Autor: Mejor Energía

La Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) volvió a pronunciarse sobre la Ley de Glaciares y aseguró que las aclaraciones técnicas impulsadas por el Poder Ejecutivo no debilitan la protección ambiental ni ponen en riesgo los recursos hídricos.

A través de un comunicado, la entidad afirmó que la normativa vigente ya garantiza el cuidado de los glaciares con función hídrica relevante y permite el desarrollo de la actividad minera bajo criterios de sostenibilidad.

Desde la cámara empresaria señalaron que “nuestro compromiso es con la protección de los glaciares y del ambiente periglacial que cumpla una función hídrica relevante”, y remarcaron que las precisiones planteadas no suponen una flexibilización de estándares ambientales.

Según CAEM, el objetivo es evitar interpretaciones técnicas confusas que deriven en restricciones que no mejoran la protección real del agua.

Uno de los ejes centrales del comunicado estuvo puesto en el uso del recurso hídrico por parte de la minería. La entidad sostuvo que el sector representa “una fracción muy pequeña del consumo total de agua” en las regiones donde opera.

De acuerdo con los datos difundidos, cerca del 93% del agua se destina a la agricultura, mientras que el 7% restante corresponde al conjunto de las actividades industriales, de las cuales la minería explicaría alrededor del 1%.

Además, CAEM destacó que gran parte del agua utilizada en los procesos productivos se reutiliza. Según el sector, entre el 70% y el 90% del recurso se mantiene en circuitos cerrados dentro de las plantas, lo que reduce significativamente la necesidad de nuevas extracciones.

En ese sentido, subrayaron que el agua cumple múltiples funciones en la actividad minera, desde la perforación hasta la separación de minerales, y que su gestión eficiente es clave para la viabilidad de los proyectos.

La cámara también recordó que la minería argentina opera bajo un marco regulatorio exigente. Para iniciar actividades, los proyectos deben presentar informes de impacto ambiental conforme a la Ley 24.585, los cuales se actualizan de manera periódica y son auditados por las autoridades provinciales.

Estos controles incluyen la participación de organismos técnicos, universidades y comunidades locales a través de esquemas de monitoreo participativo.

A este esquema normativo, CAEM agregó la adopción voluntaria de estándares internacionales de sostenibilidad, como HMS/TSM, ICMM, ISO e IRMA. Según la entidad, estos protocolos incorporan capas adicionales de control y contribuyen a mejorar la eficiencia en el uso del agua y la gestión ambiental de los proyectos mineros.

El pronunciamiento de la cámara se da en un contexto de creciente debate público sobre la Ley 26.639, sancionada hace 15 años, que estableció presupuestos mínimos para la protección de glaciares y del ambiente periglacial y creó el Inventario Nacional de Glaciares. La normativa prohíbe actividades que puedan afectar estas áreas, con especial atención en la minería y los hidrocarburos.

La discusión se reavivó tras el envío al Congreso de un proyecto oficial presentado como “interpretativo”, que busca precisar el alcance de la protección, limitándola a los glaciares y ambientes periglaciales con función de reserva hídrica o de recarga de cuencas.

Mientras sectores ambientalistas y académicos advierten sobre un posible debilitamiento de la ley, desde CAEM sostienen que es necesario aclarar técnicamente qué crioformas cumplen un rol hídrico relevante.

Para el sector minero, la definición actual del ambiente periglacial es demasiado amplia y puede incluir formaciones que no aportan de manera significativa al ciclo del agua.

Según plantean, esta situación genera restricciones innecesarias y afecta la previsibilidad de las inversiones. En ese marco, la cámara insistió en que avanzar en definiciones más precisas permitiría compatibilizar la protección ambiental con el desarrollo productivo, sin comprometer los recursos hídricos.

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El aumento sostenido de las temperaturas en gran parte del país volvió a poner en el centro de la escena el impacto del calor sobre el consumo eléctrico.

En este contexto, la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) recordó una serie de medidas destinadas a fomentar el uso eficiente de la energía en los hogares y a evitar sobrecargas en la red durante los momentos de mayor demanda.

Según datos del sector, un hogar residencial consume en promedio entre 250 y 350 kWh por mes en condiciones normales. Sin embargo, durante el verano ese nivel puede incrementarse entre un 30% y un 60%, impulsado principalmente por el uso intensivo de equipos de refrigeración, como los aires acondicionados.

Entre las principales recomendaciones, Adeera señala la importancia de regular correctamente la temperatura del aire acondicionado. Ajustarlo entre 24°C y 26°C permite reducir el consumo, ya que cada grado por debajo de ese rango implica un aumento de aproximadamente un 8% en la demanda energética. Apagar los equipos en ambientes vacíos, complementarlos con ventiladores y asegurar el cierre de puertas y ventanas también mejora su eficiencia.

Otro aspecto clave es evitar el uso simultáneo de electrodomésticos de alto consumo. El funcionamiento al mismo tiempo de artefactos como el aire acondicionado, el lavarropas o el horno eléctrico genera picos de demanda que afectan al sistema. Separar los horarios de uso contribuye a un consumo más equilibrado.

Desde la entidad también recomiendan realizar tareas como lavar o planchar la ropa en horarios de menor demanda, como temprano por la mañana o al anochecer. Si bien estas prácticas no reducen el consumo total, sí ayudan a disminuir los picos que se producen en las horas de mayor calor.

La iluminación es otro punto a tener en cuenta. Aprovechar la luz natural durante el día y reemplazar lámparas tradicionales por tecnología LED puede generar ahorros de hasta un 80%. A esto se suma la necesidad de desconectar los electrodomésticos que permanecen en modo stand-by, un consumo que puede representar entre el 5% y el 10% del total de la factura eléctrica.

Conocer cuáles son los electrodomésticos que más energía demandan resulta fundamental para un uso responsable. Entre ellos se destacan el aire acondicionado, con consumos que oscilan entre 1.000 y 2.500 watts; el horno eléctrico y la pava eléctrica, entre 1.500 y 2.000 watts; el lavarropas, que puede variar entre 500 y 2.000 watts por ciclo; y la heladera, que mantiene un consumo continuo de entre 100 y 300 watts.

Desde Adeera subrayan que el uso eficiente de la energía se apoya en hábitos cotidianos simples, que no solo impactan en el ahorro económico, sino que también contribuyen al cuidado del ambiente y al sostenimiento del sistema eléctrico, operado por una red de empresas que emplea a más de 60 mil trabajadores en todo el país.

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo.

En conjunto brindan servicio a 14,5 millones de clientes en todo el país. Operan 465.000 kilómetros de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, lo que representa el 98% del total de la energía eléctrica consumida en el territorio nacional.

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El oro se menciona a menudo como refugio o como termómetro de incertidumbre. Pero antes de ser precio, el oro es industria: toneladas de roca extraídas y procesadas con equipos que trabajan sin pausa. Esa realidad explica por qué, dentro de una mina, la energía es un insumo estratégico y no un gasto menor.

La minería aurífera actual opera con leyes del mineral que en muchos casos son bajas. Eso obliga a tratar grandes volúmenes para obtener pocas onzas, y el esfuerzo se traduce en electricidad para reducir el material y en combustibles para moverlo. Cuando ese costo sube y se mantiene, la industria ajusta planes, prioriza activos más eficientes y posterga proyectos que quedan al límite.

La energía como parte del costo minero

Una operación minera se mide por su costo por onza, pero detrás hay consumos diarios que sostienen la continuidad. La planta de proceso necesita electricidad constante, el bombeo no puede frenarse sin consecuencias y, en subterráneo, la ventilación es un requisito de seguridad. Además, la maquinaria móvil depende de combustibles, con el diésel como protagonista en camiones, palas y perforación.

Esa combinación vuelve al oro sensible a la tarifa eléctrica, al precio del combustible y a la confiabilidad del suministro, sobre todo en proyectos alejados de centros urbanos.

Antes de entrar en los puntos donde se va cada kWh, vale mirar un factor que cambia la cuenta completa: la ubicación y la forma de abastecerse de energía.

Tarifas, combustible y el factor ubicación

Para una mina, el precio importa, pero la previsibilidad suele valer más. Un proyecto se financia a varios años y una tarifa que cambia de golpe altera la rentabilidad esperada. También influyen la capacidad de la red, las obras para conectarse y el riesgo de restricciones.

En áreas remotas, muchas operaciones se apoyan en generación propia, a menudo con diésel. El problema es conocido: combustible volátil y logística cara. De ahí el avance de esquemas híbridos con renovables, baterías y respaldo térmico para bajar consumo y estabilizar costos. Cuando esos costos empiezan a mover proyecciones, quienes siguen XAU/USD CFD trading suelen mirar de cerca los reportes de energía y los cambios en planes de inversión.

Dónde se consume la electricidad en una mina de oro

La mayor parte de la electricidad suele concentrarse en etapas de alto esfuerzo mecánico. No hay dos minas iguales, pero la lógica se repite.

Trituración y molienda

Reducir roca a tamaños finos para liberar partículas valiosas requiere potencia. Molinos y trituradoras trabajan muchas horas y, cuando el mineral es duro o el objetivo es aumentar recuperación, el consumo tiende a crecer.

Bombeo, agua y relaves

El agua aparece en varias fases: transporte de pulpas, recirculación, control de relaves y, en algunos casos, desagote. Bombear de manera continua suma un consumo importante a lo largo del mes.

Ventilación y servicios en subterráneo

En minería subterránea la energía sostiene ventiladores, iluminación, monitoreo y sistemas de emergencia. Garantiza condiciones seguras de operación.

Del costo por onza al mercado global

El precio internacional del oro se forma en un mercado donde pesan tasas, demanda de inversión, joyería, industria y reciclaje. No se calcula sumando costos mineros. Aun así, la energía influye porque afecta la oferta que puede sostenerse con margen. Si vas a seguir el precio con derivados conviene tener a mano una guía sobre cómo reconocer un CFD broker fiable antes de operar.

Cuando la energía se encarece de manera persistente, la reacción típica del sector suele verse en cadena:

1. Suben los costos operativos en minas menos eficientes.
2. Se posponen expansiones o nuevos desarrollos.
3. Operaciones marginales reducen producción o cierran.

El impacto suele ser gradual. Cerrar una mina implica decisiones técnicas, laborales y ambientales. Pero la suma de ajustes puede frenar el crecimiento de oferta y modificar expectativas sobre el balance futuro del mercado.

También existe un canal indirecto. Un shock energético puede presionar inflación y reordenar expectativas sobre tasas reales. En ciertos contextos, ese clima favorece la demanda de oro como cobertura, aunque el vínculo no sea automático.

Qué conviene mirar en la práctica

Para seguir esta relación con criterio, sirve observar indicadores que suelen anticipar presión de costos o cambios en la oferta:

• La evolución de tarifas eléctricas y del precio del diésel en regiones mineras relevantes.
• Los anuncios de demoras, recortes o cierres en proyectos de alto costo.
• La firma de contratos de energía de largo plazo y las mejoras de eficiencia dentro de planta.

Un dato aislado dice poco. Lo que importa es la tendencia y cómo se combina con decisiones de producción e inversión, porque ahí se define si el costo energético es un ruido pasajero o un cambio de régimen.

La pista energética que deja el oro

Cada onza nace en una operación que necesita mover masa y mantener equipos funcionando con continuidad. Cuando electricidad y combustibles suben, el sector ajusta donde puede: eficiencia, contratos, inversiones y ritmo de expansión. Con el tiempo, esas decisiones se reflejan en oferta y, a veces, en la narrativa del mercado.

Si el seguimiento del precio se hace mediante instrumentos apalancados, conviene recordar que los CFDs amplifican tanto ganancias como pérdidas, por lo que exigen gestión de riesgo y no son adecuados para todos los perfiles.

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Argentina enfrenta el desafío de incrementar su producción de gas y petróleo para fortalecer las exportaciones sin desatender la agenda ambiental.

En ese contexto, informes elaborados por la Academia Nacional de Ingeniería y el Instituto de Energía de la Universidad Austral sostienen que duplicar la producción de hidrocarburos en los próximos cinco años tendría un impacto mínimo en las emisiones de dióxido de carbono y podría ser compensado con herramientas ya disponibles.

Según los estudios, el país emite actualmente cerca del 1% del total global de COâ‚‚ equivalente. Del total de emisiones nacionales, aproximadamente el 50% corresponde al sector energético y apenas el 6% se vincula a emisiones fugitivas asociadas a la producción y transporte de gas y petróleo. En términos absolutos, esto representa alrededor de 0,024 gigatoneladas.

Bajo este esquema, una duplicación de la producción destinada a la exportación implicaría un incremento estimado del 6% en esas emisiones, un volumen considerado manejable y compensable mediante la reducción de fugas con tecnología, mejoras de eficiencia y soluciones basadas en la naturaleza.

“El desafío no es dejar de producir hidrocarburos, sino reducir sus emisiones con eficiencia, tecnología y mecanismos de captura”, afirmó Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Universidad Austral.

Los informes también destacan que Argentina presenta una situación particular en el escenario global. De acuerdo con mediciones satelitales difundidas por la NASA, el país no solo emite, sino que también absorbe emisiones, una metodología que aún no está plenamente incorporada a los estándares internacionales, pero que refleja una capacidad diferencial en materia ambiental.

El contexto internacional refuerza este enfoque, especialmente para los países en desarrollo. Entre 1970 y 2024, la demanda energética mundial se triplicó,  mientras que la participación del carbón se mantuvo constante en torno al 27%. Asia, principal motor del comercio global, incrementó su participación en el consumo energético mundial del 15% al 49%, con matrices dominadas por el carbón.

En ese escenario, los especialistas subrayan que el crecimiento económico global continúa demandando energía accesible y confiable. La transición hacia matrices más limpias, sostienen, no excluye a los hidrocarburos, sino que requiere gestionarlos con inteligencia, incorporando tecnologías de captura, electrificación segura y mejoras de eficiencia que permitan reducir su huella ambiental.

Argentina cuenta además con ventajas estructurales: abundantes recursos de gas y petróleo, alto potencial solar y eólico, extensos territorios aptos para forestación y reforestación y capacidad de absorción de emisiones. Estas condiciones le permitirían, incluso, posicionarse en mercados internacionales de bonos de carbono.

“Tenemos recursos extraordinarios para crecer y, al mismo tiempo, avanzar hacia las cero emisiones netas con un camino propio y realista”, concluyó Carnicer, sintetizando una visión que busca compatibilizar desarrollo económico, seguridad energética y compromiso ambiental.

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América Latina y el Caribe consolidaron en septiembre de 2025 un avance significativo en su matriz eléctrica: el 65% de la generación de energía provino de fuentes renovables, según el último Reporte Mensual de Generación Eléctrica de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE). El dato marca una recuperación frente al mes anterior y refuerza la tendencia regional hacia sistemas energéticos más limpios.

Durante el mes, la generación eléctrica total alcanzó los 156 teravatios hora (TWh), con un crecimiento interanual del 3,3%. Si bien se trató de la segunda cifra más baja del año —solo por encima de febrero—, el desempeño de las energías renovables permitió mejorar el índice de renovabilidad y reducir la participación de los combustibles fósiles.

La hidroenergía volvió a posicionarse como la principal fuente de generación en la región, con una participación del 45,7% del total, impulsada por mejores condiciones hidrológicas en varios países. En términos absolutos, aportó 1 TWh adicional respecto de agosto, en coincidencia con el inicio de la temporada de lluvias en algunas zonas.

Entre las renovables no convencionales, la energía solar mostró el crecimiento más dinámico, con una suba mensual del 5%, asociada a la entrada en operación de nuevas instalaciones fotovoltaicas. La energía eólica incrementó su participación porcentual hasta el 11,4%, aunque en valores absolutos registró una leve caída frente al mes previo. La geotermia, en tanto, mantuvo una participación estable con un leve incremento.

En contrapartida, la generación con gas natural redujo su participación del 26,1% en agosto al 24% en septiembre, explicando buena parte de la mejora del índice de renovabilidad. En términos absolutos, fue la fuente que más cayó, con 4,6 TWh menos generados. También se registraron descensos en la generación con carbón mineral y otros combustibles fósiles.

Desde el punto de vista mensual, la generación eléctrica total cayó un 3,1% respecto de agosto, una variación atribuida principalmente a la menor demanda eléctrica por factores estacionales. No obstante, el comportamiento interanual mostró una expansión del sistema, liderada por la hidroenergía, que sumó 12,9 TWh adicionales frente a septiembre de 2024.

El informe también destaca el desempeño de varios países en materia de renovabilidad. De los 27 Estados miembros de OLACDE, 11 superaron el promedio regional. Paraguay y Uruguay alcanzaron una matriz 100% renovable, seguidos por Costa Rica (98%), Venezuela (92%), Ecuador (90%), Brasil (89%), Colombia (86%), El Salvador (79%), Belice (77%), Panamá (74%) y Chile (70%).

Según el organismo, estas diferencias reflejan la heterogeneidad de las matrices eléctricas de la región: mientras algunos países avanzan de manera sostenida en la transición energética, otros aún enfrentan dificultades para reducir su dependencia de los combustibles fósiles. Aun así, los datos de septiembre confirman que las energías renovables continúan siendo el eje del desarrollo eléctrico regional.

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El Gobierno nacional decidió reactivar la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP), lo que de concretarse marcará el cierre de un ciclo de inactividad que se extendía desde 2017. A través de la Secretaría de Asuntos Nucleares, se instruirá a la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) para que convoque de manera inmediata a una licitación pública internacional.

El proceso busca ejecutar el revamping necesario para devolver la operatividad a la infraestructura situada en Arroyito, en la provincia de Neuquén, que hoy representa un costo de mantenimiento cercano al millón de dólares mensuales sin generar producción, además de reactivar una instancia central del ecosistema nuclear argentino.

El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Nápoli, fue el encargado de hacer el anuncio tras una visita a la planta industrial, junto al presidente de la CNEA, Martín Porro, organismo del cual depende la PIAP y que tendrá a su cargo la recuperación operativa, la cual —aseguró— “por falta de inversión y abandono de los gobiernos anteriores, está fuera de operaciones desde 2017”.

Desde ese entonces, explicó el funcionario, “el costo mensual de su conservación y mantenimiento llegó a alcanzar el millón de dólares. Un costo inaceptable por una planta que está parada hace casi nueve años, y en vez de generarle ingresos a la CNEA, le cuesta millones”.

Así, ante la ausencia de un contrato de operación vigente, desde la Secretaría se instruyó a la CNEA a que “convoque un proceso licitatorio abierto para realizar el revamping necesario y retomar las operaciones de la planta: queremos que la PIAP desarrolle un modelo comercial viable que genere ingresos para la CNEA y no sea un lastre para el bolsillo de los argentinos”, aseguró Ramos Nápoli.

Durante la reunión, a la que también asistieron autoridades del Gobierno provincial, se resolvió que la CNEA asumirá las tareas de mantenimiento de la PIAP con personal propio. En paralelo, y bajo la instrucción de la Secretaría de Asuntos Nucleares, la Comisión iniciará la preparación del proceso licitatorio para reactivar la producción de un insumo crítico para las centrales nucleares argentinas.

Los trabajadores, como antecedente previo, pusieron en agenda el tema cada vez que pudieron en la última década. El contexto global abre hoy una puerta para una mayor demanda, también aseguran los empleados que pugnan por la puesta en funcionamiento.

El revamping consiste en un proceso integral de modernización, actualización tecnológica y recuperación de una instalación industrial. La intervención de la CNEA en el mantenimiento permitirá preservar los activos críticos de la planta y evitar el denominado “punto de no retorno”, en el que la degradación mecánica podría dificultar significativamente su futura reactivación.

El anuncio, motorizado por la visita de autoridades nacionales a las instalaciones en las últimas horas, busca revertir una situación que los técnicos califican de insostenible. Mientras la planta permanecía inactiva, la empresa estatal Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA) se vio obligada a importar agua pesada de la India para abastecer a las centrales Atucha I, Atucha II y Embalse.

Esta operación demanda una salida de divisas de US$18 millones por año, un gasto que el nuevo esquema administrativo pretende eliminar mediante la sustitución por producción local. El plan técnico deberá contemplar una etapa crítica inicial que demandará una inversión de entre US$50 y US$60 millones para poner en marcha la primera línea de producción, con capacidad para 100 toneladas anuales.

Posteriormente, se plantea necesario el reemplazo de sistemas de control y electrónica que quedaron obsoletos tras casi una década de parálisis, un proceso que demandaría al menos 24 meses de obra, todos aspectos que deberán ser debidamente detallados en el llamado a licitación abierta que deberá realizar la CNEA para el revamping.

A tono de intentos previos, como el memorándum de entendimiento firmado en mayo de 2025 con Candu Energy, la actual gestión apuesta a un modelo donde el financiamiento surja de contratos de exportación firmes. La empresa canadiense ya había manifestado la necesidad de adquirir al menos 1.000 toneladas de agua pesada para sus reactores de nueva generación.

Según registros de la planta, en los últimos dos años delegaciones de cinco países han inspeccionado las instalaciones, validando que el know-how argentino sigue siendo un activo estratégico en un mundo que vuelve a apostar por la energía nuclear para cumplir las metas de descarbonización, con un combustible esencial para la actividad nuclear.

La transición de un esquema de “mantenimiento y guardia” a uno de “producción” también busca normalizar la situación de los trabajadores. En septiembre de 2025, el personal denunciaba atrasos salariales y falta de recursos básicos para el traslado a la planta debido a la irregularidad en el envío de fondos nacionales.

Con la licitación, la CNEA asumirá un rol más activo en la gestión directa, buscando que la PIAP deje de ser un “lastre” presupuestario para convertirse en una unidad de negocios exportadora. La escala de la PIAP es única, ya que es considerada la planta de mayor capacidad de producción de agua pesada del mundo.

La PIAP es una instalación estratégica para el sector nuclear argentino, inaugurada en 1993 y considerada un establecimiento de referencia internacional. Las centrales nucleares en operación en la Argentina (Atucha I, Atucha II y Embalse) utilizan agua pesada como refrigerante y como moderador de neutrones durante el proceso de fisión nuclear, lo que convierte a este insumo en un componente esencial.

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