La coyuntura de la economía es adversa pero también ofrece oportunidades,
advierte Martín Mandarano, CEO de YPF Luz. Este ingeniero eléctrico con amplia
experiencia en el sector –se formó en el SACME y pasó por Pérez Companc y
Petrobras– encabeza un equipo que ha pasado, en cinco años, de apenas dos
empleados a más de 270 en la actualidad. Mandarano recibió a Revista TRAMA a
pocos días de mudarse de la torre de YPF en Puerto Madero a unas modernas
oficinas propias en el barrio de Retiro, donde YPF Luz tendrá su base de
operaciones. En un diálogo a fondo desgrana el camino recorrido, los ejes
centrales de la estrategia de crecimiento y las ventajas y debilidades del
contexto actual signado por la volatilidad de la economía.
¿Cómo se hace para
crecer en medio de una crisis?
Tenemos una misión y lineamientos estratégicos fijados con
el equipo y hacia ahí vamos a trabajar de manera independiente de la coyuntura.
Iremos adaptándonos siendo lo suficientemente flexibles. Definimos que vamos a
ser una empresa rentable, sustentable, eficiente, que quiere posicionarse dentro
de las cinco compañías generadoras más grandes de la Argentina, además de
liderar el sector de las renovables. Y ese camino lo estamos transitando. Las
crisis siempre dan oportunidades. Hay que estar bien preparados. Queremos
llegar a los 5.000 megawatts (Mw) de potencia instalada y llegar a ese objetivo
antes de lo que pensamos.
¿Cómo se lograría
eso? ¿Comprando activos?
Sí, haciendo M&A (fusiones y adquisiciones). Tenemos dos proyectos grandes de ciclos combinados en carpeta, pero (si no sale la licitación del gobierno para instalar nuevos ciclos) no vamos a crecer por ahí ahora. Tenemos proyectos de energías renovables que estamos trabajando, vamos por el MATER (Mercado a Término de Energías Renovables). Para crecer desde los 2.400 Mw que tenemos hoy en operación más construcción a 5.000 Mw, debemos duplicar nuestro negocio.
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¿Por qué eligieron
esa meta?
Porque creemos que con 5.000 Mw de potencia nos metemos en
el ranking de los tres mayores actores privados del sector.
¿Les otorgaría un
lugar de liderazgo para poder incidir en las tendencias del sector?
Exacto, en el área de generación la empresa con más share
tiene un 14% del mercado. Es un sector de competencia, nadie lidera por sí
solo. Tampoco apuntamos a ser el único líder, sino a tener una participación
del orden de un 13-14%. Lo que está claro es que YPF no juega livianito en
ningún lado. No queremos ser un actor que pase desapercibido.
Con relación al
RenovAr, bastantes PPA quedaron cortos de financiamiento. ¿Están estudiando
comprar alguno?
Sí, lo estamos evaluando. Lo que está habiendo, desde hace
un mes, son PPAs que no se pueden concretar y muchos desarrollos de proyectos
que no están encontrando compradores o se les han caído los que tenían. Hay
desarrolladores que venían trabajando para cerrar su ingeniería financiera y
hoy no pueden hacerlo por la actual coyuntura. Entonces están viniendo a
nosotros. Hoy existen unos 4.600 Mw de proyectos renovables, entre desarrollos
y PPAs firmados y no firmados. Hay de todo. Hay cosas que aparecen que son
imposibles. El otro día nos ofrecieron un proyecto solar, creo que era un
RenovAr 1.5, con un buen precio, pero con la puesta en marcha para diciembre de
2019. Con las penalidades que va a tener, hoy ese proyecto es muy poco
atractivo. En esa situación se encuentran bastantes emprendimientos. Por eso
hay que ver cómo cierran los proyectos RenovAr y cuántos se terminan
construyendo.
¿Le preocupa esa
tendencia o la ve como una depuración natural en el mercado?
Es natural. Tuve esa discusión con una persona que quiso
vendernos un proyecto. Nos dijo: “No puede ser que nosotros hayamos ofertado y
que ahora no lo podamos concretar”. Precisamente es el riesgo. ¿Quién te dijo
que le pusieras el número que le pusiste? Ahora, ¿qué se puede hacer? Es una
cuestión de oferta y demanda. Cuando veíamos los precios de RenovAr de algunos
proyectos solares, a mi equipo le decía: “Estamos haciendo algo mal, porque si
se ofrecen estos precios y nosotros no podemos hacerlo, algo debemos corregir”.
Los chicos del equipo se mataban, me traían ofertas, buscábamos socios, pero
los números no daban. Y si no daban antes (con una mejor economía), imaginate
ahora. Hay proyectos con una TIR (tasa interna de retorno) del 8%. Ese número
no era viable antes y ahora menos.
¿Se pueden seguir
bajando los precios o, en la medida en que se encareció tanto el
financiamiento, ya no es posible?
La decisión de no avanzar en RenovAr fue atinada. No sé si
podían seguir bajando los precios, por el financiamiento y porque no hay
transporte. Si mantenés la tasa constante como era en aquellos momentos, ¿vas a
poner proyectos renovables en lugares donde el factor de carga va a ser más
bajo y, por lo tanto, los precios van a ser más altos, por lo que el RenovAr va
a estar más alto? A eso se le suma el contexto que es peor. Creo que RenovAr
fue un excelente programa, que nos enseñó a todos que en renovables no se
necesitan subsidios, pero está bien que termine y que nos dejen jugar solos con
la industria.
¿Cómo se hace en un
momento de crisis para mantener vivos proyectos estratégicos que son para el
mediano y largo plazo, como la ampliación del segmento de transporte eléctrico?
Hay una apuesta grande para licitar la ampliación del
sistema de transporte en alta tensión a través de los PPP. Hoy queremos focalizarnos
en nuestra prioridad, que es la generación, pero no lo descartamos. Si el
contexto mejora, creemos que el transporte puede estar también dentro de
nuestra compañía.
¿Qué balance hacen
del MATER?
El MATER para mí es como el volver a vivir de este sector. A
las empresas nos gusta la competencia comercial. Los que estamos en esto lo
vivimos y lo disfrutamos desde hace años. En esa clave, el MATER fue el volver
a vivir del área comercial. Con lo cual, estamos encantados con el MATER. Nos
sorprendió mucho. En lo personal, me llamó la atención que aparecieran
contratos de 10 ó 15 años, que la industria quisiera esos contratos de largo
plazo; me sorprendió muy gratamente.
Amplio espectro
YPF Luz invirtió desde 2016 u$s 550 millones para instalar
alrededor de 600 Mw nuevos. En la central del Bracho, en Tucumán, se sumaron
270 Mw. En la planta Loma Campana 1, otros 110 Mw que abastecen a YPF. Y en
Loma Campana 2, con una potencia similar, ingresó bajo la órbita de la
Resolución 21/2016 del Ministerio de Energía. Loma Campana Este, en tanto,
opera bajo el paraguas de la generación distribuida con un contrato de 16 Mw
con YPF.
A su vez, la empresa firmó un contrato de M&A con
Central Puerto para adquirir una planta de cogeneración dentro de la refinería
de Ensenada con 128 Mw. Y terminó la primera etapa del parque eólico en
Manantiales Behr, en Chubut, de 50 Mw de capacidad. En total, los proyectos
permitieron elevar la potencia instalada de YPF hasta los 1.850 Mw.
“En construcción tenemos casi 600 Mw más una inversión
comprometida de u$s 1.000 millones entre 2018 y 2021”, explica Mandarano. El
proyecto de mayor envergadura es el cierre de ciclo de la central de Tucumán,
con un desembolso de u$s 300 millones para sumar otros 200 Mw. Es el proyecto
más complejo desde el punto de vista constructivo: prevé el montaje de una
caldera y una turbina de vapor. Al mismo tiempo, en la central de cogeneración
de La Plata se incorporarán otros 80 Mw. En renovables, sumará otros 50 megas
en Manantiales Behr, que van a estar listos en octubre, y el parque eólico Los
Teros, con 120 Mw. “Para nosotros es todo un hito, porque es el primer proyecto
de energías renovables en la provincia de Buenos Aires. Está lanzado y
adjudicado. Aún no empezaron las obras, pero las máquinas ya están en el lugar.
En el MATER hemos firmado contratos de suministro con Toyota y FEMSA
(Coca-Cola). Y nos queda el eólico de Cañadón León, que son 120 Mw más, 100 de
RenovAr y 20 Mw en el MATER. Por último, tenemos un proyecto muy nuevo que
estamos lanzando ahora, también en Manantiales Behr, que prevé la
motogeneración de 60 Mw para armar un proyecto híbrido.
¿Lo hicieron para
balancear la intermitencia de las renovables?
Creemos en la complementariedad entre térmicas y renovables,
no somos extremistas. Esa complementariedad se va a dar en la Argentina
siempre, porque es necesaria. Entonces todos nuestros proyectos están pensados
y desarrollados de esa forma. Las plantas de Loma Campana arrancan en cinco
minutos. En California son máquinas que usan para back up de las renovables,
dado que ingresan rápidamente en el sistema.
¿Son todas centrales
de rápido arranque las que se instalaron en los últimos años?
No, algunas de las (plantas térmicas) construidas por la
Resolución 21 se están convirtiendo a ciclos combinados y pierden esa
flexibilidad. Las nuestras son plantas de ciclo abierto. Toda nuestra línea de
negocios está pensada para que, en algún futuro, que creemos cercano, las
renovables necesiten un back up térmico. Creo que en algún momento eso va a
venir, como ocurre en el resto del mundo, al igual que las licitaciones de
bloques de energía, como en Chile. En el caso de Manantiales Behr, instalar
motores al lado del parque eólico nos otorga esa flexibilidad. Es
motogeneración, de arranque muy rápido que, a su vez, puede fraccionarse.
Además, tenemos estudiados dos ciclos combinados grandes,
pero eso está a la espera. ¿Hoy cómo lo vendo? Salvo que el gobierno haga una
licitación porque la regulación actual no favorece el mercado spot. ¿Cuáles son
los precios de referencia para un ciclo combinado nuevo? Hoy no existen.
Supongamos que la demanda quiera esa potencia nueva, ¿puedo contractualizar el
despacho de esa energía? Hoy no.
¿Lo que los frena hoy
es el marco regulatorio?
El marco no me define regulación ni precio, entonces no sé a
qué valor tengo que evaluar los proyectos.
¿Qué va a pasar a
partir de enero? ¿Los generadores van a jugar un rol en la compra de
combustible?
Cuando en 2013 nos sacaron la compra del gas, fui muy
crítico. Podía dialogar con gente que estaba más cerca de la regulación en ese
momento y les planteé que, para mí, no era una decisión positiva. Ellos estaban
convencidos de que sí y obviamente fueron por su lado. Hoy no sé si nosotros
podemos agregar mucho más valor frente a la compra conjunta de largo plazo
realizada por Cammesa de forma agrupada. La Secretaría de Energía sólo va a
avanzar en la transferencia a los privados de la compra del combustible si
nosotros conseguimos precios más bajos que Cammesa. Hoy el contexto está raro,
no es fácil hacer un diagnóstico.
¿Se puede pensar en
una contractualización del mercado térmico sin traspasar la mayor parte del
costo del precio monómico de la energía a la demanda?
Creo que no. Uno de los puntos a solucionar es el tema de
las distribuidoras. No es algo positivo que las distribuidoras compren mano a
mano con el generador, porque el resultado es que existan algunos generadores
con buenas carteras en cuanto a cobranza y otros que no (hay distribuidoras que
demoran más que otras en efectivizar los pagos). Pienso que ahí hay que pensar
en que Cammesa oficie como broker para que el riesgo de cobrabilidad sea igual
en todos los casos. Creo que es una forma sencilla de empezar a visualizar uno
de los problemas. Pero en el fondo, el mayor inconveniente es que el costo es
el costo y, de alguna manera, se tiene que pagar. Servirá un poco el mix de
renovables, de generación nueva y vieja, para un mejor precio. Quizás se podría
asignar la potencia hidráulica a cubrir el segmento residencial para bajar el
precio promedio de los que compran y hacerlo más gestionable para el
residencial. Hay que pensar en el largo plazo e ir poniéndole los condimentos
del contexto, porque irán surgiendo oportunidades y dificultades. Nunca fue ni
es fácil crecer. A nosotros tampoco nos fue sencillo, aunque desde el inicio
hemos tenido el apoyo de YPF en todo el proceso. Por eso digo que hay que
ponerle pasión, esfuerzo, sacrificio y autocrítica para las cosas que no salen
como uno hubiera imaginado.
Entrevista realizada por Nicolás Gandini para la revista TRAMA.
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