La sesión del Senado prevista para el jueves 10 de septiembre se cayó. El oficialismo comprobó que no tenía los votos para aprobar el nuevo régimen de biocombustibles. El proyecto no fue rechazado: quedó postergado. Pero la suspensión expuso una disputa más profunda que el simple aumento del corte obligatorio. Detrás del texto hay dos reformas superpuestas: una energética —más biocombustible y menos fósil por litro vendido— y otra económica —quién produce, quién vende y quién captura la renta de ese mercado—. La sesión se cayó por la segunda.

El dictamen, que busca reemplazar y modificar sustancialmente la Ley 27.640 por un régimen de 15 años, unificó siete proyectos que venían discutiéndose en las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y de Presupuesto y Hacienda. Entre sus impulsores aparecen Patricia Bullrich, Flavia Royón, Beatriz Ávila y otros senadores. El objetivo central era elevar los cortes: en gasoil, llevar el biodiésel del 5% actual al 7,5% inicialmente y al 10% al cabo de un año; en naftas, mantener el 12% el primer año y luego subir al 15%.

El esquema del etanol quedó desglosado: de ese 15%, un 6% provendría de caña de azúcar, otro 6% de maíz y un 3% quedaría sujeto a competencia. Además, se fijaba un límite de participación de mercado de no más del 20% del volumen por empresa. Eso explica el interés de Tucumán, Salta y el NOA por la caña; de Córdoba por el etanol de maíz; y de Santa Fe y las provincias sojeras por el biodiésel.

Pero lo decisivo no era el corte. El proyecto buscaba pasar gradualmente del actual sistema de cupos y participación protegida para determinados productores hacia uno de mayor competencia y apertura. Allí estalló el conflicto con las pymes de biodiésel “no integradas” con las grandes aceiteras y productoras de materia prima. Esas empresas tienen hoy una participación protegida en el abastecimiento interno. El nuevo esquema contemplaba una reducción progresiva hasta su desaparición en 2036. Las pymes reclamaban conservar un 7,5% del mercado. Ese punto puso en tensión a representantes de Santa Fe, La Pampa y Buenos Aires, que exigieron mayores garantías para las empresas pequeñas y medianas.

La coalición que se armó fue peculiar. LLA había logrado un principio de acuerdo con senadores dialoguistas y con provincias interesadas en aumentar el bioetanol. Pero varios aliados avisaron que no votarían la ley si no se modificaba la situación de las pymes de biodiésel. Sin votos asegurados, se suspendió la reunión de Labor Parlamentaria y, con ella, la sesión.

El gran ganador potencial: el biodiésel integrado

La Ley 27.640 vigente establece que el biodiésel destinado al corte obligatorio debe provenir de empresas no vinculadas directa o indirectamente con la exportación de biodiésel ni de sus principales insumos. Es decir, excluye deliberadamente del mercado protegido a buena parte de las grandes aceiteras y exportadoras integradas. El proyecto cambia esa arquitectura.

Con el dictamen, inicialmente las no integradas conservan los 7,5 puntos. Cuando el corte sube a 10%, quedan 6,5 puntos reservados y 3,5 abiertos. Luego la transición avanza: 2029, 5,5 reservados y 4,5 abiertos; 2030, 5 y 5; 2031-2035, 3 reservados y 7 abiertos. Después termina la transición prevista. Por tanto, “desregulación” no es una palabra neutral en términos distributivos.

La gran aceitera integrada controla la cadena soja, desde la producción, el crushing el aceite y la producción de biodiésel y exporta y vende al mercado interno. La pyme, en cambio, compra aceite, produce biodiésel y vende. La primera captura margen en varios eslabones y controla su materia prima; la segunda tiene el costo del aceite como insumo externo. Por eso CIARA defendió explícitamente que no se distinga entre integradas y no integradas, y sostuvo que debe haber mercados competitivos y cortes crecientes. CARBIO consideró el dictamen un avance porque deja “abierto el mercado para todos”. CEPREB ve la otra cara: sostiene que las plantas regionales pasan de controlar los actuales 7,5 puntos a tener solo 3 puntos protegidos.

Refinadoras y productores: no todos pierden igual

Si el biodiésel pasa de B7,5 a B10 y el etanol de E12 a E15, las refinadoras colocan menos molécula fósil por litro de combustible terminado. En naftas, por cada 100 litros vendidos, el componente hidrocarburífero pasa de aproximadamente 88 a 85 litros. En gasoil, el efecto es mayor: el gasoil fósil pasaría de unos 95 a 90 litros por cada 100 litros de producto terminado.

Pero de ahí no se sigue que las refinadoras sean perdedoras automáticas. La Cámara Argentina de la Energía apoyó expresamente el proyecto Bullrich y reclamó permitir la participación plena de las refinadoras de petróleo en el negocio de los biocombustibles. La refinadora puede aceptar menor participación del hidrocarburo en cada litro a cambio de participar económicamente en la molécula renovable y comprarla en un mercado competitivo en lugar de hacerlo a precio administrado. Además, el dictamen aparentemente les permite el coprocesamiento de materias primas no fósiles en sus propias refinerías, con límites.

El productor puro de petróleo tiene menos capacidad de capturar ese beneficio. Para una demanda total constante, aumentar el corte implica sustituir parte de la demanda doméstica de derivados fósiles. No necesariamente la producción petrolera argentina debe caer en la misma proporción —el crudo puede exportarse o destinarse a otros usos—, pero el mercado interno de combustibles para transporte absorbe una proporción menor de producto fósil.

La distinción decisiva es otra: integrados versus no integrados. Una empresa verticalmente integrada —producción de crudo, refinación y comercialización— pierde demanda de su componente fósil, pero captura renta a lo largo de toda la cadena y puede participar directa o indirectamente del componente renovable. Una refinadora no integrada upstream compra crudo, lo refina y comercializa derivados. Si sube el corte, necesita menos crudo para producir una cantidad dada de combustible terminado, pero debe adquirir más biocombustible. No simplemente “pierde”: cambia la composición de sus costos, sus márgenes y la utilización de su capacidad de refinación.

Etanol, territorio y automotrices

En el etanol la coalición es más amplia. El esquema 6% caña más 6% maíz más 3% competitivo permite que las dos grandes geografías productivas no se disputen inmediatamente todo el mercado. La Cámara de Bioetanol calificó el dictamen como un paso importante y cuestionó el régimen actual por considerarlo demasiado cerrado y regulado. El proyecto Bullrich había sido trabajado con la Cámara de Bioetanol de Maíz y el Centro Azucarero Argentino. Así se entiende la coalición territorial: Córdoba y el maíz, por un lado; Tucumán, Salta y Jujuy con la caña, por otro. El conflicto más duro queda en Santa Fe, Buenos Aires, Entre Ríos y La Pampa por el biodiésel pyme.

El Gobierno ocupa una posición precisa. Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería, dijo en el Senado que el proyecto Bullrich “interpreta la voluntad del Ejecutivo”. La Casa Rosada defiende competencia, eliminación progresiva de cupos y aumento moderado de cortes. Su objetivo principal no es maximizar el biocombustible: rechazó propuestas de llevar el biodiésel al 15% porque encarecerían estructuralmente el gasoil, aunque consideró razonable llevar el etanol del 12% al 15%. Quiere abrir el mercado, no necesariamente maximizar la sustitución del petróleo.

ADEFA adoptó una posición conservadora. Pidió mantener E12. Admitió que podría aceptar E15, pero preferentemente como techo y no como piso, y rechazó una trayectoria automática de aumentos. Su argumento es tecnológico y económico: mayores porcentajes de etanol pueden exigir recalibraciones, cambios de materiales, componentes y sistemas de combustible, además de alejar a los vehículos argentinos de algunos estándares de exportación.

El eje real

La reforma no parece simplemente transferir renta del petróleo a los biocombustibles. Hace algo más específico: transfiere una fracción adicional del mercado de combustibles desde la molécula fósil hacia la agroindustrial; abre esa nueva renta a actores de gran escala e integrados; reduce progresivamente la protección de los productores independientes; y permite que las propias refinadoras tengan mayor participación en el nuevo mercado.

El conflicto distributivo, entonces, no sería solo “pymes de biocombustibles vs. grandes productores de biocombustibles”. Hay una redistribución estructural entre cadenas: donde el combustible fósil cede una fracción obligatoria del mercado a maíz, caña y soja. El Estado, vía regulación, transfiere parte de la demanda cautiva del transporte desde la cadena hidrocarburífera hacia la agroindustrial.

Queda por precisar el posicionamiento explícito de YPF, Raízen/Shell, Axion y las cámaras petroleras. También qué empresas concretas quedan habilitadas para capturar el aumento del corte. Pero el eje analítico más potente ya no es “petroleras vs. biocombustibles”, sino actores verticalmente integrados vs. productores independientes, atravesando incluso la frontera entre hidrocarburos y agroindustria. La pregunta de fondo no es solo cuánto biocombustible se mezclará, sino quién capturará la renta de ese mercado en transición.