Autor: Mejor Energía

El Senado aprobó en general el proyecto de reforma de la Ley 26.639 y le dio media sanción tras una votación dividida: 40 votos afirmativos, 31 negativos y una abstención.

La iniciativa introduce cambios en el régimen de presupuestos mínimos para la protección de glaciares y del ambiente periglacial, al establecer que quedarán alcanzados por la normativa únicamente los cuerpos de hielo o geoformas con “aporte hídrico relevante y comprobable” para cada cuenca.

La votación se realizó luego de más de seis horas de debate en el marco de una sesión extraordinaria. Tras la aprobación en general, el cuerpo avanzó con la votación en particular de los artículos, la mayoría de los cuales fueron respaldados.

El proyecto reemplaza el esquema de prohibiciones territoriales absolutas, vigente desde 2010, por un sistema basado en la Evaluación de Impacto Ambiental (EIA). De aprobarse en forma definitiva, actividades productivas como la minería o la explotación hidrocarburífera podrán desarrollarse en determinadas áreas siempre que acrediten que no afectan la función hídrica del glaciar o del ambiente periglacial activo.

La reforma también redefine criterios vinculados al Inventario Nacional de Glaciares, cuya elaboración técnica está a cargo del IANIGLA, e incorpora mayor intervención de las autoridades ambientales provinciales en la validación de las geoformas comprendidas.

El texto mantiene el encuadre dentro del artículo 41 de la Constitución Nacional, que establece el derecho a un ambiente sano, pero introduce un cambio conceptual al pasar de un modelo de exclusión automática por ubicación territorial a uno centrado en la evaluación técnica del impacto sobre el recurso hídrico.

Durante el debate, el oficialismo reunió apoyos de bloques provinciales y parte de la oposición para alcanzar la mayoría necesaria. Con la media sanción del Senado, el proyecto será girado ahora a la Cámara de Diputados, donde deberá obtener aprobación para convertirse en ley.

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El sector downstream cerró 2025 con señales de recuperación en la demanda de combustibles líquidos.

Según el Informe de Tendencias Energéticas elaborado por el Instituto Enrique Mosconi, en diciembre las ventas totales crecieron 3,8% interanual, mientras que en el acumulado de los últimos doce meses el incremento fue del 3,2% respecto del mismo período anterior.

El avance estuvo traccionado por un aumento del 3,4% interanual en las ventas de naftas y del 4,1% en gasoil. En el balance anual, las ventas de gasoil subieron 2,8%, con una marcada expansión del segmento premium: el Gasoil Ultra creció 10,4%, mientras que el Gasoil Común —que representa el 72% del total comercializado— se mantuvo prácticamente estable.

En el caso de las naftas, el crecimiento acumulado fue de 3,7% en los últimos doce meses. La mejora estuvo impulsada por un alza del 13,4% en la nafta Ultra (26% del total), mientras que la Nafta Súper mostró un incremento más moderado, del 0,7%.

El procesamiento total de petróleo en diciembre aumentó 5% interanual y 3,2% en el acumulado anual, reflejando mayor actividad en las refinerías. La producción de gasoil creció 5,3% interanual (2% en doce meses), mientras que la de naftas subió 0,5% interanual y 1,2% en el acumulado.

En contraste, el gas natural mostró un comportamiento contractivo. En noviembre —último dato disponible— el volumen entregado cayó 3% en los últimos doce meses. El consumo residencial subió levemente (0,3%), pero el destinado a comercios e industrias retrocedió 0,5% y 3,4%, respectivamente. Las centrales eléctricas redujeron su demanda de gas en 8,2% en la medición interanual acumulada.

En el plano internacional, el precio del barril Brent cayó 15,9% interanual en diciembre, mientras que el WTI retrocedió 16%. A nivel local, el crudo Escalante cotizó 16,8% por debajo del valor de igual mes de 2024 y el Medanito cayó 17,7%.

En gas natural, el precio Henry Hub se ubicó en USD 4,26 por MMBtu, con un incremento interanual del 41,5%. En Argentina, el precio en boca de pozo —calculado en base a regalías— fue de USD 2,67 por MMBtu, 3,7% inferior al de diciembre de 2024. No se registraron importaciones de gas por gasoducto ni de GNL durante el mes.

El informe también destaca un desempeño dispar en biocombustibles. La producción de bioetanol —a base de maíz y caña de azúcar— creció 7,2% en el acumulado anual y las ventas 5,1%. En cambio, el biodiesel mostró una contracción: la producción cayó 16,4% en doce meses, las ventas internas 9,5% y las exportaciones se redujeron 28,7%.

En conjunto, el downstream exhibe una mejora en la demanda de combustibles líquidos y mayor actividad de refinación, en un contexto de precios internacionales más bajos para el crudo y señales de desaceleración en el consumo de gas natural.

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Las industrias de la provincia de Misiones enfrentan una limitación que amenaza su desarrollo por la falta de acceso a la red nacional de gas, una deuda histórica que, según referentes industriales, niega un factor de competitividad clave, condiciona la rentabilidad, frena la innovación y pone en riesgo la continuidad del empleo en el sector. Su ubicación estratégica en el Mercosur no logra compensar un déficit energético que se ha vuelto estructural.

La carencia de este energético, valorado globalmente como principal combustible de la transición energética, es una deuda histórica que profundiza las asimetrías y deudas internas. En un escenario de apertura comercial, de extrema competencia global, las fábricas locales deben lidiar con una matriz energética precaria que pone en riesgo la continuidad de la economía regional.

La coyuntura energética ofrece una contradicción inexplicable. Mientras el país se entusiasma con los planes de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) para ser proveedor global, un tercio de la población argentina carece de acceso a redes de gas. Y Misiones es el caso extremo al ser la única provincia del país totalmente excluida de la infraestructura de distribución por ductos.

Esta marginación tiene un capítulo clave en la historia de las promesas incumplidas: el Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA). El proyecto, diseñado originalmente para extender el gasoducto troncal a toda la región, dejó a la provincia a un lado en uno de sus tantos rediseños para reducir costos. Aunque se analizaron extensiones para el abastecimiento interno e incluso para la exportación hacia Brasil, las obras nunca llegaron a suelo misionero.

“En la Argentina misionera vivimos una paradoja dolorosa: producimos madera, yerba mate, té, tabaco y alimentos que llegan a todo el país, pero seguimos desconectados de la infraestructura básica”, define Gerardo Grippo, presidente del Movimiento Industrial Misionero. El directivo resalta que, a solo 80 kilómetros de la represa de Yacyretá, la provincia ni siquiera cuenta con disponibilidad eléctrica suficiente para sus procesos.

El impacto económico de esta orfandad energética es cuantificable. Informes del sector concluyen que las industrias de yerba, té, madera y tabaco están fuertemente condicionadas. La dependencia absoluta del Gas Licuado de Petróleo (GLP) en garrafas y de sistemas térmicos a leña genera sobrecostos mensuales que anulan la competitividad de cada establecimiento industrial.

Mientras un competidor en Córdoba o Santa Fe accede a gas por red, el industrial misionero paga un combustible más caro y un sobrecosto logístico de la garrafa. Se estima que la incorporación al sistema nacional de gas permitiría ahorros anuales de decenas de millones de pesos por empresa, fondos que hoy se pierden en ineficiencias.

Pero el problema no es solo el costo, sino la calidad. El uso de leña para el secado de productos como la yerba o el tabaco introduce impurezas por los humos derivados de la combustión. Según explican los técnicos, esto genera un descrédito en el producto final y una baja en el precio de exportación, cerrando un círculo donde se produce más caro y se vende a menor valor por deficiencias del proceso.

A este “cuello de botella energético” se suman otras carencias que configuran un aislamiento logístico alarmante. La falta de la Autopista Mesopotámica, la desconexión ferroviaria y las deficiencias de calado en el tramo norte de la Hidrovía Paraná-Paraguay configuran un escenario donde llegar a los centros de consumo implica un costo adicional de transporte de hasta el 25%.

Grippo es tajante al respecto: “Los gasoductos proyectados hasta hoy priorizan la exportación hacia Brasil, llegando hasta Paso de los Libres, a solo 320 kilómetros de nuestra frontera, pero la industria misionera quedó excluida”. Para el productor local se trata del derecho de contar con las mismas condiciones que tienen otras regiones.

El contexto social agrava el cuadro. El debilitamiento de instituciones como el Instituto Nacional de la Yerba Mate (INYM) deja a miles de pequeños productores a merced de los grandes jugadores del mercado. En una provincia donde la unidad productiva promedio es de apenas 10 hectáreas, la falta de energía barata y de regulación sólida amenaza la supervivencia de la economía familiar.

Misiones tiene todo para ser una plataforma estratégica de exportación. En un radio de 1.000 kilómetros desde Posadas, se concentra una población de 35 millones de habitantes que abarca desde Asunción hasta San Pablo. Es el corazón de un Mercosur que sigue siendo el destino natural de la producción manufacturera regional si contara con el respaldo infraestructural adecuado.

El sector industrial misionero reclama dejar de ser visto meramente como un destino turístico. Si bien las Cataratas del Iguazú y el Salto del Moconá son patrimonios fundamentales, detrás de la selva existe una maquinaria de trabajo que exige respuestas. “Pedimos simplemente pertenecer”, sintetiza Grippo, resumiendo el sentir de una provincia que aporta un 20% de la electricidad que demanda el país pero no recibe gas.

El problema energético es el más urgente y el más transversal: sin energía competitiva no hay industria posible. La provincia tiene todo para ser plataforma de exportación al Mercosur y al mundo, pero le falta lo más básico, que es energía competitiva, rutas nacionales en buen estado y políticas que acompañen la producción.

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Un informe de la consultora Gas Energy Latin America (GELA), dirigida por el ex ministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos Roca, encendió luces de alerta sobre la situación financiera y operativa de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

El documento describe un escenario “crítico”, con caída sostenida de producción, infraestructura ociosa y pérdidas acumuladas que superan los 3.193 millones de dólares.

Según el estudio, YPFB mantiene el control monopólico de toda la cadena de hidrocarburos (exploración, producción, refinación, transporte y comercialización), pero enfrenta un marcado deterioro en sus principales indicadores.

Las proyecciones hacia 2035 anticipan una caída drástica en la producción de líquidos y gas natural, lo que convertiría a Bolivia en un importador neto de combustibles y eventualmente de gas y energía eléctrica.

El informe estima que la empresa podría registrar pérdidas cercanas a los 2.300 millones de dólares en 2025, con una liquidez cada vez más limitada. A ello se suman problemas estructurales: politización, denuncias de corrupción, más de 6.000 empleados con inamovilidad laboral, falta de inversión en exploración y mantenimiento, y unidades de negocio improductivas.

En paralelo, Ríos Roca advierte que el país transita de exportador a importador de energía sin haber repuesto oportunamente reservas de gas y petróleo. La creciente dependencia de importaciones presiona las reservas internacionales y vuelve “imperativo”, según el análisis, desmontar subsidios energéticos que durante años contuvieron el impacto en los precios internos.

El consultor sostiene que los subsidios prolongados “pasan factura” cuando suben los precios internacionales o cuando un país deja de ser productor. A su juicio, generan déficit fiscal, desabastecimiento, contrabando y desalientan inversiones en exploración y generación eléctrica, además de distorsionar la competencia frente a energías alternativas como la solar y la eólica.

Las proyecciones de GELA para 2035 indican una caída severa en la producción de líquidos (de 61 MBPD en 2015 a 8 MBPD) y de gas natural (de 60 MMmcd a 9 MMmcd), mientras que la dependencia de importaciones de gasolina y diésel se agudizará. Este colapso productivo se traduce en la obsolescencia de su infraestructura, con el uso de refinerías cayendo al 12% y el de gasoductos clave al 0% para 2035.

La idea es mantener a YPFB como holding estatal, pero permitir que sus unidades operativas  sean gestionadas mediante concesiones internacionales (EPEX), con participación de capital privado en operación e inversión, sin privatizar la propiedad ni modificar la Constitución.

El objetivo, según el documento, es transformar el monopolio actual en un sistema más competitivo y eficiente, recuperar rentabilidad y garantizar seguridad energética. Para ello, plantea además una auditoría y consultoría internacional que determine con precisión la situación real de la empresa y trace una hoja de ruta técnica para su reingeniería.

El debate se instala en un contexto regional marcado por tensiones energéticas y ajustes fiscales. Para Ríos Roca, el desafío será encarar reformas estructurales con alto costo político y social, pero, según advierte, necesarias para evitar el colapso de la principal empresa estatal del país.

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La minera industrial Piedra Grande firmó un contrato de suministro eléctrico con PCR para abastecer con energía renovable a sus centros operativos de Mercedes, Patagonia y NOA.

El convenio, con una vigencia de cinco años, se inscribe en la estrategia de descarbonización de la compañía y en el crecimiento del mercado corporativo de energías limpias.

El acuerdo contempla el suministro de electricidad de origen eólico proveniente de los parques Mataco III y Vivoratá, ubicados en la provincia de Buenos Aires y operados por PCR. Esta provisión permitirá cubrir una parte significativa del consumo energético de las plantas industriales de Piedra Grande, reduciendo su dependencia de fuentes convencionales.

Desde PCR destacaron que el contrato consolida su posicionamiento como proveedor de energías renovables para el sector privado. La compañía, con más de 100 años de trayectoria en el país, opera actualmente cuatro complejos eólicos con una potencia total de 545 MW en Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis, además de mantener operaciones en petróleo, gas y cemento.

Ariel Costanzo, director de Energías Renovables de PCR, destacó que «este acuerdo con Piedra Grande refuerza el camino de crecimiento que venimos desarrollando en PCR como proveedores de energía renovable para el sector corporativo. Nos permite seguir demostrando que es posible ser competitivos y, al mismo tiempo, acompañar a las empresas en la transición hacia un modelo energético más sostenible”.

Por su parte, la minera Piedra Grande señaló que el acuerdo forma parte de su compromiso con la sustentabilidad ambiental y la producción responsable. Con más de 75 años de trayectoria en la explotación y comercialización de minerales industriales, como caolines, arcillas, feldespatos y cuarzo, la empresa abastece a industrias como la cerámica, la construcción, la pintura, la fundición y el plástico, tanto en el mercado local como en el internacional.

La compañía opera yacimientos y plantas en San Luis, Chubut, Santa Cruz, Neuquén y Buenos Aires, y gestiona logística de exportación a través de Punta Quilla. En los últimos años profundizó la incorporación de tecnologías para optimizar procesos, reducir residuos y mitigar el impacto ambiental de sus operaciones mineras.

El contrato con PCR refleja una tendencia creciente en el sector industrial argentino: la migración hacia esquemas de abastecimiento eléctrico renovable como herramienta para mejorar competitividad, cumplir estándares ambientales y responder a las exigencias de clientes y mercados internacionales.

De este modo, la transición energética deja de ser una meta declarativa para convertirse en un componente concreto de la estrategia productiva de empresas industriales con fuerte presencia exportadora.

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