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(NEUQUÉN).- Tras la promulgación de la Ley Bases que se dio a conocer este lunes en el Boletín Oficial, el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, presentó esta mañana en la Legislatura el proyecto de ley para la adhesión al Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI). La provincia espera tener su aprobación este mes y así empujar el proyecto de GNL de YPF y Petronas hacia Punta Colorada, donde a futuro la petrolera bajo control estatal emplazada un nuevo puerto de exportación de hidrocarburos a través del proyecto Vaca Muerta Sur.

Weretilneck -que ya se había pronunciado a favor del régimen de inversiones- pidió hoy a los legisladores un “tratamiento urgente” al proyecto argumentando su importancia “para la prosperidad y el desarrollo de Río Negro”. Al mismo tiempo, remarcó que cuenta con el apoyo de su par neuquino Rolando Figueroa, con quien creó una alianza estratégica.

“La provincia de Río Negro tiene una potencialidad, por su cercanía y por su golfo, de transformarse en un sitio exportador de la riqueza que produce Neuquén, ya sea en petróleo o ya sea en gas”, sostuvo esta mañana Weretilneck.

“La posibilidad de exportar genera para Neuquén y para el país la duplicación de su producción, lo que significa mayor cantidad de empleos en forma directa, mayor crecimiento de todas nuestras pymes y mayores regalías para Neuquén. En esto Río Negro es un protagonista central porque todo lo que ingresa y sale de Vaca Muerta pasa por nuestra provincia”, señaló en referencia a la retroalimentación que poseen las dos provincias patagónicas.

La aprobación del RIGI, condición indispensable

El gobierno rionegrino pretende llenar todos los casilleros para cumplir con los requisitos para ser la sede donde se desarrollará la planta de GNL anunciada por las petrolera argentina en asociación con la malasia Petronas.

El presidente de YPF, Horacio Marín, había enviado el mes pasado una carta a Weretilneck y al gobernador bonaerense, Axel Kicillof, especificando siete requisitos para que la planta se construya en sus puertos que incluyen incentivos económicos y permisos ambientales. Entre ellos, dijo que la aprobación del RIGI era indispensable para ser sede de la futura planta.

En este sentido, Weretilneck opinó hoy que el RIGI representa “la consolidación de los proyectos de petróleo y de gas en la costa rionegrina, más que lo que pudiera venir de otro tipo de industrias relacionadas al gas y al petróleo y a la agricultura. Nosotros como provincia queremos ser protagonistas del desarrollo argentino que viene y para esto tenemos que ser previsibles. La adhesión al RIGI es una manera de serlo”.

La encerrona política de Kicillof

Bahía Blanca es otra de las posibles sedes que YPF analiza para llevar a cabo el megaproyecto de GNL. Sin embargo, la condición del RIGI deja en una clara desventaja al gobernador bonaerense quien ya se había expedido en su contra.

En el medio, casi la totalidad del espacio Unión de la Patria, al que pertenece, votó en contra del RIGI en el Congreso.

Días atrás, Kicillof criticó que se condicione el proyecto al régimen impulsado por el gobierno de Milei y afirmó que el año pasado cuando se dio a conocer el proyecto, la sede natural era Bahía Blanca. “La inversión de YPF en Bahía Blanca no puede quedar enredada en cuestiones partidarias y coyunturales”, agregó en una conferencia de prensa.

En este sentido, Kicillof buscó separarse del debate que tendrá que dar la Legislatura bonaerense mientras su oposición intentará que finalmente se apruebe.

, Laura Hevia

YPF, la petrolera bajo control estatal, alcanzó récord de producción de naftas en la refinería del Complejo Industrial Ingeniero Enrique Mosconi. Obtuvo un volumen formulado de 277.098 metros cúbicos.

En mayo, la refinería produjo 174.397 metros cúbicos de naftas súper y 102.701 metros cúbicos de naftas premium que incluye una exportación a Uruguay.

Récord

El último récord mensual había sido en diciembre de 2023. La Refinería Ensenada es la más grande de Argentina y una de las más importantes en América del Sur.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno dará de baja una licitación millonaria realizada por el gobierno anterior para ampliar el sector de generación eléctrica. EconoJournal accedió a la Resolución 69884172, que ya está en el sistema de Gestión Documental (GDE) a la espera de que se firme y publique en el Boletín Oficial. Se trata de la convocatoria Contratos de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica (TerConf), una licitación lanzada en el último cuatrimestre de 2023 para sumar 3.340 megawatt (MW) de potencia, que implicaban obras por unos US$ 4.000 millones de inversión.

Pese a que los proyectos fueron adjudicados, la gestión del secretario Eduardo Rodríguez Chirillo no avanzó con la ejecución de las iniciativas. Por ese motivo, la licitación se encontraba en un limbo legal, sin certezas acerca de su continuidad. Hasta ahora: pese a que en las últimas semanas fuentes privadas especulaban con la posibilidad de reflotar la construcción de las nuevas centrales, finalmente el gobierno cancelará la licitación.

Habrá que ver si la decisión no acarrea algún tipo de riesgo legal para el Estado, dado que los proyectos ya habían sido adjudicados por resolución en el final de la gestión de Flavia Royón e incluso algunos privados habían empezado a depositar a Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), en concepto de garantía para asegurarse un lugar a futuro en el despacho de energía.

Derrotero

En febrero, Rodríguez Chirillo había suspendido momentáneamente el proceso de firma de los contratos, que habían sido adjudicados en noviembre, en la salida del gobierno de Alberto Fernández. El freno a la licitación se produjo porque el gobierno de Javier Milei pretende avanzar en una reestructuración del sector eléctrico.

La nota a la que accedió este medio, que lleva la firma del subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, se publicará oficialmente en las próximas horas y afirma: “déjense sin efecto las Resoluciones Nros. 621/2023 y 961/2023 de la Secretaría de Energía. Convocatoria Abierta Nacional e Internacional “TerCONF”.

Resolución

Este medio también accedió al borrador de una segunda resolución de la Secretaría de Energía que formalmente da de baja la licitación e instruye a Cammesa a “reintegrar los montos correspondientes al Esquema de Pagos dispuesto en la Cláusula 22 (Garantías) del Pliego de Bases y Condiciones de la Convocatoria TerCONF, en concepto de pago inicial por adjudicación y pagos mensuales para mantenimiento de la adjudicación a los proyectos que hubieran resultado adjudicados oportunamente”.

En el tercer artículo de la resolución, que se publicará la semana que viene, se establece que Cammesa también restituya la Garantía de Mantenimiento de Oferta de la convocatoria. “La restitución quedará sujeta a la presentación de una renuncia de la sociedad titular del proyecto a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitra”, aclara el texto.

No sorprende

En el sector no sorprende la suspensión de la licitación TerCONF porque era una posibilidad que había circulado, según pudo relevar EconoJournal de fuentes privadas. De todos modos, ahora el Estado está obligado a reaccionar rápidamente para ampliar lo más urgentemente posible el sector de generación eléctrica, pensando sobre todo que en los próximos 18 meses si esto no sucede, es decir, si no se amplía la generación, va a haber problemas de suministro en varios nodos del país.

En este contexto, el gobierno tiene que tomar una decisión rápida para garantizar la ampliación del parque termoeléctrico. El Poder Ejecutivo ya está explorando un esquema similar al que existe en el Mercado a Térmico de Energías Renovable (Mater), pero en el de generación térmica.

La mayoritaria de las empresas de generación y distribución de electricidad entienden que el mercado no está maduro en la actualidad por la volatilidad que existe en lo macroeconómico y en el alto nivel de subsidios que el Estado todavía inyecta al sector eléctrico como para que la demanda residencial -a través de las distribuidoras- contrate energía producida en nuevos proyectos de generación.

Habrá que ver si finalmente los grandes usuarios de energía, que son los que apuntalan la operatividad del Mater, tienen también la vocación de permitir la ampliación del mercado de generación.

Qué era la licitación TerCONF

La licitación TerCONF se impulsó durante 2023 para ampliar el parque de generación térmica. La intención era sumar 3.340 MW de potencia, un 10% del parque de generación instalado en la actualidad. Había alrededor de US$ 4.000 millones de inversión en obras.

Uno de los objetivos es asegurar el suministro a largo plazo, con generación eficiente y modernización de equipos. Otra meta de TerCONF tenía que ver con reforzar nodos críticos del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), sobre todo en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y otras regiones donde se necesita mejorar las condiciones de operación del sistema. Los adjudicatarios habían firmado un contrato PPA (Power Purchase Agreement) de abastecimiento con Cammesa.

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, Roberto Bellato

Mario Patiño, representante de la empresa estadounidense Insight M, líder de la industria energética en detección aérea de metano de alta frecuencia, compartió sus experiencias y hallazgos en relación a la medición de emisiones en distintas cuencas del mundo. Durante su presentación en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal precisó que en Vaca Muerta, en donde se producen 90 millones de metros cúbicos de gas por día, se pierde hasta un 10% por el poco desarrollo tecnológico de detección y reparación de fugas.

Si bien en Argentina esta agenda aún se encuentra en una etapa incipiente, en mercados como Estados Unidos y Europa el control de emisiones ya ocupa un lugar central. 

Durante la entrevista, Patiño explicó cómo las tecnologías de la industria energética en detección aérea de metano de alta frecuencia permiten no solo medir con precisión las emisiones sino también identificar oportunidades económicas significativas para los operadores. 

“Lo primero que se debe destacar es que esas pérdidas de gas natural o de metano son pérdidas en las utilidades para los operadores. Los costos de producción ya están para ese gas que estamos emitiendo en la atmósfera. Entonces, primero son pérdidas en las utilidades de los operadores. Para Argentina tal vez resultan relevantes dado que son volúmenes de gas que no están llegando a los usuarios finales en la demanda”, explicó Patiño.

Medición de emisiones

-¿Qué es lo que están viendo en la Argentina en relación a la medición de emisiones?

-En términos de intensidad hemos identificado que la distribución de esas fuentes emisoras se comporta como una distribución de cola larga de Pareto. Quiere decir que un porcentaje muy mínimo de las fuentes emisoras, el 10% de lo que encontramos acá en Vaca Muerta, es responsable por el 80% del volumen emitido a la atmósfera. Hay una oportunidad importantísima para los operadores de capitalizar en esas pérdidas de gas que hay hoy en día. Digamos, hemos visto que cada 200 pozos más o menos que inspeccionamos con los sobrevuelos hay entre 80 y 100 emisiones importantes.

–Es decir que se está perdiendo entre un 5% y un 10% porque tecnológicamente no estamos avanzando hacia donde deberíamos hacerlo. 

-Es correcto. Y la principal conclusión allí es ver el tema de las emisiones como una oportunidad económica, no solo un tema solamente de descarbonización y de sostenibilidad. Para capitalizar y aprovechar el 100% de ese producto primario que hay en Vaca Muerta es necesario mirar muy bien qué es lo que está pasando con las emisiones fugitivas. 

–¿Cómo se identifican esas emisiones?

-Hoy en día hay tecnologías que así lo permiten. Son emisiones reparables de un tamaño considerable con un posible retorno de la inversión de todo el programa detrás del metano de un par de días.

-¿Cuáles son las tecnologías disponibles para la medición de emisiones y cómo las utilizan en Insight M?

-Son tres categorías principales de tecnologías: las de suelo o terreno, como las cámaras térmicas y sensores de monitoreo continuo; los drones de baja altura; y lo que nosotros hacemos, que es sobrevolar las cuencas completas, con aeronaves tripuladas, con aviones a alturas de 2000 a 5000 pies. Esto nos permite cubrir las cuencas de manera muy eficiente y obtener datos precisos sobre las emisiones. 

–¿Existe alguna forma de extrapolar algún tipo de medición que tengan en transporte de gas en midstream?

-En Estados Unidos y en Colombia trabajamos con los principales transportistas, las principales operadoras midstream, y nos hemos dado cuenta de que el 50% de las fugas que identificamos están en los gasoductos. ¿Eso qué es lo que significa? Que las tecnologías pasadas se están enfocando mucho en concentrarse en las facilidades o, digamos, en las situaciones de superficie. Pero lo que encontramos hoy con el dataset, con más de un millón de sobrevuelos en el mundo, es que el 50% de esas fuentes emisoras o de esas fugas son en los gasoductos, en los trazados como tal de las tuberías.

-¿Eso pasa en Estados Unidos o es algo que observan a nivel general?

-Es una conclusión que podemos extrapolar en general a los distintos mercados y se debe sobre todo a la incapacidad de medir esa intensidad de metano en los gasoductos. 

-¿Cómo se debe avanzar en esa dirección?

-En términos de incentivos hay algunos países que han avanzado en temas de regulación de metano, Estados Unidos es uno de ellos con el Waste Emissions Charges que inicia el 1º de enero del 2025. Colombia también tiene algo de regulación. Hay otros mercados, Europa por ejemplo, que poseen una ley de intensidad de metano.

-¿Qué está haciendo Estados Unidos con este nuevo programa que arranca en enero de 2025?

-Lo que ellos están haciendo es una penalidad por tonelada emitida de metano en toda la cadena de valor. Y tienen incluso algo que es único de su mercado, algo así como un “policía de metano”. Son aeronaves también tripuladas que van buscando fuentes emisoras de más de 100 kilogramos por hora y las van reportando al ente regulador, y en base a esa información del ente regulador es que se dan las penalidades. Nosotros estamos trabajando precisamente con los operadores para buscar, minimizar digamos, la frecuencia y la duración de esas fuentes emisoras de más de 100 kilogramos por hora, que son importantes a nivel regulatorio.

-¿Hay algún país en América Latina que deberíamos evaluar a partir de lo que ya está haciendo? ¿Es Colombia o existe otro ejemplo también?

-Diría que Colombia a nivel de incentivo regulatorio puede ser un ejemplo interesante para seguir, pero además de ese incentivo regulatorio considero que existen otros incentivos mucho más importantes que están disparando este tipo de alternativas.

-¿Dónde está parado Argentina en materia de regulación? 

-En el entendimiento que tenemos no es una prioridad para el país. Hay otras prioridades que yo creo que finalmente van a ir hacia el mismo sentido. Es decir, a medida que queremos tener un recurso en Vaca Muerta que sea supremamente competitivo (pensando en exportaciones o en cubrir la demanda interna) nos vamos a dar cuenta muy rápido que independientemente de la regulación vamos a tener que identificar y reparar esas fugas rápido. Que ya hay tecnologías que así lo permiten, porque realmente los incentivos económicos y de suministro a nivel nacional son importantísimos, por no tocar además los temas regulatorios de otros mercados que pueden impactar a la Argentina. 

-¿Cuál es el driver por el cual el mercado está tratando de incorporar esta tecnología? ¿Es la regulación, que hacía referencia recién? 

-Yo veo dos ángulos. Hay un ángulo, por supuesto, que es el tema de las penalidades del 1º de enero del 2025 en Estados Unidos. Eso preocupa, por supuesto, a los operadores. Lo que estamos viendo es que ya con esta estrategia de buscar frecuentemente esas fugas de mayor tamaño para bajar la frecuencia y la duración, ellos dicen que es suficiente. Lo que yo estoy viendo en mis hojas financieras es un incremento de utilidades para seguir en este camino. Y el último punto que ahora resalta es el tema de Europa. Estados Unidos es el mayor exportador o la fuente principal del mercado de gas natural licuado en Europa. Independientemente de lo que haga el próximo gobierno en Estados Unidos van a tener que cumplir con esa regulación para importación para poder, digamos, seguir teniendo Europa como uno de los off-taker. 

, Mauricio Luna

Pan American Energy y una compañía de origen noruego firmaron un acuerdo por 20 años para la instalación de un barco flotante de licuefacción en Argentina que producirá gas natural licuado destinado a  los mercados de exportación.  La segunda productora de hidrocarburos de la Argentina llegó a un acuerdo con Golar LNG para desplegar una barcaza de licuefacción (FLNG), con el objetivo de comenzar a exportar en 2027. La novedad fue adelantada por PAE a EconoJournal durante la inauguración del complejo eólico Novo Horizonte en Brasil y confirmada en las últimas horas.

El acuerdo estipula que Golar suministrará el FLNG Hilli con una capacidad de 2,45 millones de toneladas anuales por un plazo de 20 años. La tarifa de licuefacción tendrá un componente fijo y uno variable: una tarifa de US$ 2,6 por MMBtu (basado en una utilización de capacidad del 90%) con un precio adicional vinculado a la commodity. PAE será responsable de suministrar el gas natural, de las operaciones y venta y comercialización de los volúmenes de GNL desde la Argentina.

Inicialmente, el barco flotante se abastecerá de gas natural utilizando la infraestructura y  capacidad existente del sistema en los meses del año con menor demanda local. Posteriormente,  el objetivo es que pueda operar todo el año. 

Golar tendrá una participación del 10% en Southern Energy S.A., una empresa conjunta con PAE que estará dedicada a gestionar la operación y venta de GNL desde la Argentina. Se prevé que esta iniciativa sea la primera fase de un potencial proyecto de múltiples buques y se anticipa que otros grandes productores de gas natural en el país se unirán.

FLNG Hilli.

El CEO de PAE, Marcos Bulgheroni, afirmó que “el acceso del gas a los mercados mundiales a través  de este barco flotante de licuefacción es un primer gran paso para que nuestro país se convierta  en un polo exportador generador de divisas. Estamos en negociaciones con YPF y otras  compañías del sector para que se sumen al joint venture que formamos con Golar”.

Asimismo, Bulgheroni sostuvo que “la Ley Bases y el RIGI permitirán iniciar un camino de  crecimiento y fomentar las inversiones que el país necesita para desarrollar su enorme potencial  energético y la generación de nuevos puestos de trabajo”.

Golar LNG

Golar LNG es una empresa de infraestructura marítima de GNL con 75 años de historia y una pionera en la industria del gas licuado. Participó en la primera terminal flotante de licuefacción de GNL y proyectos de unidad flotante de almacenamiento y regasificación del mundo basados ​​en la conversión de buques de GNL existentes. Hoy en día, Golar posee la flota de unidades FLNG más grande del mundo por capacidad de licuefacción anual, con un historial operativo líder en el mercado.

«Estamos entusiasmados de asociarnos con Pan American Energy, una de las empresas de energía líderes en América Latina. El proyecto proporcionará una salida internacional para las vastas y atractivas reservas de gas natural de Argentina, creando valor para Argentina y sus accionistas del gas. El proyecto amplía la huella global de Golar, con un mayor potencial de crecimiento”, dijo el CEO de Golar, Karl Fredrik Staubo.

Pan American Energy es una empresa energética integrada líder en América Latina, con una producción de 250.000 barriles equivalentes de petróleo. En la Argentina, PAE es el principal productor privado del sector energético. La compañía es la mayor productora de hidrocarburos convencionales y mantiene una actividad e inversión sostenida en Vaca Muerta, siendo uno de los principales operadores en dicha formación. PAE mantiene una inversión promedio anual que supera los US$ 1500 millones en los últimos años y emplea a más de 21.000 personas en forma directa e indirecta.

, Nicolás Deza

Cada vez más países implementan políticas de  “discriminación” hacia aquellos productos que en su cadena de valor tengan mayores emisiones de carbono y otros gases de efecto invernadero. En tal sentido, el Parlamento Europeo votó un acuerdo con los países de la Unión Europea para avanzar en una reglamentación en virtud de la cual quienes pretendan exportar Gas Natural Licuado (GNL) y petróleo a ese mercado, deberán cumplir con ciertos requisitos de monitoreo, reporte y verificación en las emisiones de metano, a partir de enero de 2027. Lo mismo sucederá con una extensa lista de productos hacia el 2030.

Estas exigencias, sumadas a las políticas de descarbonización -que la mayoría de las grandes empresas se encuentran ejecutando o planificando- incrementa la importancia de los bonos de carbono como herramienta para la compensación de la huella de carbono.

Mercados de carbono

Los créditos de emisión, también llamados créditos de carbono o créditos de compensación forman parte de una estrategia económica para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero a través del comercio de carbono.

Cada crédito equivale normalmente a una tonelada de dióxido de carbono (CO2), que se ha dejado de emitir o se ha capturado a través de proyectos que mitigan el cambio climático, como la reforestación, la captura y almacenamiento de carbono o las energías renovables. 

Los créditos de emisión se basan en el principio de “quien contamina paga”. Así, cada país o región establece un límite máximo de emisiones que se reparte entre los diferentes sectores económicos. Argentina, si bien se ha comprometido a reducir sus emisiones a nivel internacional, no ha establecido aún límites de emisiones por sector.

Dependiendo de si los participantes adquieren estas unidades de carbono para cumplir una obligación legal o de manera voluntaria, los mercados pueden clasificarse como regulados o voluntarios:

1.- Mercados regulados: Se crean para dar cumplimiento a metas obligatorias de reducción de emisiones a nivel internacional, regional, nacional y/o subnacional. Se asignan o subastan límites de emisiones de GEI a países, unidades subnacionales o empresas y les permiten adquirir créditos de carbono hasta cubrir su cuota o bien venderlos si emiten menos de la cuota asignada. Dentro de los mercados regulados, existen:

• Los mercados creados bajo el Protocolo de Kioto: los países podían cumplir a través de los siguientes mecanismos:

• Desarrollo Limpio (MDL) permitía a los países desarrollados financiar proyectos de reducción o captura de emisiones en países en desarrollo y obtener a cambio créditos certificados (CER).

• La Aplicación Conjunta (AC) facilitaba a los países desarrollados cooperar entre sí para implementar proyectos de reducción o captura de emisiones y obtener a cambio unidades de reducción de emisiones (Emission Reduction Unit – ERU).

• El Comercio Internacional de Emisiones (CIE) facilitaba a los países desarrollados intercambiar entre sí parte de su unidad de cantidad asignada (Assigned Amount Unit – AAU).

• Los mercados bajo el Acuerdo de París: El Acuerdo de París plantea de forma general, mediante su artículo 6, dos mecanismos cooperativos que crean dos nuevos mercados de carbono:

• Artículo 6.2: marco de cooperación que permite la transferencia internacional de resultados de mitigación entre países.

• Artículo 6.4: mecanismo administrado por la Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático (CMNUCC) para comerciar unidades de carbono derivadas de proyectos específicos.

• Los Sistemas de Comercio de Emisiones (SCE): los gobiernos establecen un límite máximo, o ‘tope’, sobre las emisiones de GEI que uno o más sectores de la economía pueden generar. Las empresas reguladas deberán tener derechos de emisión para respaldar sus emisiones de GEI. Los SCE son uno de los instrumentos de precios al carbono que los países alrededor del mundo están implementando para dar cumplimiento a sus compromisos frente al Acuerdo de París.

• El Plan de compensación y reducción de carbono para la aviación internacional (CORSIA), por sus siglas en inglés

2.  Mercados Voluntarios: consisten en la compensación voluntaria de emisiones y se encuentra conformado por los mercados oficiales y los mercados autorregulados. Los compradores son empresas, gobiernos, ONG´s y personas que de manera voluntaria compran reducciones verificadas de emisiones, por ejemplo, para compensar sus propias emisiones.

En síntesis, hoy los créditos de emisión pueden comprarse y venderse en mercados regulados o voluntarios, según la demanda y la oferta. El objetivo es incentivar a las empresas y países más contaminantes a reducir sus emisiones y a financiar proyectos que contribuyan a la mitigación del cambio climático.

Los mercados de carbono en la Argentina

La Ley N°  27520 de Presupuestos Mínimos de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático Global  si bien tiene como objetivo establecer los presupuestos mínimos de protección ambiental para garantizar acciones, instrumentos y estrategias adecuadas de adaptación y mitigación del cambio climático en todo el territorio nacional, no provee en la actualidad un abordaje sobre la temática de los mercados de carbono en el territorio.

Consecuentemente, a la fecha, la Argentina no cuenta con un marco legal a nivel nacional que regule el uso de los mercados de carbono. Existen, sin embargo, algunos ejemplos a nivel subnacional de normativas provinciales, donde se identifica la posibilidad de desarrollar mercados regulados en sus jurisdicciones y se fomenta el desarrollo de proyectos en el marco del mercado voluntario para el cumplimiento de las medidas y metas de mitigación locales.

La Argentina ha participado desde 2005 tanto en los mercados regulados como en los mercados voluntarios. Según la información publicada y disponible en el Registro Nacional de Proyectos de Mitigación del Cambio Climático (ReNaMi), en 2023 el país contaba con 59 proyectos registrados.

Los estándares utilizados incluyen el MDL de la CMNUCC¹5, el Verified Carbon Standard (VCS) de Verra y el Gold Standard for the Global Goals (GSGG) de la Gold Standard Foundation (GSF).

De los 59 proyectos registrados, 46 se encuentran registrados bajo el estándar MDL, 12 bajo el estándar VCS y 1 bajo el estándar GSGG. Cabe aclarar que 4 proyectos fueron registrados tanto bajo el MDL como bajo el estándar VCS. Del total, 26 proyectos han emitido resultados de mitigación certificados o verificados.

En el caso del MDL, 18 proyectos han emitido Reducciones de Emisiones Certificadas (CERs, por sus siglas en inglés), alcanzando alrededor de 16,2 MtCO2e en CERs. En los estándares voluntarios, siete proyectos han generado créditos de carbono por 2,4 MtCO2e en Unidades de Carbono Verificadas (VCU, por sus siglas en inglés). Por su parte, un solo proyecto registrado en el estándar GSGG generó créditos por 0,04 MtCO2e en Reducciones de Emisiones Verificadas.

Por medio de Resolución N° 385/2023 del ex Ministerio de Ambiente y Desarrollo  Sostenible, publicada en el Boletín Oficial el 14/11/2023, la República Argentina aprobó la “Estrategia Nacional para el uso de los Mercados de Carbono (ENUMeC)” estableciendo así un marco que impulsa y promueve el desarrollo de estos mercados

Se advierte entonces que los últimos años se observa un aumento de la participación en los mercados voluntarios, particularmente bajo el estándar VCS de VERRA, el cual cuenta desde 2006 con registros de proyectos implementados en territorio argentino. Recientemente, otros proyectos se certifican bajo el BioCarbon Standard.

Para el desenvolvimiento futuro de estos mercados en la Argentina resultará crucial, por un lado, la definición que a nivel gubernamental se de respecto del otorgamiento de derechos o límites de emisión y/o la imposición de nuevos impuestos al carbono; y por el otro, lo que se defina en el ámbito internacional respecto de la aplicación del Artículo 6 del Acuerdo de París, donde la Cancillería Argentina juega un papel crucial.

, Verónica Tito

YPF, la petrolera bajo control estatal, superó su récord de velocidad de perforación en Vaca Muerta, luego de haber realizado 1543 metros de rama lateral en 24 horas. El hito se consiguió en el yacimiento La Angostura Sur, como parte de un pozo donde se alcanzó el total de 5.542 metros en 16 días.

La iniciativa

Con este proyecto, YPF buscar abrir las fronteras del desarrollo de Vaca Muerta al sur de Loma Campana, donde hoy concentra la mayor actividad. “La compañía vuelve a mostrar una mejora en la eficiencia, que le permitió en los últimos años perforar cada vez rápido y a un costo menor, reduciendo los tiempos no productivos de los equipos e incorporando tecnología y conocimientos de última generación”, precisaron desde la petrolera.

Proyecciones

La compañía prevé realizar este año una de las campañas más importantes de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina. Este objetivo forma parte del plan 4×4, que busca posicionar a YPF como exportadora de crudo.

, Redaccion EconoJournal

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) realizó la asamblea ordinaria de socios y anunció la elección de Matías Campodónico, presidente de Dow Argentina y región sur de América Latina, como nuevo presidente de la institución por el próximo período.

Entre las nuevas autoridades que acompañan esta gestión se destacan: Javier Bernardo Sato (gerente general de Petroquímica Cuyo S.A.I.C.); Marcos Martín Sabelli (gerente general de Profertil S.A.); y Rodolfo Pérez Wertheim (presidente de Meranol S.A.C.I.); en los cargos de vicepresidentes 1º, 2º y 3º respectivamente. Por su parte, como director ejecutivo de la CIQyP® continuará Jorge de Zavaleta.

Trayectoria

Campodónico se incorporó a Dow en febrero de 2011 en Buenos Aires y en 2013 se trasladó a la casa matriz, en Estados Unidos, donde durante cuatro años formó parte del equipo del CEO global de Dow y coordinó programas con el Foro Económico Mundial y el Comité Olímpico Internacional. Campodónico es abogado graduado en la Universidad de Buenos Aires (2001), tiene una maestría en periodismo de la Universidad Torcuato Di Tella (2003) y una maestría en relaciones internacionales de King’s College – Universidad de Londres (Londres, 2005).

Matías Campodónico asume el cargo de presidente de la entidad, en el año de su 75º Aniversario, con un compromiso inquebrantable para impulsar la innovación, la sostenibilidad y la competitividad del sector. 

Durante la presentación frente a las autoridades y socios de la Cámara, el nuevo presidente, expreso su más profundo agradecimiento a su nombramiento y destacó que “continuaremos trabajando estrechamente con todos los miembros de la CIQyP® para promover el crecimiento, la innovación y la competitividad del sector químico y petroquímico”.

El ejecutivo también sostuvo: “Nos enfocaremos en fortalecer los vínculos entre la industria, el gobierno y la sociedad, buscando crear un entorno propicio para el desarrollo y la expansión de las actividades económicas del sector”.

El sector

El sector químico y petroquímico de la Argentina exporta y aporta más de 4.500 millones de dólares en forma anual; si bien los flujos exportables son variables debido a la variabilidad de la oferta y demanda de estos a nivel global y disponibilidad de las materias primas influenciado por la estacionalidad.

Tiene un aporte de más del 4% del Producto Bruto Industrial (PBI), representa el 12% de la Industria Manufacturera Local, emplea 69.000 personas en forma directa y más de 110.000 empleos en toda la cadena de valor (esto sin contar con transformaciones aguas abajo, como en el caso de los artículos plásticos) y una inversión en activos de más de 18.000 millones de dólares. Asimismo, según datos del Observatorio de Empleo y Dinámica Empresarial (OEDE) aportados años atrás, había registradas 2.392 empresas del sector de sustancias y productos químicos, lo que representaba un 4,35% de las casi 55.000 empresas industriales del país.

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica continuará acompañando a sus socios y a todos los sectores de la economía del país para promover un desarrollo y crecimiento sustentable por medio de diversas iniciativas propias de la CIQyP® y de sus empresas socias.

A continuación, el listado de las nuevas y principales autoridades de la Cámara:

, Redaccion EconoJournal

Los directivos de la Cámara Argentina de la Energía (CADE), la entidad que nuclea a las empresas lideres del sector, se reunieron en la torre de YPF como parte del proceso de incorporación de la empresa a la entidad.

Durante el encuentro, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, analizó los planes de la empresa en el corto y largo plazo, los efectos positivos para el sector de la Ley Bases aprobada recientemente y la posibilidad de realizar un trabajo en conjunto con las empresas del sector.

La reunión

Participaron de la reunión el presidente de la CADE, Marcos Bulgheroni (Pan American Energy); y CEOs de empresas socias de la Cámara: Hugo Eurnekián (Compañía General de Combustibles), Andrés Cavallari (Raizen), Catherine Remy (Total Austral), Martín Urdapilleta (Trafigura), Daniel De Nigris (Exxon), Diego Trabucco (Aconcagua Energía) y por Phoenix, Cristian Espina.

Los directivos de las empresas compartieron el escenario favorable que tiene el sector energético en la Argentina y la importancia del plan estratégico de YPF para el desarrollo del país. “La industria de hidrocarburos constituye una actividad clave y de alto impacto para la dinámica de las inversiones, el empleo y las exportaciones de la Argentina. Es un sector determinante tanto para lograr equilibrios macroeconómicos como por su impacto regional y social”, remarcaron.

, Redaccion EconoJournal

El miércoles pasado la Comisión Especial del Hidrógeno Verde de Brasil aprobó el marco legal del hidrógeno de bajo carbono, planteando una serie de incentivos fiscales y financieros para este sector. No obstante, aún resta que el documento llegue al Senado para que sea debatido en “régimen de urgencia” por esta cámara. En caso de recibir un visto bueno también en esta instancia, la propuesta se presentará oficialmente para su sanción presidencial.

Dentro de este proyecto se contempla la formación de la política nacional del hidrógeno de baja emisión de carbono, que incorporará el Programa Nacional del Hidrógeno, el Programa de Desarrollo del Hidrógeno de Baja Emisión de Carbono (PHBC) y el Régimen Especial de Incentivos para la Producción de Hidrógeno de Baja Emisión de Carbono (Rehidro), el cual estará vigente en el período 2028-2032.

La ley original, aprobada por la Cámara de Senadores, define como “hidrógeno de baja emisión de carbono” al que produce, como máximo, 4 kilogramos (kg) de dióxido de carbono (CO2) por cada kg de hidrógeno generado. Estos valores, de todos modos, deberán revisarse a finales de 2030.

El presupuesto estipulado para los incentivos de este sector alcanzaría un máximo de 13,8 millones de reales. Esta cuantía se repartirá anualmente en cuotas de R$ 1,7 millones, R$ 2,9 millones, R$ 4,2 millones, R$ 4,5 millones y R$ 5 millones, respectivamente, durante 2028 y 2032.

El proyecto

Según el proyecto, las directrices para la ejecución de las políticas de incentivo serán definidas por el Comité Gestor del Programa Nacional del Hidrógeno (Coges-PNH2). Este ente estará integrado por “hasta 15 representantes de órganos del Poder Ejecutivo, un representante de los estados y del Distrito Federal, un representante de la comunidad científica y tres representantes del sector productivo”.

Cabe recordar que este documento fue presentado por el senador del Partido Social Demócrata de Bahía (PSD-BA), Otto Alencar. El funcionario estima que la producción de hidrógeno de baja emisión en Brasil alcanzará al menos 1 millón de toneladas (Tn) en dos años.

A su entender, el hidrógeno desempeña un papel fundamental como materia prima en diversas industrias, además de ser un combustible no contaminante en su uso final, ya que su combustión genera energía y agua. “Esta tecnología también abre oportunidades en sectores alineados con las principales agendas nacionales de desarrollo, como la producción de fertilizantes verdes, nuevos biocombustibles y combustibles sintéticos, sin soslayar los avances que ofrece en los sectores químico y petroquímico», indicó.

Otro punto destacado dentro de este proyecto es que la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) será la responsable de autorizar la producción, importación, transporte, exportación y almacenamiento de hidrógeno. Sin embargo, la producción solo podrá ser permitida a empresas brasileñas con sede en el país.

Además de las empresas productoras de hidrógeno de bajo carbono, podrán participar en el Rehidro aquellas firmas que operen en el transporte, distribución, acondicionamiento, almacenamiento o comercialización del recurso. También se beneficiarán las que produzcan biogás y energía eléctrica a partir de fuentes renovables destinadas a la obtención de hidrógeno.

En la definición de los beneficiarios de la concesión del crédito fiscal se privilegiarán los proyectos con la menor intensidad de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) del hidrógeno producido o consumido. Asimismo, tendrán prioridad los emprendimientos que posean mayor potencial de fortalecimiento de la cadena de valor nacional; es decir, aquellos que atraigan más etapas de producción al país.

También se incluye a las empresas del Rehidro en el Régimen Especial de Incentivos para el Desarrollo de la Infraestructura (REIDI), obligándolas a aportar dentro del Programa de Integración Social (PIS), que hoy beneficia a las compañías de los sectores de transporte, puertos, energía, saneamiento básico e irrigación con proyectos aprobados para la implementación de infraestructura.

Dentro del REIDI está prevista una renuncia de ingresos de R$ 2.250 millones en 2026 y el mismo monto en 2027, con una producción de 500.000 Tn de hidrógeno en cada uno de estos años. Para 2025, primer período de vigencia, se estima que no habrá un impacto financiero.

, Julián García

Como parte de la reestructuración de gabinete que impulsa el gobierno, el ex CEO de YPF, Daniel González, asumirá como viceministro de Economía con foco en la coordinación de las áreas de Energía y Minería. Tal como informó este jueves EconoJournal, la intención del ministro de Economía Luis Caputo es tener un mayor control sobre carteras que considera clave como la energética. En principio, Eduardo Rodríguez Chirillo seguirá como secretario, aunque con su poder licuado.

A diferencia de Rodríguez Chirillo, González es un pragmático que sabe identificar los límites que impone el contexto y busca soluciones dentro de lo que permite la materialidad de cada momento. Además, viene del sector del financiero y antes de asumir como CEO fue vicepresidente de Finanzas (Chief Financial Oficer, CFO) de YPF. Por lo tanto, habla el mismo lenguaje que Caputo. Actualmente se desempeña como Director Ejecutivo en IDEA, cargo que asumió en 2021.

El ex CEO de YPF Daniel González asumirá como coordinador en el Ministerio de Economía de las áreas de Energía y Minería.

Al haber liderado el management de la petrolera controlada por el Estado, conoce de primera mano al entramado de actores de la industria y cuenta con herramientas para adentrarse en distintas realidades de cada uno de los segmentos del sector de energía.

Sus antecedentes

Formado en el Cardenal Newman, es licenciado en Administración de Empresas de la Universidad Católica Argentina, fanático de River Plate y expeditivo zaguero central –contracara de la serenidad que irradia en su vida laboral–.

Inició su carrera en Transportadora Gas del Sur, en los años ’90. Por su trabajo en las colocaciones financieras que hizo la transportadora, Guillermo «Willy» Reca lo reclutó para Merrill Lynch. Reca, luego, emprendió un camino propio, que lo condujo a ser hoy, a través de Central Puerto, en uno de los principales players del negocio eléctrico. González permaneció en Merrill Lynch, luego, absorbido por BofA.
Trabajó durante 15 años en Merrill Lynch antes de desembarcar en YPF como CFO en mayo de 2012, al comienzo de la gestión de Miguel Galuccio tras la reestatización de la compañía. En aquella ocasión fue convocado a través de los headhunters de Egon Zehnder. La YPF Nac&Pop, reestatizada por el gobierno de Cristina Fernández necesitaba capital. Y la carta para tentar a un mercado internacional que la veía como «confiscada» –más que «recuperada»– era mostrar un management profesional.

Tras la designación de Miguel Galuccio como CEO, resultaba imprescindible conseguir un CFO con know-how y peso específico propio que oficiara de garante a las muchas incógnitas que la empresa, todavía, no estaba en condiciones de despejar.

Con González como CFO de YPF, la petrolera volvió al mercado internacional y levantó cerca de US$ 3500 millones en un momento en que su accionista controlante –la República Argentina– estaba en default técnico. Al inicio del gobierno de Mauricio Macri recaudó otros US$ 1000 millones y fue un hombre clave en las negociaciones de joint-ventures, fusiones y adquisiciones que YPF llevó adelante durante esos años. Fue CEO interino de YPF antes y después del paso de fallido de Ricardo Darré, hasta que, en abril de 2018, quedó confirmado como gerente general.

, Nicolas Gandini

Coca Cola FEMSA instaló 940 paneles solares en su centro de distribución Mega, un predio de 105 mil metros cuadrados ubicado en el partido de La Matanza. La multinacional invirtió un millón de dólares en este proyecto con el objetivo de seguir incorporando energía renovable a sus operaciones.

El 85% de la energía que consume la empresa ya proviene de fuentes renovables a través de un acuerdo con YPF Luz. “Nuestro objetivo es llegar al 100%. Por ese motivo decidimos avanzar con la incorporación de paneles solares en una de nuestras plantas”, aseguró Florencia Vega, gerente de QSE, durante una presentación para periodistas de la que participó EconoJournal.

El centro de distribución Mega se inauguró en 2010 y es el más moderno que tiene la compañía. Desde allí distribuye el 51% de su volumen de producción nacional, fundamentalmente al Área Metropolitana de Buenos Aires. La inmensa mayoría de los paneles solares se instalaron en el techo del depósito principal. La intención inicial era poblar todo el techo de paneles, pero cuando hicieron los cálculos se dieron cuenta de que la estructura no los iba a soportar.

Paneles solares en el techo del depósito principal del centro de distribución.

“Pusimos la mayor cantidad posible. El 50% del techo que da hacia la orientación del sol tiene paneles”, aseguró Néstor Halbide, jefe de ingeniería de Transportes de Coca Cola FEMSA, responsable del mantenimiento edilicio. La instalación comenzó en diciembre de 2023 y en un plazo de 6 meses lograron instalar los 940 paneles de 550 watts cada uno que ya están funcionando. El proveedor fue YPF Solar quien brindó todo el hardware. Los paneles son marca Trina con inversores Growatt.  

Cuánta energía aportan

El centro de distribución tiene un consumo de 190.000 kWh/mes, unos 260 kWh. Al instalar 940 paneles de 550 watts se logró una potencia instalada que ronda los 500 kWh, un 100% adicional a la energía que demanda la instalación. Sin embargo, como el sol no está disponible las 24 horas del día el aporte real en junio ha sido de 30.000 kWh/mes.

La ventana horaria en la que se aprovecha el sol en invierno va de las 10 a las 16 horas. El mes pasado en esa franja la energía solar aportó el 16% del consumo total del centro de distribución y la expectativa es que, durante el verano el aporte se eleve al 35%, cuando la ventana en que se aprovecha el sol se amplíe de 9 a 17 horas.

Ese 35% es lo que aporta la energía solar sobre el total de consumo de la plata, pero en el horario de sol prevén que va a llegar a aportar el 130% de lo que esté consumiendo la planta en ese momento. “Ese 30% de energía adicional lo podríamos comercializar, pero estamos migrando a autoelevadores eléctricos. Por lo tanto, es muy probable que la energía adicional la aprovechemos para eso”, sostuvo Halbide.

La generación de los paneles equivale al consumo de energía eléctrica de 75 casas en invierno y de 150 casas en verano, dando un promedio anual de abastecimiento de 110 casas, considerando que una casa promedio consume 400kwh.

La planta de energía solar no tiene banco de baterías porque la empresa destina la energía a las baterías de los Vehículos Guiados por Láser (LGV), unos modernos autoelevadores de propulsión eléctrica y auto guiados que operan en la planta desde su inauguración en 2010. Además, en la planta operan otros autoelevadores a combustión que la intención es reemplazarlos por equipos eléctricos.

La inversión

La inversión que realizó Coca Cola FEMSA en los paneles solares fue de un millón de dólares. “Esta inversión es una decisión estratégica. El dinero lo podríamos haber destinado a comprar varios camiones, pero nosotros no sólo tenemos que distribuir. Nuestro principal foco es la seguridad de las operaciones y detrás sigue el impacto sobre el medio ambiente. Esta inversión no se repaga en el corto plazo. La compañía destina una cantidad de CAPEX por corredores ambientales y el nivel de repago se analiza de un modo totalmente distinto al de un proyecto de, por ejemplo, renovación de camiones. Lo ambiental se mide de otra manera que tiene que ver con el impacto de la compañía en la sociedad”, señaló Rodrigo Stevens, gerente del centro de distribución.

, Fernando Krakowiak

La Subsecretaría de Ambiente llevó a cabo este miércoles la Audiencia pública 2/24 con el objetivo de dar a conocer a la ciudadanía la documentación de la Evaluación de Impacto Ambiental del Proyecto Registro Sísmico 3D en bloques CAN 107 y CAN 109, que se encuentran a cargo de Shell y Qatar Petroleum. Las áreas se encuentran en la Cuenca Argentina Norte, a más de 170 kilómetros costa afuera del área costera más próxima de Mar del Plata.

La instancia pública estuvo encabezada por la subsecretaria de Ambiente, Ana María Vidal de Lamas, y contó con 304 participantes. El primer orador fue el secretario de Turismo, Ambiente y Deportes del Ministerio del Interior, Daniel Scioli, que aseveró: “La Argentina tiene potencial para disminuir las emisiones. Tenemos que encontrar el equilibro entre lo económico, social y lo ambiental. Hay que resolver conflictos y tensiones reales. Tenemos que manejarnos con la sostenibilidad”.

También, en representación de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos de la Secretaría de Energía participó Luis De Ridder quien expresó: “Espero que este sea un punto de inicio del desarrollo y que podamos continuar con el desarrollo de los recursos que tenemos nosotros”. Asimismo, estuvo presente el subsecretario de combustibles gaseosos, Eduardo Oreste, quien agradeció la participación de la comunidad y las empresas en la instancia pública, por “la posibilidad de conocer qué recursos tenemos en nuestro mar y desarrollarlos para las generaciones venideras”, afirmó.

El proyecto

La instancia pública era el proceso requerido para la obtención de la Declaración de Impacto Ambiental que necesita Shell para la autorización de una adquisición sísmica 3D para ambos bloques, el método indirecto utilizado en la exploración para visualizar las estructuras del subsuelo y localizar nuevos yacimientos de gas y petróleo.

En su exposición, Veronica Staniscia, gerente de Relaciones Corporativas de Shell, aseguró: “Vamos a tomar esta instancia de participación ciudadana para mejorar nuestra iniciativa y poder desarrollar los proyectos offshore en la Argentina. Estamos convencidos de que haber llegado hasta acá nos ha fortalecido y también a nuestro proyecto”.

Asimismo, la ejecutiva planteó: “Queremos contribuir a la exploración costa afuera de la Cuenca Argentina Norte para seguir potenciando el desarrollo energético de nuestro país como hicimos en los últimos 100 años. Shell fue pionera de la exploración costa afuera. Sabemos cómo llevar adelante la actividad de manera eficiente y segura para las comunidades costeras, cuidando el medioambiente. El mundo necesita esta energía”.

Staniscia consideró lógico que existan inquietudes respecto a la actividad offshore. “Esperamos que esta instancia de diálogo nos dé más información para mejorar nuestro Estudio de Impacto Ambiental. Desde 2020 nos reunimos con decenas de actores y en base a los comentarios reflexionamos cómo mejorar el proyecto y venimos robusteciéndolo junto con el Plan de Gestión Ambiental. Seguimos normativas exigentes y lo hacemos en consenso con las poblaciones locales”, precisó.

Estudio de Impacto Ambiental

Gabriela Depine, gerente de proyectos de Shell, encargada de los bloques de CAN 107 y 109, afirmó que “no hay manera de que los bloques se observen desde la costa. La seguridad es nuestra prioridad número uno. Los buques seleccionados son inspeccionados para que cumplan con los mayores estándares de seguridad internacional. Están equipados con tecnología de punta que ayudan a monitorear elementos de seguridad”.

El buque que se utilizará en la exploración va a llevar a bordo seis observadores marinos y operadores de monitoreo acústico pasivo, expertos que estarán a cargo de monitorear los animales marinos que entren en el área operativa y responsables de parar la operación en caso de ser necesario. 

Depine indicó que “toda la operación tiene una duración de 80 días, pero puede llegar a durar 150, por cuestiones climáticas o por paradas de la operación. Se espera que la etapa de exploración sísmica ocurra entre octubre y marzo”.  

Medidas de mitigación

La gerente de proyectos de Shell dio cuenta de las medidas que implementará la compañía a fin de llevar a cabo la exploración sísmica y al mismo tiempo cuidar el medioambiente.

·         Los relevamientos se adaptarán a cada área para evitar los periodos más sensibles del año para la fauna y la actividad pesquera.

·         Se tomarán medidas para minimizar la interferencia en la comunicación de los mamíferos y garantizar la seguridad de las tortugas marinas.

·         El sonido decaerá muy rápidamente en los primeros cientos de metros alrededor de la fuente de emisión.

·         Se establecerá una zona de exclusión de al menos mil metros para asegurar que no haya fauna sensible presente.

·         Se utilizará un sistema de monitoreo subacuático para identificar la actividad de mamíferos cercanos al buque sísmico.

·          Si no se registra actividad de mamíferos marinos durante 60 minutos se procederá con la actividad sísmica.

·         El sonido de la fuente se incrementará gradualmente para evitar que los mamíferos entren a la zona de exclusión, lo que se conoce como «Soft start».

·         Se cubrirán las luces del buque de forma parcial para evitar atraer aves. 

Proyecto TALUD

En el marco de las acciones complementarias relacionadas con el Plan de Gestión Ambiental del Proyecto, desde Shell presentaron el Proyecto TALUD, que tiene como objetivo ampliar el conocimiento del ambiente marino en los bloques.

Depine explicó que la idea es poner foco en la investigación, obtención de información y monitoreo de los grupos de mayor interés como plantón, condrictios y cefálopos, además de mamíferos marinos, aves, tortugas, bentos y peces para conocer su diversidad y tener un mejor entendimiento de los animales.

También, hacer una campaña de recolección de datos offshore y llevar a cabo acciones de difusión, capacitación y concientización sobre la fauna. En este sentido, indicó que están en conversaciones formales avanzadas con el Conicet para ejecutar este proyecto. 

, Loana Tejero

GreenYellow es de las pocas empresas de Colombia que tiene presencia tanto en el mercado de la autogeneración como en el de proyectos utility scale conectados con la red. En diálogo con EconoJournal, el director fotovoltaico de la compañía de origen francés, Rafael Esteban Pareja, expresó su optimismo acerca del futuro del negocio colombiano de las energías renovables. “Vemos muchas oportunidades, especialmente en el tema de autogeneración con clientes comerciales e industriales”, manifestó.

Hay un objetivo fundamental a nivel corporativo, expuso, que se replica en el medio local. “Apuntamos a ser una empresa líder y referente en todo lo que tiene que ver con la generación descentralizada. Anualmente, estamos creciendo entre un 10% y un 15% en cada uno de nuestros mercados, incluyendo a Colombia”, puntualizó.

En cuanto a las barreras que encuentra dentro del sector fotovoltaico, el directivo hizo hincapié en lo que reconoce como el mayor obstáculo para estas instalaciones: los retrasos dentro de la administración. “En este momento, si bien hay un boom sectorial, afrontamos grandes retos relacionados con los stakeholders. Los operadores de red y las autoridades competentes generan una serie de burocracias”, aseguró.

En esa dirección, prosiguió, los tiempos de desarrollo y de ejecución de los proyectos se retrasan demasiado. “Esto acarrea una ralentización en el inicio de la producción, lo hace que también se demore la capacidad de retorno de los proyectos”, se lamentó.

Eficiencia energética

A lo largo de 2023, la empresa GreenYellow ha invertido en Colombia más de 800.000 millones de pesos colombianos en más de 500 proyectos de eficiencia energética y más de 42 de generación solar. A decir Pareja, esos números podrían crecer en las próximas temporadas si se verificara una mayor agilidad por parte de la administración local, principalmente en el gran cuello de botella burocrático que implica el otorgamiento de permisos de construcción y autorizaciones de conexión con la red de transporte.

Si bien el ejecutivo se refirió a la buena voluntad por parte del gobierno central para solventar esta situación, también advirtió que aún queda mucho por mejorar con respecto a estos plazos. “Necesitamos mejores acuerdos en términos de respuesta de los operadores de red, de las autoridades. Vemos, no obstante, que cada vez que hay mayor compromiso de estas partes. Existen mecanismos gubernamentales como el grupo 6G que ayudan a agilizar todos estos temas. Pero son medidas que se ven superadas por las necesidades del sector”, señaló.

El citado plan 6G, vale aclarar, es una meta que se propuso el país en pos de alcanzar los 6 gigawatts (Gw) de potencia renovable instalada para 2026. Actualmente, Colombia cuenta con cerca de 600 megawatts (Mw) verdes en su matriz energética. “La solución de este problema no depende únicamente del Gobierno nacional, sino que también debe haber un consenso entre las demás partes involucradas, incluyendo a los operadores de redes”, completó.

, Julián García

Compañía Mega, empresa dedicada a la industria del gas natural y la petroquímica, realizó un acto de lanzamiento de la edición 21° de su programa de becas universitarias Acompañando a Crecer. El mismo contó con la presencia de Andrés Pelegrina, gerente de Operaciones de la empresa; Pablo Marinángeli, secretario general de Relaciones Institucionales de la Universidad Nacional del Sur (UNS); Alejandro Staffa, decano de la Universitaria de la Universidad Tecnológica Nacional Facultad Regional Bahía Blanca (UTN- FRBB), Mary Amorín, titular de la Fundación Cecilia Grierson; funcionarios municipales y autoridades del ámbito educativo.

El programa

El programa, que se realiza desde el 2003 de manera ininterrumpida junto a la Fundación Cecilia Grierson, beneficia cada año a cinco nuevos estudiantes que egresan del sistema secundario de Ingeniero White y que deciden continuar sus estudios universitarios en la UNS o UTN.

“Este programa es parte de un compromiso con la educación como eje central de nuestra inversión social y, con su desarrollo a lo largo de estos años, hemos becado a más de 100 estudiantes y hemos aprendido mucho también nosotros” comentó Andrés Pelegrina, gerente de Operaciones de Compañía Mega.

Por su parte, Alejandro Staffa (UTN-FRBB) remarcó “desde nuestra institución intentamos ayudar a nuestros estudiantes a sobrellevar obstáculos para que continúen con sus trayectos formativos y para nosotros es muy importante recibir el apoyo externo en esta tarea con acciones como la que lleva adelante Mega”.

En este sentido, Pablo Marinángeli (UNS) sumó un mensaje de aliento a los nuevos becarios, invitándolos a disfrutar de su paso por la experiencia universitaria y puso en valor el aporte que los estudiantes realizan a la gestión dentro de la comunidad educativa. “Desde la Fundación nos preocupamos por hacer un seguimiento cercano y estamos atentas a la evolución de los chicos. Todos seguimos creciendo constantemente y esta beca es importante para ayudarlos a forjar su futuro”, expresó Mary Amorín, titular de la Fundación Cecilia Grierson.

Formación

En sus 21 años, el programa ha permitido la formación de más de 30 graduados en disciplinas como ingenierías, licenciaturas industriales, abogacía, enfermería, entre otras. Anualmente, se convoca a una inscripción para la incorporación de nuevos becarios y becarias, de los cuales se seleccionan 5 personas beneficiarias que ingresan al programa tras finalizar sus estudios secundarios en Ingeniero White.

Así, los estudiantes cursan sus carreras universitarias en Bahía Blanca apoyados por las becas, que cuentan con una renovación anual. Para esto, el equipo de la Fundación Cecilia Grierson lleva a cabo tareas de seguimiento y acompañamiento de las personas becadas con el objetivo de evaluar tanto su desempeño académico como su bienestar.

En el año 2023, en el marco del aniversario n° 20 de Acompañando a Crecer, el programa fue declarado de interés municipal por el Honorable Concejo Deliberante de Bahía Blanca, con la Resolución n°64/2023.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía aprobó el proyecto de inversión de la petrolera noruega Equinor en el área no convencional Bajo del Toro Norte en Vaca Muerta bajo el Decreto 929, que desde 2013 es el primer programa de promoción de áreas no convencionales en la cuenca Neuquina. Equinor es el operador y posee el 50% de la concesión en Neuquén, mientras que el otro 50% pertenece a YPF.

La resolución 125 publicada en el Boletín Oficial este miércoles tiene que ver con la demora en la gestión de la Secretaría de Energía para incorporar proyectos a los beneficios del decreto, ya que Equinor había solicitado incorporar a esta iniciativa al decreto 929 hace un año.

El Decreto 929, régimen de promoción impulsado durante el segundo gobierno de Cristina Fernández, le otorga a los proyectos de inversión beneficios impositivos, económicos y cambiarios a las petroleras que exporten hidrocarburos. La medida fue impulsada para comenzar a desarrollar Vaca Muerta.

Entre las compañías ya beneficiadas están Chevron, YPF y Petronas. Entre otros beneficios, habilita a las compañías a exportar el 20% de la producción de crudo y gas sin retenciones y disponer libremente de las divisas generadas por esas ventas. Por demoras en distintos gobiernos, recién comenzó a implementarse en 2022.

Resolución

La resolución 125 está firmada por el titular del área energética, Eduardo Rodríguez Chirillo,  y afirma que el área no convencional Bajo del Toro Norte quedará incluido en el “Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, creado mediante el Decreto Nº 929 del 11 de julio de 2013”. El Decreto 929 fue incorporado formalmente en el articulado de la Ley 27.007, sancionada en 2014.

El artículo 3 destaca que el proyecto de inversión no puede ser menor a los US$ 250 millones y tienen que ser desembolsados como Inversión Extranjera Directa (IED) y durante los primeros tres años a partir de la publicación de la resolución. La Ley 27.007 aclara que la inversión no puede provenir del flujo de fondos generado por un proyecto ya operativo en el país.

, Roberto Bellato

Luego de la aprobación de la Ley Bases y el Pacto Fiscal, el gobierno busca relanzar su gestión el próximo 9 de julio en Tucumán con la firma de un documento de diez puntos que el presidente Javier Milei considera un “nuevo pacto fundacional para la República”. Además, la intención oficial es introducir cambios en el gabinete, lo que derivará finalmente en el ingreso de Federico Sturzenegger al frente de una nueva cartera encargada de desregular del Estado. La secretaría de Energía entrará dentro de la restructuración ya que el ministro de Economía, Luis Caputo, quiere tener un mayor control de un área que considera clave.

Luis Caputo visitó Vaca Muerta la semana pasada.

“Toto está pensando unos cambios en sus áreas. Se están modificando las estructuras de sus secretarias para simplificar y ordenar”, se limitó a responder una alta fuente del gobierno al ser consultada por EconoJournal. La información fue confirmada además por otras fuentes estatales y privadas consultadas por este medio. Como parte de esos cambios Eduardo Rodríguez Chirillo dejaría la secretaría de Energía, aunque seguiría formando parte del gobierno junto a Sturzenegger, con quien trabajó en la elaboración del proyecto de Ley Bases.

Durante el primer semestre hubo varios cortocircuitos entre Caputo y Rodríguez Chirillo, lo que llevó al ministro a poner a su jefe de asesores, Diego Aduriz, al frente de algunas negociaciones clave que se llevaron adelante con las empresas. Ahora quiere dar un paso más y desembarcar en el área con gente propia. Los principales puntos de conflicto:

Aumento de tarifas

A comienzos de febrero, el gobierno decidió mantener congelado el precio mayorista de la electricidad para los hogares de ingresos medios (Nivel 3) y bajos (Nivel 2), que representan el 65% de los usuarios. Casi en simultáneo se le otorgó a Edesur y Edenor una fuerte recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD). De este modo, las empresas lograron mejorar sus ingresos sin que el Estado pudiera beneficiarse con una reducción de los subsidios.

El argumento que esgrimió Rodríguez Chirillo para no tocar el precio mayorista que pagaban los usuarios N2 y N3 fue que el decreto 332/22 de Martín Guzmán fijaba para los hogares más pobres un tope anual de aumento equivalente al 40% del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año anterior; mientras que para los sectores medios el tope anual era equivalente al 80% del CVS de 2023. Si bien el tope existía, el gobierno podría haber aumentado el precio mayorista de la electricidad hasta ese límite y dejar para más adelante la recomposición del VAD de Edenor y Edesur, pero se decidió hacer lo inverso.

Al mismo tiempo Rodríguez Chirillo prometió implementar una Canasta Básica Energética que reemplazara a la segmentación de Guzmán a partir de mayo, pero avanzó poco y nada. Nunca pudo salvar las inconsistencias técnicas que surgieron cuando intentó entrecruzar los datos de las distintas bases con las que cuenta el Estado y quedó atrapado en esa telaraña sin poder avanzar. Finalmente, a Caputo se le terminó la paciencia y a fines de año decidió postergar la Canasta Básica Energética y avanzar con la quita de subsidios para los sectores de ingresos medios y bajos. En ese momento, desde Economía se buscaron cuidar las formas y se aseguró que en realidad comenzaba la transición para la puesta en marcha de la canasta, pero EconoJournal dejó en claro desde el comienzo que era solo un artilugio discursivo para no desairar públicamente a Rodríguez Chirillo.  

Actualización de tarifas por inflación

Otra diferencia con Rodriguez Chirillo surgió a partir de la actualización por inflación del margen de distribución que quiso poner en marcha el secretario de Energía. A fines de marzo el funcionario publicó una “Fórmula de actualización de los cargos de distribución y tasas y cargos por servicios” que se ajustaría todos los meses en base a la variación de los salarios del sector privado registrado, el Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice del Costo de la Construcción en el Gran Buenos Aires. La medida beneficiaba nuevamente a las distribuidoras, pero nunca se puso en marcha. El plan inicial era que comenzara a regir en mayo. Caputo primero postergó su entrada en vigencia para julio y la semana pasada le bajó el pulgar nuevamente. “No hay una fórmula de actualización definida. Iba a haber una, pero no terminó de implementarse”, explicaron voceros del Palacio de Hacienda ante la consulta de este medio.  

Cortes de gas en mayo

A mediados de mayo el gobierno se vio forzado a declarar la emergencia del sector energético y les cortó el gas a estaciones de servicio e industrias en todo el país. En ese contexto el gobierno salió de urgencia a comprar 12 cargamentos de combustibles líquidos y protagonizó incluso una insólita situación con Petrobras, quien le rechazó una carta de crédito y se negó a descargar un barco con Gas Natural Licuado cuando la situación ya era desesperante. Rodríguez Chirillo responsabilizó por lo ocurrido a las bajas temperaturas, pero lo cierto es que el incidente evidenció problemas graves en la gestión operativa del sistema y dejó expuesto al secretario de Energía quien pareció no estar a la altura de las circunstancias. Caputo tomó nota de aquella situación que expuso al gobierno a una crisis grave cuando ni siquiera había comenzado el invierno.  

Negociación con generadoras

Luego del “default energético” que llevó adelante Caputo, consistente en suspender el pago de la gran mayoría de compromisos que tenía el Estado con el sector de gas y electricidad, el gobierno abrió una negociación con las empresas para cancelar la deuda acumulada. Lo llamativo fue que esa negociación, que derivó en una quita para las generadoras, no estuvo comandada por Rodríguez Chirillo, ni por algún hombre de su confianza, sino por Diego Aduriz, el alfil de Caputo.

El veto a Falzone

El ninguneo a Rodríguez Chirillo también se evidenció al momento de la designación de los funcionarios de su equipo. El secretario de Energía tenía previsto nombrar a Sergio Falzone como subsecretario de Energía Eléctrica, pero el nombramiento se fue demorando hasta que la designación quedó descartada y en su lugar asumió Damián Eduardo Sanfilippo. La noticia tomó trascendencia pública porque Sanfilippo fue oficializado a partir del 21 de marzo a través del decreto 332/24, pero su nombramiento figuraba en el artículo 2 ya que el artículo 1 designaba a Falzone para el mismo cargo, pero del 8 de enero al 20 de marzo. Es decir, Falzone fue designado y echado en un mismo decreto. Una especulación es que Falzone fue nombrado fugazmente no solo para que pudiera cobrar esos dos meses y medio durante los cuáles trabajó sino para evitar que alguien decidiera impugnar la audiencia pública que se realizó el 29 de febrero porque el propio Falzone expuso allí en representación de la Secretaría de Energía.    

Rodríguez Chirillo luego intentó nombrar a Falzone al frente de la vicepresidencia de Cammesa, un puesto es clave porque tiene influencia de manera transversal tanto en la operación del sector eléctrico como en el gasífero, pero también lo descartaron. “El candidato propuesto no resulta adecuado para el cargo en cuestión”, respondió Mauricio Miguel González Botto, secretario de Empresas y Sociedades del Estado, en una nota dirigida al secretario de Energía que constituyó un desplante inédito.

El freno a Carlos Morales

En medio de la disputa por el control de Cammesa, Rodríguez Chirillo envió a la empresa el viernes 26 de abril a Carlos Morales, un hombre de su máxima confianza, para tratar de forzar la renuncia de Jorge Ruisoto, histórico gerente de Normativa y Auditoría Interna, a quien identificó como parte de una jugada interna destinada a debilitarlo, según reveló EconoJournal. Morales se presentó ante Ruisoto en ese encuentro como apoderado legal de Jorge Garavaglia, gerente general de la compañía mixta que se encarga del despacho de electricidad, otra persona de confianza del titular de la cartera energética. 

La reunión fue muy tensa porque Morales le explicitó a Ruisoto que si no firmaba el acuerdo de desvinculación voluntaria lo iban a despedir con causa. Fue la misma estrategia que utilizó a fines de febrero para despedir a Luciano Condó, ex gerente de Contratos, y a otros 10 directivos de Cammesa, pero con Ruisoto el resultado fue distinto. Cuando el gerente pidió precisiones sobre cuáles eran los supuestos motivos para justificar su desplazamiento, Morales le dijo que habían llevado adelante una auditoría y detectaron irregularidades con la importación de energía eléctrica que lo comprometían. Sin embargo, no presentó ninguna documentación que respaldara sus dichos y tampoco pudo acreditar su condición de apoderado de Garavaglia. Por lo tanto, Ruisoto no cedió a la presión.

Finalmente, el gobierno designó en mayo a Mario Cairella como vicepresidente de Cammesa y una de las primeras medidas que tomó fue ordenarle a Carlos Morales que abandone la oficina que ocupaba en la compañía, según reveló EconoJournal. “No quiero tener acá a nadie que venga a hacer espionaje”, le aseguró el funcionario a sus más íntimos, quienes filtraron la noticia a las empresas del sector privado.

Reestructuración frustrada

Una de las primeras medidas que tomó Rodríguez Chirillo fue suspender la suscripción de los contratos de compra-venta de energía (PPA’s, por sus siglas en inglés) para sumar 3340 megawatt (MW) de potencia. La intención del secretario era concretar primero una liberalización del mercado para volver a un esquema que se asemeje lo más posible al sistema marginalista que se aplicaba en los ’90. En lo conceptual, el secretario apuntaba a que Cammesa reduzca su campo de operaciones para limitarse a las funciones que le asignaba la Ley 26.045. Aspiraba a que la compañía mixta deje de comprar lo antes que se pueda el combustible que se utiliza para generar electricidad y que no firme más contratos de tipo PPA’s para ampliar el parque de generación, ya que esas compras volverían a estar en cabeza de los privados. No obstante, esa iniciativa quedó frenada y no pudo ponerla en marcha.  

, Fernando Krakowiak y Nicolás Gandini

Brasil (enviado especial).- El complejo eólico Novo Horizonte que Pan American Energy acaba de inaugurar en Brasil es un proyecto de 423 MW con una característica central: tiene vendida prácticamente toda su energía al mercado libre eléctrico brasileño por los próximos cinco años. La posibilidad de vender energía en forma directa a los clientes es uno de los aspectos que la empresa encontró atractivos del mercado eléctrico en el vecino país.

PAE en Brasil está estructurada como compañía generadora. Al mismo tiempo cuenta con otro vehículo empresarial, una comercializadora de energía mediante la cual ya vendió prácticamente toda la capacidad de generación hoy disponible en Novo Horizonte por los próximos cinco años, explica el director general de PAE en Brasil, Alejandro Catalano, consultado por EconoJournal.

La empresa proyecta que generará 2.000.000 mw/h por año en Novo Horizonte. Toda esa energía será vendida en el «mercado livre» eléctrico, el segmento de libre negociación entre particulares para la compra y venta de electricidad. «Cada vez más empresas y consumidores compran en el mercado libre», cuenta Catalano.

La enorme mayoría de la energía ya fue vendida en el mercado libre a un portafolio de 18 clientes. «Queda un remanente a la espera de oportunidades pero tenemos una gran porción vendida por los próximos cinco años, y es un parque que durará 30 años», explica.

Venta en el mercado libre

En Brasil el mercado eléctrico se divide en dos grandes segmentos: el regulado y el mercado libre. En el primero las generadoras venden la energía a las compañías distribuidoras a través de licitaciones organizadas por estas empresas y el Estado.

En cambio, en el segmento libre hay libertad para la negociación de contratos de energía entre generadores, comercializadores y clientes. El 40% de la energía generada en el país vecino ya es vendida a través de este mercado, alcanzando más del 50% en el caso de las renovables, sin contar hidro.

«Como generadora tenemos los 10 parques y despues tambien establecimos una comercializadora de energía que nos da flexibilidad para vender la energía. Es otro vehiculo, que no nació con el objetivo puro de hacer trading. Puede haber alguna oportunidad, pero es para flexibilizar la comercialización de la energía», dice Catalano.

El director de PAE en Brasil explica que los contratos de renovables Power Purchase Agreements (PPA, según la sigla en inglés) ofrecen precios bajos para el generador porque los offtakers no tienen la misma predisposición de antes a asumir el riesgo de un contrato con precio fijo y a plazos largos.

En cambio, en el mercado libre encontraron demanda dispuesta a comprar la energía durante los primeros cinco años desde el inicio de operación comercial del complejo, que comenzó en marzo de este año. «El balance ideal de precios que nosotros encontramos en 2022 cuando comenzamos a vender energía tiene un horizonte de cinco años. Con esos cinco años vendimos la energia a un precio que es bueno para nuestra rentabilidad porque si lo vendiamos a más largo plazo cambiaba la rentabilidad del proyecto. Además esos cinco años nos daban una capacidad suficiente de demostrar la capacidad de repago de los créditos a los bancos que nos financiaron, es un balance óptimo», cuenta Catalano.

«El mercado libre da la posibilidad a cada vez más consumidores de gestionarse su propia compra de energía y no depender de una distribuidora», sintetizó.

, Nicolás Deza (enviado especial)

BRASIL (enviado especial).- Pan American Energy (PAE), la segunda productora de hidrocarburos de la Argentina, inauguró este martes el complejo eólico Novo Horizonte en el nordeste del Brasil. El complejo localizado en el estado de Bahía comprende 10 parques eólicos con una capacidad instalada total de 423 MW. Con una inversión de US$ 600 millones, PAE concreta su desembarco en el Brasil, como parte de su estrategia de regionalización y de transformación en un player principal en energías renovables.

Marcos Bulgheroni.

El acto de inauguración contó con la presencia del ministro de Energía y Minas de Brasil, Alexandre Silveira; el gobernador de Bahía, Jerónimo Rodrigues; el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; y el director general de PAE en Brasil, Alejandro Catalano, entre otras autoridades nacionales, estaduales y municipales de Bahía.

«Buscamos ser protagonistas del proceso de transición energética en la región y la puesta en marcha de este complejo eólico significa un paso concreto en esa dirección. Asimismo, en Argentina seguiremos creciendo en la producción de gas natural, combustible que puede tener un rol fundamental en el desarrollo económico de la región«, destacó Bulgheroni.

«Estar ingresando en el mercado brasilero con este proyecto es un gran orgullo para nosotros. Brasil es la economía más grande de la región. Apostamos a que sea el primero de muchos proyectos de inversión», añadió.

A su turno, el ministro de Minas y Energía del Brasil destacó la inversión realizada por PAE y su impacto positivo en términos de generación de empleos y oportunidades y aportes socioambientales. «Con la llegada de PAE y el parque Novo Horizonte el pueblo bahiano ganó efectivamente lo que le corresponde», dijo Silveira.

Complejo Novo Horizonte

Novo Horizonte es un complejo eólico con 94 aerogeneradores Vestas distribuidos en un predio de 2700 hectáreas (equivalente al 15% de la superficie de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires) desplegado entre los municipios de Novo Horizonte, Boninal, Ibitiara, Piatã, Oliveira dos Brejinhos y Brotas de Macaúbas, en el estado de Bahía.

El proyecto fue estructurado en forma de 10 parques conectados por una red de media tensión, y esta a su vez con una subestación eléctrica propia. PAE también construyó 80 km de líneas de alta tensión de 500 kV para conectar la subestación con el Sistema Interligado Nacional del Brasil (SIN). También se requirió el tendido de 240 km de líneas de transmisión. Novo Horizonte tendrá una producción estimada de más de 2.000.000 MWh/año, equivalentes a una reducción anual de más de 500.000 toneladas de CO2e.

Las obras, que comenzaron en mayo de 2022, demandaron una inversión de 3000 millones de reales (unos US$ 600 millones), distribuidos en 1800 millones con financiamiento propio y 1200 millones aportados por el Banco Nacional de Desarrollo del Brasil (BNDES) y del Banco del Nordeste.

Durante las obras, PAE generó más de 3200 puestos de trabajo priorizando la mano de obra local. Asimismo, la compañía implementó 30 programas socioambientales destinados a mejorar la calidad de vida de las 52 comunidades cercanas al complejo.

«Logramos construir el complejo eólico según lo planificado, cuidando a las personas y al entorno, siguiendo los más altos estándares de seguridad y ambiente», dijo Catalano.

Novo Horizonte generará ingresos estimados entre US$ 80 y 100 millones por año.

Potencial híbrido

La compañía también diseñó el parque pensando en la posibilidad de sumar potencia solar y transformar al parque en un importante proyecto híbrido. PAE podría tomar una decisión final de inversión el próximo año, apuntaron desde la empresa.

«Los vientos soplan mayormente durante la noche. Con los paneles podemos generar un bloque de entrega de energía. La complementariedad acá es excelente», añadieron.

El complejo solar en evaluación tendría una potencia de 400 MW, lo cual llevaría la potencia total en Novo Horizonte a más de 800 MW. Esto transformaría a PAE en uno de los principales generadores pure play de energías renovables. «Los players puros de renovables tienen más o menos uno o dos gigas en Brasil y la región», dijeron desde la empresa.

, Nicolás Deza (enviado especial)