UNA DE LAS PRINCIPALES responsabilidades de los ejecutivos de las grandes empresas es tratar de anticiparse a lo que quiere el regulador. Tal vez por eso uno de los libros que está leyendo el italiano Maurizio Bezzeccheri, country manager del Grupo Enel en la Argentina, es La política del siglo XXI, del asesor presidencial Jaime Durán Barba. La clave del negocio también pasa por saber cuáles son las transformaciones tecnológicas que se vienen. Eso explica el segundo libro que tiene sobre su mesa: The Singularity is near. When Humans Transcend Biology, de Raymond Kurzweil, un experto en TIC que ahora trabaja en Google y asegura que la velocidad de los cambios tecnológicos se acelera cada vez más.
Bezzeccheri, que como buen napolitano muestra devoción por Diego Maradona con un fotografía del crack en su biblioteca, tiene a su cargo la dirección de Edesur, Central Costanera, Central Dock Sud, El Chocón y Cemsa, entre otras empresas. Comenzó su carrera dentro de Enel en 1999, y en octubre de 2015 fue designado en el país para comandar una nueva etapa de la filial local, luego de que la firma atravesara una complicada crisis durante los apagones que estallaron a fines de 2013. Su desembarco coincidió prácticamente con el cambio de gobierno y la llegada de Mauricio Macri al poder. Desde entonces, las reglas de juego cambiaron.
El ejecutivo valora los avances que se registraron en el proceso de revisión tarifaria, pues sostiene que eso permitirá garantizar los niveles de inversiones necesarios para mejorar el servicio. «La distribución necesita de 4 o 5 años de inversiones sostenidas para recuperar el nivel general del servicio que está previsto en el contrato», afirma. También se muestra de acuerdo con la decisión de ampliar la oferta de energías renovables, pero advierte sobre problemas en el diseño de las subastas. «Mi opinión es que de los 2.400 megawatts (Mw) que se asignaron en la ronda 1 y 1.5, unos 800 Mw nunca se van a construir o se construirán muy tarde», remarca en diálogo con Revista TRAMA, que lo entrevistó en su oficina en el edificio histórico de Edesur sobre la calle Alsina.
¿Cómo evalúa la política energética del nuevo gobierno?
En estos dos años se completó el proceso de revisión tarifaria de toda la cadena de valor, y esto es necesario para programar inversiones. El proceso de revisión tarifaria no está completamente terminado, pero creo que este año tendría que completarse. A partir del 1 de enero debería estar definida la situación con un armado regulatorio que permita delinear un plan de inversiones de mediano plazo. El hecho de no haber tenido tarifas que permitieran hacer inversiones definidas se refleja hoy en una mala calidad del servicio. La distribución necesita 4 o 5 años de inversiones sostenidas para recuperar el nivel general del servicio que está previsto en el contrato. Nosotros este año llegaremos a u$s 3.800 millones de inversiones, y este ritmo se mantendrá igual en los próximos 4 o 5 años.
Después de la RTI, ¿hay alguna cuestión importante que quede en términos regulatorios?
Sí, el capítulo del activo y el pasivo regulatorio. Me refiero al pasivo que se generó por la pauta de tarifas.
¿Se está avanzando con eso?
El ministro (Juan José) Aranguren dice que quiere terminar todo esto antes del 31 de diciembre, así cierra el tema de la emergencia eléctrica. Hasta ahora he visto un Aranguren que ha cumplido los objetivos que se propuso y nos escuchó todas las veces que hemos comunicado nuestras sensaciones.
¿Lo que hay que hacer es calcular cuánta plata dejó de percibir Edesur por el incumplimiento del Estado del marco regulatorio y cuánta plata les otorgó Cammesa vía asistencia?
Y el tema de las multas que se han generado. Nosotros teníamos un contrato de concesión y, por no tener la tarifa para hacer la inversión, frente a lo que preveía la concesión, tenías un mecanismo de multas.
¿Qué verano ve en cuanto al abastecimiento y distribución de energía?
En el verano 2016-2017 ya observamos una mejora tanto de la duración como de la frecuencia de los cortes. Para este verano hemos añadido otros u$s 3.800 millones de inversión. Paulatinamente vamos a recuperar la calidad del servicio. Por lo tanto, nos imaginamos un verano mejor. La recuperación del nivel de calidad de la red argentina es paulatina. Con la tecnología tendrá una mejor velocidad de recuperación. ¿Qué significa la tecnología? Instalar medidores inteligentes, que te permitan saber inmediatamente dónde hay un corte de luz.
¿Qué objetivos cuantitativos tienen en materia de cortes y frecuencia de éstos de acá a 2022 o 2023?
Tenemos que conseguir los objetivos del contrato de concesión.
Están en el segmento de distribución y también de generación eléctrica.
Y estamos en transporte también. Muy pocos saben que somos los dueños de la línea de interconexión con Brasil. Toda la energía que se importa desde Brasil transita por nuestra línea. Son dos sociedades argentinas (CTM y TESA) y una sociedad brasileña.
¿Solos o con algún socio?
Enel en un 100%. Éstos son los transportistas binacionales. Como decía antes, mientras el cuadro regulatorio ha encontrado sus soluciones para el transportista principal Transener, aún no ha tenido soluciones para los transportistas binacionales, como es el caso de Compañía de Transmisión del Mercosur (CTM) y Transportadora de Energía SA (TESA), y los transportistas independientes. Nosotros también gestionamos Yacylec, que es la línea de interconexión de Yacyretá y el sistema argentino. Esto tampoco tiene una regulación estable.
¿Hay una mesa de negociación abierta?
Sí, ya estamos negociando porque estas empresas, al no tener prácticamente remuneración, iban directamente a la quiebra. Estamos entrando a patrimonio neto negativo por CTM y TESA, y por Yacylec. Lo que pasa es que hasta ahora pagábamos el mantenimiento de la línea a través de los fondos que se recibían de Anel sobre el lado brasileño. A esta altura, Anel dijo que pueden pagar por el tramo brasileño pero no por el argentino. Por lo tanto, estamos en discusiones para intentar arreglar esto también.
¿Van a participar desde TCM y TESA por un PPP para ampliar el sistema de transporte eléctrico?
Cuando vino el consejero delegado (Francesco) Starace, dijo que nosotros estamos interesados en mirar las inversiones en el sector del transporte. Sabemos que éste era un proceso que tenía que empezar en julio-agosto. Creo que se retrasó por la dificultad de armar los PPP. Retrasar esta inversión ha determinado que, juntamente con la venta de los activos de generación del Estado, se haya pospuesto la subasta por un nuevo ciclo combinado.
¿Se van a presentar en esa licitación?
El 13 de enero, el Gobierno pidió la presentación de los sectores que tenían interés en generación convencional. Nosotros nos presentamos para construir una nueva central térmica de ciclo combinado de 400 Mw de potencia en donde ya opera Costanera.
¿Y en generación de tipo renovable?
En generación renovable somos líderes en el mundo. Nos presentamos en la subasta de RenovAr 1.0. Acabamos de ganar una subasta de 600 Mw en México, con precios bajísimos. Cuando entramos a una subasta en Chile en 2012 y en Brasil en 2010, los precios eran de u$s 130 el megawatt, pero hay una curva de aprendizaje, costos adicionales que hay que tener en cuenta. Ahora en Argentina entramos con precios de u$s 70, que son más bajos que los u$s 130. Entraban con u$s 60 y hoy en día, con el RenovAr 2.0, hemos presentado precios –que no han ganado– de u$s 40,35. Tendremos que entrar en la subasta de los 600 Mw mejorando el precio. Lo que uno nota es que hay muchas ofertas competitivas, pero no se ven proyectos, tanto de la Ronda 1 como 1.5, que estén avanzando en la construcción, en financiamiento. Hay un montón de PPA que están dando vueltas en el mercado y nadie quiere comprar porque no cierran los proyectos, a raíz de que la tasa de retorno es demasiado baja. El Gobierno dice que no está en condiciones de poner multas porque no están incumpliendo los plazos de conclusión.
¿No es riesgoso seguir adjudicando a empresas que no tienen trayectoria en el sector de renovables ni en energía?
Mi opinión es que, de los 2.400 Mw que se asignaron en la ronda 1 y 1.5, unos 800 Mw nunca se van a construir o se construirán muy tarde. Lo digo porque analicé los proyectos. Esto no está bien, ya que no hay que incentivar una acción especulativa. En todos los mercados de startup se producen una serie de ofertas que finalizan en un mercado secundario. Es decir, se lo dan y después lo venden.
¿Cómo se hace en otras subastas? Ponen filtros en algunas entradas, filtros de experiencia, operación, mantenimiento, construcción. Esto no existe en los documentos de las subastas en Argentina. No existen los filtros. Hace falta producir estos filtros de entrada, que reducen el riesgo de que ello se produzca. Señales peculiares hemos tenido, porque los 11 contratos de la 1.5 que tenían que firmar el PPA en mayo no lo han hecho. Algunos recién lo están haciendo ahora. Los documentos decían que, si no los firmaban, les ejecutaban la garantía, y eso no pasó. Evidentemente la argumentación es que el Gobierno quiere que los Mw estén en operación. Me parece bien. Mi experiencia en muchos mercados es que no encuentran financiación. ¿Por qué no encuentran financiación? Muchas veces no hay financiación porque los proyectos no son buenos. Si no tenés proyectos buenos, si no tenés adecuada adaptación al impacto ambiental, es un problema por el cual un fondo de inversiones no te financia. Yo suelo decir que para mí una subasta es exitosa cuando los megawatts asignados se transforman en megawatts horas en el tiempo.
DE LOS 2.400 MW QUE SE ASIGNARON EN LA RONDA 1 Y 1.5, UNOS 800 MW NUNCA SE VAN A CONSTRUIR O SE CONSTRUIRÁN MUY TARDE. LO DIGO PORQUE ANALICÉ LOS PROYECTOS. ESTO NO ESTÁ BIEN PORQUE NO HAY QUE INCENTIVAR UNA ACCIÓN ESPECULATIVA.
¿Cuál es el mix que van a cobrar las renovables con lo termoeléctrico, hidroeléctrico y nuclear a futuro en la Argentina?
Nosotros, como Grupo Enel, creemos que las renovables deben tener siempre un lugar más importante, porque esto se va acoplando siempre con la capacidad de almacenamiento de energía. La combinación de las dos cosas permitirá construir sistemas con muchas energías renovables.
¿Pero el almacenamiento, los smart grids, ya se vienen?
No es sólo smart grids, smart storage también. No se vienen sino que ya están. Los costos de las baterías han bajado de forma impresionante. También se ha acelerado con la introducción de los coches eléctricos. Tenemos fábricas para producir esas baterías. En el mundo, la cuota de renovables será siempre mayor acoplada con el tema de los smart storage, acoplada con el tema de la generación distribuida. La electricidad se abre a nuevas utilizaciones, como es el caso del coche eléctrico que tiene una distribución, tanto en términos de generación como de almacenamiento, que te permita la digitalización. Esto significa una mejora al cliente, como por ejemplo, con big data, analitycs, se empieza a reconocer más la necesidad del cliente, cosa que nosotros estamos haciendo en Argentina.
¿Van a participar de las subastas de Enarsa para desprenderse de las centrales eléctricas construidas por la empresa y la que se instalaron a través del Foninvemem?
Estamos mirando con mucha atención el tema, especialmente para saber qué sucederá con las usinas del Foninvemem, dado que nosotros estamos presentes en San Martín, Belgrano y Vuelta de Obligado. El tema de las dos centrales construidas por Enarsa veremos cómo saldrá. Pero, priori, no veo interés.
¿Lo lógico sería que la compulsa por las centrales del Foninvemem la gane alguna de las empresas que ya está adentro del fideicomiso?
Sí.
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Los 3,800 millones de inversión anual que nombra Bezzeccheri para Edesur no son U$S, sino pesos… si Edesur invirtiera (y ejecutara) 3,800 millones de Dolares por año en el AMBA, la calidad del servicio electrico seria diametralmente opuesta a la pobre situación para los usuarios de esta distribuidora, que sufren cortes de hasta 1 semana de duracion, bajas cronicas de tensión y cortes rotativos. Lamentablemente el gobierno no opto por darle prioridad al tema y en 2018 tenemos cortes similares al 2015 para una gran franja de los usuarios de Edesur