Luciano demandó personalmente al entonces gobernador de Entre Ríos, Gustavo Eduardo Bordet, solicitando un “amparo ambiental”. Luciano sostuvo que las operaciones de extracción de arena actuaban en su mayoría de manera “clandestina”, “sin” permisos o con permisos “vencidos”, y “en violación” de las regulaciones establecidas mediante “audiencias públicas y participación social [local]”.[9]
En abril de 2022, el tribunal ordenó al Gobernador revisar, dentro de un plazo de 45 días, la situación jurídica y los certificados ambientales de cada cantera de arena y planta de lavado de dos departamentos del sur de Entre Ríos.[10] La provincia apeló, sosteniendo que la medida cautelar solicitada por Luciano era la vía procesal incorrecta y que ordenar al Gobernador a actuar invadía sus funciones ejecutivas. El tribunal rechazó el argumento de la defensa en mayo de 2022, confirmando el fondo de la cuestión.
c. El tercer proceso: Cooperativa de Agua Potable vs. CORUFA et al
Un tercer proceso cuestionó si las operaciones de lavado de arena en los alrededores del departamento de Ibicuy eran seguras para el suministro de agua potable de la localidad.[11] Una cooperativa de agua potable del departamento de Ibicuy demandó conjuntamente al regulador provincial del agua (CORUFA) y al gobierno provincial, alegando que las plantas de lavado extraen grandes cantidades de agua del acuífero Isla Talavera y que nunca se había realizado un estudio que estableciera qué efectos tiene esa extracción sobre el agua de la que depende la localidad.
En septiembre de 2022, el tribunal hizo lugar al planteo y ordenó un estudio hidrogeológico del acuífero.[12] La provincia no cumplió, y el tribunal estableció además informes trimestrales de cumplimiento por parte de la oficina provincial para el medio ambiente. No fue sino hasta más de un año después de la orden original que la provincia tuvo finalmente una propuesta para la investigación.[13] Sin embargo, a la provincia todavía le tomó hasta julio de 2025 para contratar finalmente a la Universidad Nacional del Litoral, en la vecina provincia de Santa Fe, para comenzar a cumplir la orden judicial.
Las petroleras están integrándose verticalmente en las operaciones de extracción de arena en Entre Ríos
YPF y Tecpetrol, dos empresas petroleras argentinas con una presencia importante en Vaca Muerta, aseguraron sus propias fuentes cautivas de arena en Entre Ríos. YPF adquirió su posición en el negocio de extracción de arena antes del congelamiento. Tecpetrol, controlada por el Grupo Techint, adquirió su posición en Entre Ríos entre 2023 y 2024.[14]
Estas posiciones en el comercio de arena podrían consolidarse como una ventaja a largo plazo si el congelamiento persiste y si se continúa permitiendo únicamente la renovación de las licencias existentes. Para otras empresas, desarrollar nuevas capacidades areneras desde cero lleva años vedado legalmente, de modo que adquirir un permiso preexistente es el único camino que queda para disponer de una fuente cautiva propia.[15]
Esto no quiere decir que YPF y Tecpetrol tengan un poder monopólico sobre el comercio de arena. Más bien, tendrían una ventaja frente a cualquier otra empresa que no pueda comprar su entrada al negocio de la arena en un mercado que permanece congelado. Las demás petroleras en Vaca Muerta le compran arena a un grupo reducido de proveedores que no se expande, en un momento de crecimiento constante de la producción del shale oil, y compiten por la asignación de volúmenes proveniente de YPF, Tecpetrol, Cristamine y cualquier otra empresa que haya logrado entrar temprano (o entrar en absoluto) al negocio arenero.
Política federal vs. política provincial
Los reguladores de Entre Ríos y su poder judicial no están eligiendo ganadores y perdedores en el sentido habitual, ni tampoco existen reglas particulares para beneficiar a actores específicos de la industria petrolera argentina. En cambio, la incapacidad de la provincia para resolver la disputa ambiental por las operaciones areneras—frecuentemente desarrolladas sin el control suficiente—ha creado un empantanamiento jurídico y administrativo de años. A su vez, esta situación produjo el mismo efecto que tendría una política deliberada: determinadas empresas están jurídicamente protegidas y administrativamente habilitadas para continuar sus operaciones areneras preexistentes, mediante sentencias relativamente favorables y excepciones para renovar sus permisos, mientras que otros competidores están excluidos. De esta manera, la concentración del sector arenero entre un puñado de actores se está produciendo por parálisis regulatoria y no por diseño político. Luego, sucede que el statu quo resultante se ha ordenado en favor de dos de las principales empresas en Vaca Muerta, ambas grandes petroleras nacionales, una de ellas estatal.[16]
Sin embargo, el gobierno de Milei ha apostado su credibilidad a la desregulación y la competencia irrestricta, especialmente en el sector energético del país. La administración ha prometido que el valor de Vaca Muerta reside en que las empresas compitan libremente y no en categorías protegidas de inversores. Un congelamiento de permisos de años sobre un insumo clave del shale oil hace incompatible la postura de libre mercado del gobierno central con las realidades jurídicas y administrativas sobre el terreno. En otras palabras, Buenos Aires proclama el libre mercado por todo el país mientras una restricción de un gobierno local se le sienta arriba al insumo del shale oil que mantiene el crecimiento de Vaca Muerta, su proyecto estrella.
En principio, YPF y Tecpetrol no tendrían incentivos evidentes para resolver rápidamente el congelamiento de los permisos de extracción de arena. Si el poder judicial de Entre Ríos levantara mañana el congelamiento, la ventaja de YPF y Tecpetrol derivada de sus fuentes cautivas se erosionaría a medida que nuevas capacidades autorizadas quedaran disponibles para sus competidores. Esto crea una situación políticamente incómoda en la que el impulso desregulatorio de Buenos Aires no puede, al mismo tiempo, invocar poderes federales para centralizar decisiones sobre un recurso local. De hecho, el gobierno federal de Milei ha defendido la autonomía local para justificar la controvertida desregulación del sector minero en entornos glaciares por todo el país.
El gobierno de Entre Ríos presentó el denominado “estudio de impacto ambiental acumulativo” en 2023, pero los tribunales aún no han aceptado esos resultados como definitivos. Las conclusiones siguen siendo impugnadas judicialmente, con resultados dispares sobre la cuestión de fondo, pero con un cronograma procesal que sigue activo y sin resolución.[17] Es decir, el congelamiento original de los permisos para las operaciones de extracción de arena continúa vigente hasta la fecha.[18] Mientras tanto, no queda claro si las condiciones de vida de las poblaciones locales que soportan las operaciones areneras han mejorado. La prolongada campaña de litigios ha impedido que el comercio de arena se expanda. Sin embargo, no ha impedido que las empresas con permisos anteriores al congelamiento continúen operando mediante excepciones para su renovación.
La arena de Entre Ríos ha dejado de ser un mero insumo de abastecimiento y se ha convertido, en cambio, en una variable del recurso declarado. Hoy, el crecimiento de Vaca Muerta exige un aumento constante en las cantidades de arena entregadas a pie de obra. Si ese aumento depende de Entre Ríos, y la provincia no puede autorizar nuevas capacidades de extracción, no puede garantizar el agua necesaria para lavar la arena y sus ciudadanos están enfrascados en una disputa legal con las autoridades locales por los efectos sanitarios y ambientales del comercio de arena, entonces el sector del shale oil argentino bien podría estar enfrentándose a un ajuste técnico de sus reservas que reevalúe a la baja la recuperabilidad del petróleo in situ. Las reservas, sin embargo, son la base sobre la cual se estructuran las inversiones de cientos de millones y de miles de millones de dólares, los oleoductos de exportación e incluso las propuestas futuristas de centros de datos en la Argentina.
Recientemente, Ricardo Luciano abordó la cuestión de la extracción de arena con un medio especializado en asuntos ambientales, encapsulando el problema en una sola frase: “Se están llevando el sur de la provincia en camiones.”
LISTA DE NOTAS AL PIE
[1] En agosto de 2026, la Argentina publicó la reevaluación más actualizada de la base de recursos de la cuenca Neuquina en aproximadamente quince años. El estudio, que abarca hasta diciembre de 2024 y concluyó en julio de 2026, revisó al alza los recursos técnicamente recuperables de shale oil hasta 30.170 millones de barriles (Pmean), frente a los 16.220 millones de barriles estimados por la EIA estadounidense en 2013. La metodología utilizada fue un análisis volumétrico probabilístico conforme al PRMS 2018, el Petroleum Resources Management System emitido conjuntamente por la SPE, el WPC, la AAPG y la SPEE, el estándar global para la clasificación de recursos de petróleo y gas. La propia Secretaría de Energía argentina solicitó el estudio el 27 de octubre de 2025 mediante una nota oficial (NO-2025-119399614-APN-SE#MEC) dirigida al Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), con equipos técnicos del gobierno y del sector privado aportando datos y participando directamente. El resultado fue certificado formalmente por dos universidades, la UBA y la UNLP, en calidad de supervisores académicos independientes.
[2] La cobertura especializada sobre cuáles son los límites de la industria argentina del shale se concentra en los desafíos de tipo midstream relacionados al acceso de los oleoductos desde la formación Vaca Muerta hasta la costa atlántica, o en los costos de transporte de la arena de Entre Ríos hasta las bocas de los pozos.
[3] Véase en general Milton-Tayler D., Duenckel R., Hydraulic Fracturing: Fundamentals and Advancements. Editado por Jennifer L. Miskimins, ISBN 978-1-61399-904-2 (2019) (explicando la función de los agentes de sostén [o apuntalantes] en el proceso de fracking).
[4] Cf. EconoJournal (@econojournal), “Cuando la presión baja, la arena de Río Negro se rompía y...”, Instagram (mar. 2025), (el CEO de YPF, Horacio Marín, explica que la arena de Río Negro tiende a triturarse bajo la presión de cierre del shaleaproximadamente un año después de iniciada la vida productiva de un pozo, a diferencia de la arena de Entre Ríos, que sí resiste esa presión con el paso del tiempo, según determinó YPF).
[5] Véase en general Partearroyo M. F., Caracterización tecnológica de las arenas silíceas como insumo mineral en la industria hidrocarburífera: problemáticas y aprovechamiento para la reducción de costos. Evaluación de Proyecto para la instalación de un laboratorio de análisis y control de materias primas. (2019) (Trabajo Final de Especialización. Universidad de Buenos Aires. Facultad de Ciencias Exactas y Naturales) (describiendo las características, incluidas la granulometría, esfericidad y redondez, y la distribución de los depósitos de arena sílice en la Argentina, así como su aptitud como insumo para el proceso de fracturación hidráulica).
[6] Si los permisos ambientales para la extracción son la única licencia disponible, jurídicamente hablando, esos permisos funcionan como las propias concesiones en sí. Un titular de una concesión puede infringir una norma ambiental, volver a cumplirla y reanudar las actividades sin perder nunca la concesión, porque la concesión y la obligación de cumplimiento normativo son instrumentos separados. Pero cuando todo lo que posee una parte interesada es un permiso ambiental, y ese permiso es suspendido o nunca se expide, el titular no puede explotar el recurso de ninguna manera: un congelamiento de permisos no implica suspender el cumplimiento de una condición vinculada a un derecho existente. Más bien, suspende el único instrumento que constituye el derecho mismo a extraer arena.
[7] El proceso que dio lugar a la prohibición original de extraer arena puede encontrarse bajo “SNE - RESOLUCION CUMPLIMIENTO AMPARO (firma digital)”, “Autos: Nº 10480”, “Expte. Nº 25405”, “Paraná - AMPAROS STJ”, de fecha 27 de mayo de 2022, en los registros de la Suprema Corte de Entre Ríos en https://mesavirtualpublica.jusentrerios.gov.ar/expedientes. El enlace no se incorporó en el cuerpo del texto porque la URL original contiene un token de CAPTCHA/sesión que excede el límite de caracteres permitido por la función de hipervínculo nativa.
[8] El proceso original puede encontrarse bajo “LUCIANO, Ricardo José C/ SR. GOBERNADOR GUSTAVO EDUARDO BORDET S/ ACCION DE AMPARO (ACCIÓN DE EJECUCIÓN DE INCIDENCIA COLECTIVA)”, “Expte. Nº 25654”, “Gualeguaychú - Cámara de Apelaciones - Sala Laboral”, de fecha 5 de mayo de 2022, en los registros de la Suprema Corte de Entre Ríos enhttps://mesavirtualpublica.jusentrerios.gov.ar/expedientes. El enlace no se incorporó en el cuerpo del texto porque la URL original contiene un token de CAPTCHA/sesión que excede el límite de caracteres permitido por la función de hipervínculo nativa.
[9] Véase supra nota 26 para la misma denominación e identificadores del expediente, pero correspondientes a una decisión anterior sobre competencia foral, de fecha 5 de marzo de 2022. El Tribunal de Apelaciones primero resolvió si el caso correspondía siquiera a la justicia provincial y si el circuito federal constituía un forum non conveniens. Esto se confirmó aplicando el propio criterio de la Ley 25.675 para determinar la competencia federal frente a la provincial: la jurisdicción depende de si el daño alegado efectivamente excede los límites provinciales, no de que la cuestión de fondo sea “ambiental”. El enlace no se incorporó en el cuerpo del texto porque la URL original contiene un token de CAPTCHA/sesión que excede el límite de caracteres permitido por la función de hipervínculo nativa.
[10] Id. sobre el mismo nombre e identificadores del expediente para la decisión de fecha 11 de abril de 2022.
[11] El proceso original puede encontrarse bajo “COOPERATIVA DE AGUA POTABLE Y OTROS SERVICIOS PUBLICOS DE IBICUY C/ CORUFA - GOBIERNO DE LA PROVINCIA DE ENTRE RIOS S/ ACCION DE AMPARO”, “Expte. Nº 25961”, “Gualeguaychú - Juzgado Civil y Comercial 2” (última sentencia de fecha 10 de enero de 2024), en los registros de la Suprema Corte de Entre Ríos en https://mesavirtualpublica.jusentrerios.gov.ar/expedientes. El enlace no se incorporó en el cuerpo del texto porque la URL original contiene un token de CAPTCHA/sesión que excede el límite de caracteres permitido por la función de hipervínculo nativa.
[12] Id. sobre el mismo nombre e identificadores del expediente para la decisión de fecha 28 de septiembre de 2022.
[13] Id. sobre el mismo nombre e identificadores del expediente para la resolución emitida el 4 de diciembre de 2024.
[14] En sus estados financieros de 2024, Tecpetrol menciona una cuenta por pagar de US$0,9 millones a Arenas Argentinas del Paraná S.A., correspondiente a la última cuota adeudada luego de la adquisición de una “planta de arena” en la provincia de Entre Ríos.
[15] Véase supra nota 7 para el mismo nombre e identificadores del expediente, pero con fecha 2 de marzo de 2023 (donde se analiza la imposibilidad jurídica de conceder a la empresa minera Orosmayo S.A. un permiso para abrir “dos [nuevas] canteras de arena y una planta de lavado”, en la medida en que la “constitución” de nuevas capacidades de extracción de arena en cualquier lugar de la provincia de Entre Ríos se encuentra paralizada; el razonamiento de la provincia, basado en límites departamentales y subjurisdiccionales, “carece de razonabilidad” debido a una medida cautelar general vigente contra cualquier “innovación”, dado que es “de público conocimiento” que el “objeto de la suspensión de ‘todos’ los procedimientos de autorización se dirigió subjetivamente contra el Estado Provincial”).
[16] Asimismo, cabe señalar que el actual CEO de YPF, Horacio Marín, fue durante muchos años un alto ejecutivo de Tecpetrol, antes de ser elegido por la administración de Milei para dirigir YPF.
[17] Los procesos originales en los que se impugnaron los resultados del estudio pueden encontrarse bajo “LUCIANO RICARDO JOSE Y OTRO C/ BERNAUDO GUILLERMO, Ministerio de Desarrollo Económico, Provincia de Entre Ríos S/ ACCION DE EJECUCION (ART. Nº58, ACCIÓN DE PROHIBICIÓN ART. Nº59, CONSTITUCIÓN DE ENTRE RIOS)”, “Expte. Nº 26979”, “Expte. Nº 8310/C”, “Gualeguaychú - Cámara de Apelaciones - Sala Civil”, en los registros de la Suprema Corte de Entre Ríos en https://mesavirtualpublica.jusentrerios.gov.ar/expedientes. El enlace no se incorporó en el cuerpo del texto porque la URL original contiene un token de CAPTCHA/sesión que excede el límite de caracteres permitido por la función de hipervínculo nativa.
[18] Id. (donde se analiza cómo todas las “impugnaciones” al estudio siguen “en trámite” por parte de quienes se encuentran “legitimados procesalmente” para hacerlo).
La versión original de este artículo se publicó en Inglés, el 19 de Agosto de 2026. Esta traducción al español se ofrece como cortesía al público hispanohablante.
El artículo original “Permitting for Fracking Sand Extraction Caps Vaca Muerta’s Scaling Capacity” se encuentra disponible en Inglés en la página principal. Puede consultarse aquí:
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