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Autor: Mejor Energía

  • Nación presentó el nuevo esquema de subsidios focalizados para los hogares más vulnerables

    Nación presentó el nuevo esquema de subsidios focalizados para los hogares más vulnerables

    El Gobierno Nacional dio a conocer el nuevo régimen de subsidios energéticos focalizados, diseñado para acompañar a los hogares de menores ingresos y avanzar en el proceso de sinceramiento de los costos reales de la energía.

    La propuesta, presentada en el marco de la emergencia pública en materia tarifaria, inicia además un período de consulta pública de 15 días hábiles.

    El proyecto establece un sistema único y simplificado que unifica todos los programas vigentes: dejan de utilizarse los niveles N1, N2 y N3, así como el Programa Hogar y la Tarifa Social de Gas. En su reemplazo, habrá únicamente dos categorías: hogares con subsidio y hogares sin subsidio, determinadas por ingresos, patrimonio y condición socioeconómica.

    Los hogares que califiquen recibirán una bonificación aplicada sobre el valor de la energía, mientras que el resto abonará el costo pleno del servicio. La ayuda está dirigida a grupos familiares con ingresos inferiores a tres Canastas Básicas Totales, equivalentes a $3.641.397.

    Las personas ya inscriptas en el Registro de Acceso a los Subsidios Energéticos (RASE) no deberán reinscribirse: sus datos serán migrados automáticamente, con posibilidad de actualizarse mediante declaración jurada.

    Con la implementación del nuevo régimen, se incorporarán 3.364.065 usuarios provenientes del Programa Hogar, quienes pasarán a recibir subsidios bajo reglas unificadas y más previsibles. Además, los usuarios de gas propano indiluido por redes y de garrafas de GLP de 10 kilos podrán inscribirse desde enero de 2026 mediante formulario disponible en el sitio oficial del Gobierno.

    En electricidad, los hogares alcanzados recibirán una bonificación base del 50% durante todo el año, aplicada sobre un bloque de 300 kWh mensuales en períodos de mayor demanda y de 150 kWh en meses templados.

    En el caso del gas natural por redes, el 50% de subsidio se concentrará entre abril y septiembre, los meses de mayor consumo, mientras que en el resto del año no habrá bonificación. Los volúmenes subsidiados se mantendrán según los bloques base vigentes, que contemplan las diferencias climáticas de cada región.

    De manera excepcional, y solo durante 2026, se aplicará una bonificación extraordinaria del 25% en enero para ambos servicios. Así, la electricidad contará con un subsidio total del 75%, mientras que el gas —sin subsidio base en verano— tendrá un 25% de bonificación. Este refuerzo se reducirá progresivamente mes a mes hasta finalizar en diciembre de 2026, buscando evitar aumentos bruscos en las facturas.

    Durante la revisión del esquema heredado, el Gobierno detectó 2.590.000 usuarios que recibían subsidios sin cumplir los requisitos, entre ellos 370.000 solicitudes registradas a nombre de personas fallecidas.

    También se identificaron 15.518 hogares en countries y clubes de campo que percibían beneficios destinados a sectores de bajos ingresos.

    Según el Gobierno, el nuevo régimen busca corregir estas distorsiones, eliminar privilegios indebidos y concentrar los recursos públicos en quienes realmente los necesitan para sostener consumos esenciales.

    Con este avance, el Gobierno reafirma su compromiso de ordenar la política de subsidios energéticos, mejorar la transparencia del sistema y garantizar un uso eficiente de los fondos públicos.

    La meta, subrayan, es que la asistencia vuelva a cumplir su función central: proteger a los hogares vulnerables bajo un esquema previsible, claro y sostenible a lo largo del año.

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  • La Cámara Argentina de la Energía designó a Andrés Cavallari como presidente

    La Cámara Argentina de la Energía designó a Andrés Cavallari como presidente

    La Cámara Argentina de la Energía (CADE) anunció la renovación de sus autoridades para el período 2025-2027, marcando un nuevo capítulo en la conducción de una de las entidades empresariales más influyentes del sector energético argentino.

    La Comisión Directiva designó como presidente a Andrés Cavallari, CEO de Raízen Argentina, quien encabezará la institución durante los próximos dos años.

    La nueva mesa directiva se completa con Sergio Mengoni de Total Austral (vicepresidente I), Marcos Bulgheroni de Pan American Energy (vicepresidente II), Julián Escuder de Pluspetrol (tesorero), Germán Burmeister de Shell Argentina (secretario), y los vocales titulares Martín Rueda (Harbour), Hugo Eurnekian (CGC), Martín Urdapilleta (Trafigura Argentina), Pablo Arnaude (DAPSA) y Pablo Bizzotto (Phenix).

    Creada en 2017, la CADE reúne a presidentes y CEOs de empresas con presencia en toda la cadena energética nacional, desde la exploración y producción de hidrocarburos hasta la refinación y comercialización de combustibles. La integran compañías líderes como CGC, Pan American Energy, Raízen, Trafigura, Pluspetrol, Phoenix, Shell, Total Austral, Harbour y DAPSA. Su estructura ejecutiva la posiciona como un espacio de alto nivel técnico y de fuerte representación sectorial.

    Durante los últimos años, CADE consolidó un rol activo en la promoción de condiciones para el crecimiento sostenido del sector energético, impulsando propuestas vinculadas a la seguridad jurídica, la competitividad productiva, la ampliación de infraestructura y la atracción de inversiones.

    La entidad se ha convertido en un interlocutor clave entre el sector privado y el Estado, participando en mesas técnicas, debates regulatorios y procesos de planificación energética de mediano y largo plazo.

    En paralelo, la cámara viene acompañando el desarrollo de proyectos estratégicos en Vaca Muerta, la expansión de capacidad de transporte —tanto de gas como de petróleo—, y la transición hacia matrices más eficientes y bajas en emisiones, incluyendo la promoción de combustibles de nueva generación y soluciones energéticas alineadas con estándares internacionales de sostenibilidad.

    Desde su mirada, la energía sigue siendo uno de los motores clave para el crecimiento económico de Argentina, con potencial para convertirse en un sector exportador de relevancia global.

    Con la nueva conformación dirigencial, CADE buscará reforzar su papel como articulador entre empresas, autoridades y organismos técnicos, con el objetivo de sostener una agenda común que potencie las oportunidades de inversión, desarrollo tecnológico y competitividad en toda la industria energética.

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  • Neuquén acordó con Nación la eliminación de retenciones al petróleo convencional

    Neuquén acordó con Nación la eliminación de retenciones al petróleo convencional

    El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, firmó este jueves el acuerdo con el Gobierno nacional para eliminar las retenciones a la exportación de petróleo convencional, un reclamo de las provincias productoras que apunta a mejorar la competitividad de la actividad en cuencas maduras. La decisión fue rubricada en Buenos Aires y, según explicó el mandatario, permitirá impulsar inversiones, preservar puestos de trabajo y dar previsibilidad fiscal al sector.

    “Es una decisión que acompaña el esfuerzo que venimos realizando desde Neuquén para el sostenimiento de esta actividad”, afirmó Figueroa tras la firma del acta. Del encuentro participaron el ministro de Economía, Luis Caputo; el jefe de Gabinete, Manuel Adorni; el ministro del Interior, Diego Santilli; el viceministro Daniel González y el presidente de la Cámara de Hidrocarburos, Carlos Ormachea.

    De este acuerdo, que beneficiará a las provincias productoras, Nación pidió que se reinviertan los fondos en la actividad. En tanto Neuquén, que fue una de las primeras que brindó beneficios al sector, exigió que se mantengan los puestos de trabajo. “Se suma al rumbo que marcamos con la Mesa para la Reactivación de la Producción Convencional, para impulsar un sector más competitivo y sostenible”, señaló Figueroa.

    La iniciativa busca apuntalar al segmento histórico de la producción, en pleno auge de la producción no convencionales, signada por el ciclo de crecimiento de Vaca Muerta. El shale supone hoy el 96% de la producción de Neuquén.

    La provincia implementó en los últimos meses un paquete de estímulos fiscales para mejorar la ecuación económica del convencional, un segmento afectado por la maduración de las cuencas y los costos operativos crecientes. Entre esas medidas se destacan la reducción de la alícuota de regalías de 15% a 12% y la exención de Ingresos Brutos para la actividad.

    “En Neuquén ya establecimos lineamientos firmes para promover la actividad y cuidar el empleo, con una rebaja en las regalías de tres puntos e Ingresos Brutos, y hoy incorporamos una herramienta adicional para consolidar este objetivo central”, recordó el gobernador.

    En septiembre, el Gobierno neuquino, empresas y sindicatos conformaron la Mesa del Programa de Reactivación Hidrocarburífera Convencional, un espacio destinado a recuperar producción, reactivar pozos y mejorar la eficiencia operativa. Allí, las partes destacaron que el convencional sigue siendo un motor energético, económico y social para la provincia y el país.

    Con la eliminación de las retenciones, Neuquén suma un nuevo incentivo para apuntalar el convencional, un segmento estratégico para diversificar la matriz productiva de la provincia más allá del dinamismo de Vaca Muerta. La expectativa oficial es que la combinación de medidas fiscales provinciales y nacionales contribuya a mantener activos los yacimientos maduros, atraer capitales y sostener el nivel de actividad en todo el territorio neuquino.

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  • Naturgy San Juan avanza con un plan de infraestructura clave para garantizar el suministro eléctrico

    Naturgy San Juan avanza con un plan de infraestructura clave para garantizar el suministro eléctrico

    Naturgy San Juan inició un conjunto de obras consideradas estratégicas para el futuro energético de la provincia.

    La compañía confirmó la construcción de cuatro nuevas estaciones transformadoras y la ampliación de otras dos, un despliegue de infraestructura que forma parte de un programa anual de inversiones de $30.000 millones destinado a reforzar la red de distribución, mejorar la calidad del servicio y atender el crecimiento sostenido de la demanda.

    El proyecto se desarrolla en coordinación con el Organismo Regulador y se enmarca en los principios del trilema energético: seguridad en el suministro, asequibilidad y sostenibilidad ambiental. Las seis obras se encuentran actualmente en etapa de obra civil y constituyen uno de los planes de expansión eléctrica más relevantes de los últimos años en San Juan.

    “Estas obras permitirán brindar un servicio más confiable y estable para los sanjuaninos, fortaleciendo la resiliencia del sistema eléctrico y soportando el crecimiento de la demanda en la zona de influencia”, destacó Eduardo Stocco, director de Redes de Electricidad de Naturgy San Juan.

    El directivo remarcó además el compromiso de la compañía con la continuidad del servicio y la modernización de la infraestructura eléctrica provincial.

    Las nuevas estaciones transformadoras forman parte de un plan integral que busca garantizar un suministro seguro tanto para hogares como para actividades industriales, comerciales y productivas. La compañía considera que la expansión de la infraestructura eléctrica es un factor decisivo para acompañar el crecimiento económico y mejorar la calidad de vida de la población.

    Resumen técnico de las obras

    • Total de proyectos: 6 (4 estaciones nuevas + 2 ampliaciones)
    • Potencia instalada inicial: 75 MVA
    • Niveles de tensión: 33/13,2 kV
    • Usuarios beneficiados: 14.661

    Además de las obras físicas, Naturgy está desplegando inversiones en tecnología aplicada a la red, con mejoras en sistemas IT y OT que incluyen monitorización, automatización y operación remota mediante SCADA, orientadas a fortalecer la seguridad informática y optimizar la gestión del servicio.

    En paralelo, la compañía avanza con un proceso de modernización de la atención al cliente. Desde el lanzamiento de la app Oficina Virtual, el servicio tuvo un crecimiento superior al 1.000%, pasando de 9.000 a 92.000 usuarios. 

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  •  “Forjando Vaca Muerta”: la metalmecánica neuquina busca su lugar en la expansión del Oil & Gas

     “Forjando Vaca Muerta”: la metalmecánica neuquina busca su lugar en la expansión del Oil & Gas

    Con más de 50 empresarios, referentes de cámaras y representantes de compañías operadoras de la Cuenca Neuquina, se desarrolló el encuentro “Forjando Vaca Muerta: donde la metalmecánica y el Oil & Gas se juntan”, una jornada destinada a fortalecer el entramado industrial local y su integración a la cadena de valor de Vaca Muerta.

    El evento, organizado por Centro PyME–ADENEU, con el apoyo de ADINEU y FECENE, buscó actualizar la agenda del sector, identificar oportunidades y generar un espacio de networking entre proveedores, empresas energéticas y autoridades provinciales.

    El encuentro contó con la participación de Mejor Energía, cuyo director, Fernando Castro, fue moderador en dos paneles: uno vinculado a las productoras de Vaca Muerta y el de las pymes neuquinas.

    Durante la apertura, el ministro de Economía, Producción e Industria y presidente del Centro PyME–ADENEU, Guillermo Koenig, destacó que la metalmecánica es “una asignatura pendiente” de la industria neuquina, pero remarcó que la expansión del Oil & Gas abre un nuevo escenario.

    “Ahora hay una oportunidad de producir en la provincia muchos productos que hoy se importan. Neuquén quiere atraer inversiones y cuenta con promociones impositivas, créditos subsidiados y suelo en parques industriales para quienes apuesten al sector», dijo.

    Por su parte, Roberto Enríquez, presidente de ADINEU y vocal titular de FECENE comentó que la iniciativa de la jornada “surgió hace varios meses a través del Centro PyME y de ADINEU y FECENE. 

    «Tenemos claro que la industria neuquina pasa por la metalmecánica y fue lo que nos impulsó para entusiasmar a las pequeñas y medianas empresas para vincularse con el sector energético”, agregó.

    Koening durante su participación en el evento.

     

    Sobre el alcance de este sector industrial, Enríquez sostuvo que “la metalmecánica tiene que ver con el 99 por ciento de las industrias: una fábrica de chocolates no es una fábrica sin las máquinas, la parte eléctrica, los tableros, los sistemas de control de temperatura. La metalmecánica en definitiva es la fabricación de los fierros, de la electrónica y de la automatización como la máxima expresión de los procesos para que tengan calidad, productividad y eficiencia”.

    En tanto, Anabel Lucero Idizarri, gerente general del Centro PyME-ADENEU manifestó que “desde la Agencia venimos trabajando con la industria para conocerla en profundidad y, a partir de ese relevamiento creemos que hay mucho para hacer en las vinculaciones entre las empresas. Por eso nos parecía que armar estos eventos con temáticas específicas para el sector puedan ser también una excusa de encuentro para vincularse y desarrollar nuevos negocios”.

     “Forjando Vaca Muerta” comenzó con una serie de charlas técnicas y la presentación de la exposición “Desarrollo federal de la industria metalúrgica e integración de cadenas de valor estratégicas”, a cargo de Mariano Guizzo, vicepresidente de la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina (ADIMRA) y de Jorge Scian,presidente de la Comisión de Energía de ADIMRA.

    Desde INTI y la UNCo se expuso sobre avances en ensayos no destructivos, costos y autonomía tecnológica, y el desafío del sector metalmecánico neuquino en el contexto de Vaca Muerta.

    También estuvo presente el ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Gustavo Medele, quien realizó una presentación sobre las perspectivas de Vaca Muerta.

    El cierre incluyó dos presentaciones: una con representantes de grandes operadoras —AESA, YPF, Pan American Energy y Pluspetrol—, y otra con empresarios locales, para ofrecer una doble mirada sobre el futuro de la metalmecánica neuquina dentro del ecosistema energético.

     

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  • YPF proyecta dos décadas de importantes exportaciones con el mayor plan de LNG del país

    YPF proyecta dos décadas de importantes exportaciones con el mayor plan de LNG del país

    Durante su exposición en el encuentro organizado por LIDE, el CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, presentó una visión de largo plazo que busca reposicionar a la petrolera como un actor central del mercado energético mundial.

    Desde el inicio, Marín dejó en claro que su gestión se apoya en valores que definió antes de asumir: rentabilidad, eficiencia, profesionalismo, mérito, pasión y compromiso. “La diferenciación se logra con la pasión —expresó—, y la pasión se contagia cuando el management es coherente y cumple su palabra”.

    En este sentido, explicó que renunció a privilegios históricos del cargo —como el uso de aviones privados, un ascensor exclusivo o flotas de camionetas— para enviar una señal interna contundente. Según afirmó, esta actitud contribuyó a generar un fuerte alineamiento y motivación entre los trabajadores.

    A partir de allí, Marín presentó el Plan 4×4, que abarca los ocho años que durará su gestión. Este programa prevé llevar a YPF a una producción de 600 mil barriles diarios para 2031, aunque aclaró que el crecimiento está actualmente limitado por la falta de infraestructura.

    En particular, destacó la necesidad de finalizar el proyecto VMOS, clave para reducir costos logísticos y aumentar la capacidad de transporte. Asimismo, señaló que, una vez completadas las obras, Argentina podría exportar hasta 700 mil barriles diarios, aunque el principal cuello de botella continúa siendo la capacidad portuaria.

    Al mismo tiempo, la empresa avanzó en una decisión estratégica: salir de todos los campos maduros convencionales para concentrarse en áreas más productivas. Esta medida, explicó, forma parte de un proceso más amplio de ordenamiento del portafolio. En este marco, confirmó que YPF ya opera unos 16 mil pozos y que varias unidades de negocio pasarán por procesos de desinversión o transformación.

    Entre las medidas más relevantes, Marín señaló que Metrogas se encuentra en proceso de venta, con un banco de inversión ya designado, y que YPF BIO, junto con el campo Durand y la empresa Refinor, conformará una unidad independiente que la petrolera planea adquirir en su totalidad.

    Además, adelantó que YPF Agro y YPF Arenas se preparan para un spin-off y que se está buscando un socio estratégico especializado en exportación de granos, en línea con el modelo en el que los productores pagan combustible con granos. En paralelo, anticipó que YPF Luz podría alcanzar un EBITDA de U$S 1.500 millones para 2035.

    Como parte de este proceso de ordenamiento, YPF decidió cerrar operaciones en Uruguay y Chile, que —según Marín— no eran significativas. También confirmó que la ex refinería de San Lorenzo será reconvertida en biorefinería, en sintonía con las tendencias globales de transición energética.

    Nueva estrategia comercial y alto nivel tecnológico

    Marín explicó que la red de estaciones de servicio se reorganizará en tres categorías: Premium —solo con combustibles Infinia—; YPF tradicional, que mantendrá el formato actual; y Low Cost, que operarán bajo las marcas Refinor (norte) y Refisur (sur). Este rediseño acompaña el avance tecnológico que, según Marín, está colocando a YPF “en estándares globales”.

    En este punto resaltó el RTIC, el centro de control en tiempo real de la Torre YPF de Puerto Madero, al que calificó como “el mejor de América y posiblemente del mundo”.

    A esto se suma la recuperación de la refinería de La Plata —que llegó a estar en estado crítico— y que recientemente fue reconocida como la mejor de Latinoamérica.

    El proyecto que lo cambia todo

    Aunque la exposición abarcó múltiples ejes, Marín insistió en que el proyecto más transformador —no solo para YPF sino para el país— es el desarrollo de LNG (Gas Natural Licuado) en Río Negro. “El LNG es más importante que el petróleo”, afirmó con énfasis, y detalló un plan escalonado en tres fases que posicionaría a Argentina como exportador global:

    • Fase I (6 MTPA): dos unidades flotantes, en sociedad con ENI.
    • Fase II (6 MTPA): una FLNG propia, con Shell como socio previsto, desde 2026.
    • Fase III (12 MTPA): dos FLNG adicionales propias, junto con ADNOC, también desde 2026.

    Con este esquema, YPF estima exportaciones por U$S 10.000 millones anuales durante 20 años, convirtiendo al país en un proveedor confiable y flexible para los mercados que demandan gas licuado.

    El CEO de YPF explicó que el LNG ofrece ventajas determinantes: permite transportar gas a cualquier lugar sin necesidad de gasoductos, reduce su volumen 600 veces, tiene menor impacto ambiental que otros combustibles fósiles y constituye una reserva estratégica para muchos países. Por eso, consideró que este proyecto será el verdadero motor del reposicionamiento internacional de YPF.

    Consultado sobre la aparente salida de petroleras extranjeras del país, Marín fue tajante: “No se están yendo”. A modo de ejemplo, señaló que Exxon vendió sus activos porque recibió una oferta muy atractiva y está enfocada en Guyana, pero remarcó que ingresaron Continental y ADNOC, esta última responsable de la mayor inversión extranjera actual en Argentina. Asimismo, destacó que todas las compañías del sector planean incrementar su producción.

    Respecto del juicio en Nueva York, Marín aclaró que no afecta la gestión cotidiana de YPF y que, aunque se litiga en Estados Unidos, la causa se rige por legislación argentina, lo que —según un juez estadounidense— vuelve el proceso especialmente complejo y podría motivar su retorno a tribunales locales. Consideró probable un acuerdo.

    Finalmente, Marín proyectó que, para 2031, YPF será una empresa global, altamente tecnológica, con recursos humanos de elite y capaz de distribuir dividendos a partir de 2028. Además, apuntó a que la compañía sea top 20 mundial entre las petroleras y alcance el top 10 mundial en shale oil para 2030.

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  •  Arribó a Río Negro el primer cargamento de ductos para los buques de GNL de Southern Energy

     Arribó a Río Negro el primer cargamento de ductos para los buques de GNL de Southern Energy

    El Puerto de San Antonio Este fue escenario de un avance clave para el proyecto Argentina LNG, con la llegada del primer cargamento de ductos que utilizará Southern Energy (SESA) para construir los gasoductos que conectarán el sistema terrestre con los dos buques de licuefacción emplazados en el Golfo San Matías. La descarga marca el inicio formal de la etapa constructiva de una iniciativa que busca posicionar a la Argentina como nuevo proveedor global de GNL.

    El buque “MV Billion Star” arribó con alrededor de 10.000 toneladas de acero, equivalentes a más de 2.200 unidades de tuberías. Estos materiales permitirán avanzar en un sistema integrado de 27 kilómetros de ductos: un gasoducto onshore de 15 kilómetros y 30 pulgadas de diámetro que se conectará con el Gasoducto San Martín, más dos gasoductos offshore de 6 kilómetros cada uno, con diámetros de 20 y 24 pulgadas, destinados a vincular la costa con los buques de licuefacción de Golar LNG.

    Las unidades flotantes previstas para el proyecto son el “Hilli Episeyo”, cuya puesta en marcha se espera para septiembre de 2027, y el “MKII”, programado para el segundo semestre de 2028.

    La compleja logística de descarga involucra contratistas locales, empresas de ingeniería y transporte, con previsión de finalizar el traslado de los ductos al obrador hacia enero de 2026. Según el cronograma, la construcción del gasoducto onshore comenzará en febrero de 2026, mientras que el tendido de los tramos offshore está fijado para abril del mismo año.

    Las tuberías en la descarga en San Antonio.

     

    SESA, integrada por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, estima una inversión total superior a USD 15.000 millones durante los 20 años de vida útil del proyecto, abarcando toda la cadena de valor.

    La iniciativa permitirá habilitar desarrollos adicionales en Vaca Muerta y aumentar la actividad del upstream, al asegurar una vía sostenible de monetización del gas.

    Entre 2027 y 2035, el proyecto prevé generar exportaciones por más de USD 20.000 millones, aportando una fuente genuina de divisas para la economía argentina y consolidando al país como jugador relevante en el mercado internacional de GNL.

    Además, durante la etapa de construcción se crearán 1.900 puestos de trabajo directos e indirectos, con fuerte presencia de mano de obra local, y se proyecta que cerca del 50% de los bienes y servicios requeridos en la operación provengan de proveedores nacionales.

    En una segunda fase, prevista para mediados de 2028, se construirá un nuevo gasoducto dedicado para permitir la operación anual continua de ambas unidades flotantes.

    SESA comunicó que también implementará una política activa de desarrollo de proveedores para promover mayor valor agregado local con  la participación de pymes regionales en la cadena de suministros.

    Con la llegada del primer cargamento de ductos, el proyecto Argentina LNG avanza en su etapa constructiva con la infraestructura clave que conectará el gas neuquino con las unidades de licuefacción.

    El plan se consolida como una apuesta estratégica para ampliar la capacidad exportadora del país en un mercado global que continúa demandando gas natural en el marco de la transición energética.

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  • Paraguay quiere el gas de Vaca Muerta y ser tránsito hacia Brasil: cuáles son los primeros detalles del plan

    Paraguay quiere el gas de Vaca Muerta y ser tránsito hacia Brasil: cuáles son los primeros detalles del plan

    Paraguay impulsa la construcción de un Gasoducto Bioceánico que busca convertir al país en un «hub energético» que le permite contar a inicios de la próxima década con el abastecimiento energético adecuado para darle competitividad al crecimiento que proyecta de sus actividades productivas y, además, establecer una vía alternativa y estratégica para que el gas de Vaca Muerta llegue al gran mercado de Brasil.

    Para la Argentina, uno de los aspectos más relevantes de esta iniciativa no solo ganar un nuevo mercado para la producción de la Cuenca Neuquina, sino la posibilidad de que Paraguay se convierta en la ruta de tránsito del gas argentino hacia Brasil, un tema que se encuentra en plena definición para ganar el mercado de uno de los mayores consumidores de gas de la región con una demanda promedio de 70 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d).

    Esta nueva traza, que busca fortalecer y acelerar el gobierno de Paraguay, se presenta como una alternativa a la actual dependencia del sistema de ductos de Bolivia, cuyas exportaciones están en declive y que, hacia fines de la década, podría convertirse en un país importador de gas, lo que genera particular preocupación a los industriales del sur de Brasil que quieren garantizar su abastecimiento.

    El proyecto de Paraguay con el denominado Gasoducto Bioceánico contempla un ducto de aproximadamente 1.050 kilómetros que se apoyaría en la infraestructura de la Ruta Bioceánica, actualmente en desarrollo en el Chaco Paraguayo.

    Se prevé una capacidad inicial de transporte de 10 MMm3/d, con la posibilidad de expandirse hasta 30 MMm3/d en una etapa posterior, siguiendo la demanda. Autoridades paraguayas sostienen que, con base en estudios de prefactibilidad y viabilidad económica ya avanzados, el trazado por el Chaco, siguiendo el corredor de la Ruta Bioceánica, resulta la opción más eficiente y competitiva para abastecer al mercado brasileño -especialmente al estado de San Pablo- y al nordeste argentino.

    Además, podría estar operativo en un plazo de unos cinco años. El proceso, que inició con la firma de un memorándum de entendimiento entre la Argentina y Paraguay para evaluar la exportación de gas natural, se encuentra ahora en una fase de trabajo técnico y de armonización normativa.

    Para ello se están realizando reuniones técnicas entre los equipos de ambos países para ajustar los temas centrales y viabilizar la interconexión gasífera. Este trabajo se enmarca en una agenda de integración energética más amplia que también es impulsada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

    Un punto clave es la necesidad de actualizar la Ley del Gas Natural de Paraguay, vigente desde 1997, para adecuarla a los nuevos tiempos y garantizar un entorno de previsibilidad jurídica para las inversiones privadas, se destaca en el vecino país.

    Para eso las autoridades paraguayas planean contratar a un especialista para trabajar en la armonización normativa con la Argentina, un paso que luego se replicará con Brasil.

    El objetivo es que, al momento de firmar los contratos de comercialización y construcción, exista un marco regulatorio moderno y compatible entre las partes. Esto también incluye, para la Argentina, una discusión con autoridades y transportistas de Brasil, para avanzar de igual manera en la armonización de normativa y en las condiciones de los canones a cobrar de manera de llegar con una molécula competitiva desde Vaca Muerta.

    La inversión estimada para el tramo del gasoducto que atravesaría Paraguay asciende a unos US$2.000 millones, y el plan contempla un recorrido que además de la vinculación con el Gasoducto del Norte requerirá 530 kilómetros hasta la frontera con Brasil y a partir de ahí otros 410 kilómetros hasta Campo Grande, en Mato Grosso do Sul.

    Además del ducto, Paraguay tiene un segundo proyecto complementario con la instalación de una planta de generación eléctrica en el Chaco Central, que utilizaría el gas como fuente de energía.

    Esta central tendría una capacidad proyectada de 1.000 Mw y requeriría una inversión adicional de aproximadamente US$1.000 millones. También está en los planes de inversores privados la construcción de una planta de fertilizantes para abastecimiento local y regional.

    Pero la obra también tiene requerimientos complementarios desde la Argentina, de manera de asegurar el flujo suficiente en firme durante todo el año para dar certeza a contratos de mediano y largo plazo que son los que permitirán el financiamiento del proyecto.

    Para eso se estima que no sólo se deberá ampliar la capacidad de transporte del Gasoducto del Norte, mediante loops y plantas compresoras, sino un nuevo gasoducto que es determinante.

    Ese diseño realizado por la transportista TGN prevé el tendido de un nuevo gasoducto desde Tratayén hasta la Carlota, al sur de la provincia de Córdoba. La magnitud del proyecto está ligada al volumen que se aspire a transportar, pero se anticipa que para alcanzar una capacidad de 20 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/día), la inversión rondaría los u$s2.000 millones.

    A partir de entonces, cuando el Gasoducto del Norte esté debidamente abastecido (hoy limitado a 15 MMm3/d que apenas satisfacen la demanda de las siete provincias norteñas) habrá que decidir su incremento de capacidad, y la traza que tomará finalmente la conexión a Brasil. En este caso, el «disparador» para la construcción del nuevo gasoducto será, probablemente, la demanda local, particularmente la asociada a la generación termoeléctrica.

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  • Genneia abastecerá de energía limpia a dos centros operativos clave de Coca-Cola Argentina

    Genneia abastecerá de energía limpia a dos centros operativos clave de Coca-Cola Argentina

    En el marco de un encuentro realizado en las oficinas de Coca-Cola Argentina, la empresa anunció una alianza estratégica con Genneia, líder en generación de energías renovables en el país.

    A través de este acuerdo, la planta de concentrados de la compañía ubicada en la Ciudad de Buenos Aires y su centro de almacenamiento en Ezeiza serán abastecidos mayoritariamente con energía eólica y solar, reemplazando cerca del 80% de su consumo energético anual.

    Según detallaron ambas compañías, la electricidad provendrá de fuentes renovables verificadas, es decir, certificadas oficialmente como limpias y de bajo impacto ambiental. El suministro se llevará a cabo mediante el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) a través de un contrato de cinco años, con energía generada por un pool de parques eólicos y solares operados por Genneia en diferentes regiones del país.

    La firma del acuerdo estuvo encabezada por Leonardo García, Gerente General de Coca-Cola para Argentina y Uruguay, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia. Ambos destacaron la relevancia de esta alianza en el camino hacia una operación más limpia y eficiente.

    “Nos llena de orgullo que una compañía como Coca-Cola confíe en Genneia para avanzar en sus objetivos de sostenibilidad. Este acuerdo refleja el valor de nuestras soluciones energéticas competitivas y a medida, y reafirma nuestro compromiso de acompañar a las empresas líderes del país”, afirmó Andrews.

    Por su parte, García subrayó que el convenio está alineado con las metas ambientales globales de la corporación. “En Coca-Cola trabajamos para que cada decisión tenga un impacto positivo en las personas y el planeta. Esta alianza con Genneia nos permite avanzar hacia un modelo de operación más limpio y responsable”, sostuvo.

    La estrategia se enmarca en los objetivos internacionales de Coca-Cola: reducir un 25% sus emisiones absolutas de gases de efecto invernadero para 2030 —respecto de los niveles de 2015— y alcanzar cero emisiones netas en 2050. La adopción de energía renovable en Argentina representa un paso concreto dentro de ese compromiso global.

    Con este nuevo contrato, Genneia continúa ampliando su participación en el sector corporativo: ya supera los 80 clientes bajo esquemas MATER, consolidándose como líder en soluciones energéticas para industrias como alimentos, agro, automotriz, petróleo y gas, construcción y laboratorios, entre otras.

    El crecimiento de la empresa se apoya en una infraestructura renovable de escala nacional. Con un total de más de 1.400 MW de capacidad instalada —resultado de parques eólicos como Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita, y parques solares como Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe, Anchoris y los nuevos desarrollos en Mendoza y San Juan— Genneia explica el 21% de la generación eólica y el 12% de la solar del país.

    Para Coca-Cola Argentina, la transición hacia energías limpias se suma a sus iniciativas en reducción de azúcar, reciclaje de envases, conservación de agua y desarrollo de cadenas de valor sostenibles. La compañía —junto a sus cuatro socios embotelladores— genera más de 150 mil empleos directos e indirectos en el país.

    La alianza entre Coca-Cola y Genneia constituye, así, un nuevo avance en la integración de prácticas corporativas responsables, al tiempo que refuerza la expansión de las energías renovables dentro del sector productivo argentino.

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  • “Bolivia puede terminar importando gas en 2035 si no cambia su ley de hidrocarburos”

    “Bolivia puede terminar importando gas en 2035 si no cambia su ley de hidrocarburos”

    Bolivia atraviesa un momento crítico de su historia energética. Lo que fue durante décadas el principal proveedor de gas natural del Cono Sur enfrenta ahora un escenario adverso, con una producción declinante, reservas agotadas y un mercado regional que ya no depende de su oferta.

    En una presentación virtual titulada “Bolivia atrapada entre dos potencias: qué debería considerar la nueva Ley de Hidrocarburos”, el experto Álvaro Ríos Roca, director de Gas Energy Latin America y ex ministro de Hidrocarburos, expuso un panorama que calificó como “desolador pero aún reversible”.

    Según Ríos, Bolivia quedó “atrapada” entre Argentina y Brasil, países que ya se consolidaron como potencias hidrocarburíferas y que, en la próxima década, incrementarán su producción gracias al desarrollo del Presal brasileño y la expansión acelerada de Vaca Muerta en Argentina.

    «Mientras esas naciones avanzaron con inversiones multimillonarias en exploración y producción, Bolivia no generó condiciones para atraer capitales y permitió que sus reservas se agotaran sin un recambio exploratorio significativo», afirmó.

    Los datos comparativos son contundentes. Bolivia pasó de producir 61 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) a mediados de la década pasada a 31 MMmcd en 2024, y si la tendencia continúa, podría caer a apenas 5 MMmcd en 2035. En el mismo período, Brasil proyecta expandir su producción de 46 a 124 MMmcd, mientras que Argentina saltaría de 139 a 346 MMmcd gracias al crecimiento sostenido de Vaca Muerta.

    En ese contexto, Ríos explicó que los antiguos clientes de Bolivia ya no necesitan garantías de abastecimiento: Brasil y Argentina aseguraron sus necesidades con importaciones flexibles de GNL y, en paralelo, desarrollaron sus recursos propios hasta posicionarse como potenciales exportadores. “Bolivia ya no tiene mercados cautivos”, remarcó.

    La crisis se agrava por la situación financiera de YPFB, que pasó de generar utilidades por US$ 1.447 millones en 2014 a registrar pérdidas por US$ 1.446 millones en 2024. Ríos fue categórico al afirmar que la estatal “está prácticamente quebrada” y requiere una reestructuración profunda: frenar inversiones no prioritarias, auditar unidades, cerrar operaciones deficitarias, reducir personal y volver a un esquema competitivo y transparente. “YPFB necesita cirugía mayor, no ajustes marginales”, subrayó.

    Si Bolivia no actúa con rapidez, el país enfrenta un riesgo que hasta hace pocos años parecía inimaginable: importar gas natural por un valor estimado de US$ 5.700 millones anuales hacia 2035. El problema, según Ríos, no es solo energético sino también fiscal, macroeconómico y de seguridad nacional.

    Frente a este escenario, planteó una hoja de ruta urgente para la reforma del sector. Propuso que la nueva Ley de Hidrocarburos establezca precios internos alineados al costo de importación, un régimen fiscal competitivo que reconozca el riesgo exploratorio, un regulador independiente y despolitizado, y el fin del monopolio de YPFB, permitiendo que empresas privadas compitan en exploración, producción y comercialización.

    También recomendó abrir el mercado de gas y líquidos, agilizar trámites en toda la cadena y garantizar el tránsito regional de gas para preservar infraestructuras estratégicas.

    Ríos insistió en que Bolivia todavía tiene una última oportunidad para recuperar competitividad, pero advirtió que el tiempo es escaso: “Debemos dejar atrás la administración del declive y volver a construir una industria. Estamos entre dos gigantes; solo con reglas claras y decisión política podremos evitar un futuro de dependencia”.

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