«Ningún hombre puede cruzar el mismo río dos veces porque ni el hombre, ni el agua, serán los mismos». La idea, conocida como paradoja de Teseo y, también, atribuida al filósofo griego Heráclito aplica para describir los trayectos de la actual Orazul Energy y de su presidente y CEO en la Argentina, Mariana Schoua.
El capítulo más reciente de esa historia se escribió en octubre de 2016. Duke Energy anunció la venta de sus activos en América latina. Además de los u$s 1.200 millones en los que China Three Gorges Corporation compró su negocio en Brasil, transfirió sus operaciones en Perú, Ecuador, Guatemala, El Salvador y la Argentina, valuadas en el mismo monto. Es decir, otros u$s 1.200 millones, entre generadoras hidroeléctricas y de gas natural –con capacidad de 2.300 megawatts–, 730 kilómetros en líneas de transmisión de 220 kilovatios y operaciones de procesamiento de gas, más la asunción de deudas. El comprador, I Squared Capital, un fondo de inversión focalizado en infraestructura. Fundado en 2012 por el egipcio Sadek Wahba –un ex Morgan Stanley cuyo abuelo fue primer ministro de su país–, el nuevo dueño de la ex Duke concretó la transacción dos meses después, cerca de la víspera de navidad. «Orazul», el nombre que eligió para su nuevo porfolio. Síntesis de las palabras «oro» y «azul», con logo que refleja los colores de los recursos naturales de los que depende su negocio, según la explicación difundida en presentaciones corporativas.
En la Argentina, significó el traspaso de dos generadoras: la hidroeléctrica Planicie Banderita, en el complejo Cerros Colorados, sobre el río Neuquén; y la termoeléctrica Alto Valle, localizada en la capital de esa provincia. En conjunto, tienen una capacidad de 576 megas (523 propios).
Pero, además de las plantas, Orazul se hizo con otros activos: el know-how. Capital humano corporizado en un management cuya líder, Schoua, lleva 25 años en la compañía, desde que era Dominion Resources, la firma que aterrizó en la Argentina privatizadora de inicios de los 90 y que, a finales de esa década, le vendió a Duke su negocio en la Argentina, Belize, Bolivia y Perú, por u$s 405 millones.
«Me tocaron todas», repasa esta contadora pública (UBA) de formación. Cuando Dominion llegó a la Argentina, en 1994, el precio doméstico del megawatt por hora (Mw/h) era u$s 60, recuerda. «Gracias a la competencia, un año después, era
u$s 25», apunta. Más difícil fue la inversión de Duke, que compró en 1999, hizo take-over en 2000 y, al poco tiempo, debió afrontar la crisis de 2001-2002. «Lo que le pasó a Duke fue el cambio de régimen. Durante 12 años, no se respetó la Ley 24.065. Esto afectó, principalmente, a las hidroeléctricas porque no había un precio spot respetado. Y, obviamente, todas las empresas hacían sus inversiones a precio spot», describe. «Imaginate: para una hidroeléctrica, pasar de un precio spot a que le paguen por costo… El precio del agua no existe», señala.
Pero, hoy, el colorido logo de Orazul es el que figura en su tarjeta. «Tenemos una hidroeléctrica grande y una térmica, comercializamos gas natural y tenemos proyectos de energía eólica. Es un momento en el que estamos mirando al mercado», señala, acerca del presente y, sobre todo, el futuro de la compañía.
Orazul no se anotó en las rondas de RenovAr. Fue por decisión propia. «Nuestra idea es participar directamente en el mercado entre privados. En el MATER (N.d.R.: sigla de ‘Mercado a Término de Energías Renovables’). Ya tenemos una cartera de clientes en gas y, durante muchos años, la tuvimos en energía convencional –justifica Schoua–. Para nosotros, es mucho más natural interactuar directamente con los privados».
Puede ser una apuesta de riesgo. Con el país en un proceso fuerte de transición, el mercado spot de energía está suspendido desde 2013 y la inestabilidad cambiaria que la Argentina experimentó en abril y mayo dificultaría su reactivación. «El mayor problema que veo es el de los plazos», recoge el guante la ejecutiva. «Antes, vendíamos contratos a un año porque la generación ya era existente. Ahora, debemos comercializar algo que no existe porque hay que construir las plantas (solares, eólicas, lo que sea). Entonces, para que eso pueda ser financiado, se necesitan contratos a 15 años», explica.
Los grandes usuarios, reconoce, no están acostumbrados a firmar compromisos de tan largo plazo. «En general, no son expertos en energía y nadie podría pretender que lo sean. Entonces, no tienen una clara visión de cuál será el precio a largo plazo», continúa. «Y es muy difícil que se pueda convencer o darles certidumbre porque, en realidad, nadie la tiene», admite.
«Pero lo cierto es que esto es un lado de la moneda. Del otro, hay un incentivo económico enorme para que los grandes usuarios se salgan de la compra conjunta con Cammesa y vayan al contrato bilateral con el generador», contrasta. Argumenta que es la forma en la que lo estructuró el propio Gobierno: en la ley, señala, existen cargos por potencia que se pagan en la compra conjunta y no cuando se hace un contrato directo con un generador. «Es un incentivo muy claro. Pero lo más importante es que eso tiene un plazo: si no los hacen en un determinado tiempo, se quedan sin esa ventaja».
La clave para que el modelo funcione son los contratos a largo plazo: 10 ó 15 años, que es en lo que, habitualmente, suelen cerrarse los Project Finance, que es el mecanismo más recurrido para financiar los emprendimientos adjudicados en las licitaciones de energías renovables a nivel global. Auténtico desafío para un país cuya macro habituó a las empresas a que el largo plazo suelan ser 12 meses. La ejecutiva, sin embargo, confía en el sistema. «Estamos en conversaciones con algunos bancos que están dispuestos a hacerlo. También, hay otros que lo hicieron. Pero son casos aislados. Como íbamos, tarde o temprano, lo teníamos que masificar, de alguna manera. Ahora, probablemente, sea algo más lento. Muchas empresas lo resuelven garantizándolo con sus propios balances. Pasa a ser casi la única forma de financiarlo. Es una lástima». No obstante, eso, también, tiene medio vaso lleno. «Con buenos proyectos y que las empresas que los estén llevando adelante sean serias y tengan buena reputación, tal vez, se pueda seguir adelante», opina.
Agua que no has de beber
Otro segmento que dependerá de la velocidad a la que avance la recontractualización entre productores, distribuidores, grandes usuarios y comercializadores es el de gas, en el que Orazul, también, posee interés directo. «Tenemos este negocio hace 20 años. Es importante para nosotros. Además, nos complementa», observa Schoua. El gas, explica, empezó a integrar verticalmente a la compañía hacia atrás. «Teníamos nuestra central térmica y necesitábamos el gas para ella. Así se inició. Desde hace varios años, ya es un negocio que se sostiene por sí mismo porque, además, todos los generadores perdimos la posibilidad de comprar combustibles por nuestros propios dueños», contextualiza. Sin embargo, prevé que esa autonomía de cada player de volver a adquirir su propio insumo retornará. «Si no es este año, será el próximo. Con lo cual, es un tema al que apostamos», subraya.
Juan José Aranguren, ministro de Energía, anticipó que se abriría esa posibilidad durante 2018. En mayo, Cammesa publicó los precios estacionales de la energía. No hubo variaciones, con lo cual, si ese valor continúa en niveles bajos –es decir, sin reflejar la mayor parte del costo de la energía–, se plantea la incógnita de cómo se podrá dar a las generadoras la posibilidad de que compren el combustible.
«Es difícil porque es algo que sale de todos los modelos», reconoce la ejecutiva. «Trabajo en la industria desde hace más de 25 años. Pasé toda la etapa en la que teníamos un precio marginalista perfecto a 15 años, con un sistema basado en costos. La verdad es que pensar en una cosa híbrida es muy difícil. No tener mercado, no tener un precio spot, hace muy difícil el pensar en cómo se contractualizará de los dos lados, sin precio. De hecho, ya es bastante difícil hoy, con una parte del mercado, como es la renovable, contractualizada, y otra no», observa. Sin embargo, concluye: «En un punto, todo esto tendrá que converger en un mercado porque es inmanejable». En el sistema actual, señala, no se transfiere la totalidad del costo de producción a la tarifa. «Por eso, tampoco hay inversiones», aclara.
Según ella, se abre una oportunidad. El marco regulatorio actual para la energía convencional vencerá en poco tiempo, apunta. Se refiere a la Resolución 19, que regula la remuneración para las centrales existentes. «Entonces, no hay un marco regulatorio a futuro», resalta. «Es muy difícil pensar en inversiones cuando no hay una visión de largo plazo acerca de cuál serán las reglas», continúa.
Será difícil reconstruir un mercado sin un sendero de readecuación tarifaria que permita cubrir los costos reales, lo que, indefectiblemente, estará atado a lo que ocurra con las tarifas. «Hay una forma», advierte Schoua. «Es un camino que no se siguió (pero podría habérselo hecho): ponerle un tope al precio spot basado en un criterio, que podría ser sólo gas. Entonces, todos los combustibles más caros no se tendrían en cuenta», explica.
Habría sido una forma, se explaya, de moderar el precio spot pero, a la vez, dar una señal de mercado. «Es más: hasta podría haber sido automática la suba de ese tope, a medida que se necesitaran menos combustibles líquidos. Entonces, se habría dado una señal clarísima de futuro, con una regulación concreta y sin que el precio se desbande», opina.
En tanto, el hidroeléctrico es otro segmento en el que, en los últimos años, hubo sequía de inversiones. Y, a menos, a corto plazo, no habrá mayores precipitaciones. «Se requieren tan grandes sumas de inversión que eso hace que sea muy difícil que un actor privado pueda encararlas solo», explica la número uno de Orazul. Recuerda que las centrales actualmente en funcionamiento fueron construidas por el Estado. Y las que están en ejecución –Chihuido, Cóndor Cliff, Barrancosa– también son impulsadas por el Ejecutivo Nacional. «Con lo cual, para una expansión razonable para la energía hidroeléctrica, probablemente, haya que pensar en una combinación entre lo público y lo privado», pronostica.
Eso hace que, en un contexto como el actual, sea conveniente recurrir a otras fuentes para nutrir al negocio. «Lo que parece casi obvio es que hay que aprovechar los recursos eólico y solar, porque son en los que hay ventajas. Primero, porque son más verdes. Así como las hidroeléctricas son totalmente limpias, también es cierto que pueden tener problemas ambientales porque desplazan agua. En cambio, es claro que las energías eólica y solar no tienen, prácticamente, impacto ambiental. Se tiene el recurso ahí», describa.
Otra ventaja, apunta, es que son proyectos modulares. «Con pequeños inversores, que pueden ser incrementales, uno se adapta. Esto, para un sistema, es my atractivo. Porque se lo puede manejar según las necesidades de cada momento. El único problema que esto tiene es la intermitencia», amplía. En el caso de la Argentina, en este momento, esa intermitencia es la capacidad de transporte, dice. «Y esto es una lástima: se desperdicia el recurso porque no hay transporte».
Esa restricción, no obstante, no emerge como una invitación para que Orazul se tiente a participar en algún proyecto de participación público-privada (PPP) en transporte. «En principio, no lo tenemos como foco. A menos que sea algo subsidiario a un proyecto específico, no creo que participemos», resume. Donde sí podría haber interés es en las licitaciones de ciclos combinados. «Lo monitorearemos en función de cuál sea el marco regulatorio. Hoy, existe demasiada incertidumbre. Obviamente, es nuestro core, aquello de lo que sabemos. Pero dependerá de la escala. Porque, ahora, se está hablando de los grandes ciclos combinados». Escala, quiénes serán sus competidores, cuál será el marco regulatorio. Algunas de las incógnitas que, aún, necesita despejar. «Son muchas cosas las que no sabemos», cierra el tema.
El negocio de generación, hoy, ofrece un mapa con grandes jugadores –Pampa Energía, Central Puerto– y una segunda línea, en la que se anotan players como Albanesi y, por supuesto, Orazul. «Una de las ventajas que tiene este mercado (y que la tuvo desde la Ley 24.065) es la multiplicada de actores. En cualquier mercado eso es una ventaja: nada peor que un oligopolio. A medida que los actores se concentren, es una mala noticia», dice Schoua.
Otras industrias y países se encaminan hacia la concentración, indica. «A empresas como la nuestra, esto nos da un rol. Sobre todo, cuando se desregule. Es decir, cuando el privado tenga la posibilidad de interactuar directamente con los generadores. Más importante todavía es que ese privado tenga opciones», apuesta Schoua a la fortaleza que le da su actual accionista. «Primero, somos una empresa internacional. I Squared Capital es un fondo que administra inversiones de energía, principalmente. Pero, también, de infraestructura y de transporte en todo el mundo. Tiene oficinas en Hong Kong, Nueva Deli, Londres, los Estados Unidos y Europa. Tiene mucha energía renovable. Contamos con una plataforma muy importante en América latina. Esto nos da cierta flexibilidad, de conocimiento del mercado, de regulación comparada. Mucho know-how en distintos segmentos de la energía», describe.
Ese back-up global se fusionó con el expertise local. «Tenemos un equipo que funciona como empresa privada y, también, empelados que vienen de las empresas del Estado. Contamos con mucho know-how en generación térmica e hidroeléctrica y en el negocio de la comercialización de gas desde hace 20 años», enumera sus fortalezas. «Otro punto es la relación con los clientes, con las industrias. Porque tenemos un recorrido de interrelación de haberles prestado servicios. No vendemos un commodity. Muchas veces, el gas es el insumo más importante para una industria. Es un tema tan complicado, tan único, que no es de conocimiento fácil. Por eso, también prestamos un servicio que tiene que ver con la información, con el asesoramiento», finaliza. ×
Compartimentar
Contadora Pública (UBA), Mariana Schoua ingresó a la, entonces, Dominion Energy para trabajar en Administración y Finanzas. Era manager del área cuando, tras la adquisición por parte de Duke de los activos en la Argentina, fue promovida a directora, en el año 2000. En junio de 2012, asumió como presidenta y CEO de la operación local, cargo en el que continúa luego de la venta a I Squared Capital y la creación de Orazul. «Teníamos un proceso muy estructurado. Había un plan de sucesión y, cuando llegó el turno, me promocionaron», sintetiza su camino hacia el máximo sillón de la empresa. «Siempre te toma por sorpresa. Pero, de alguna manera, no era ilógico, sino algo que podía suceder», minimiza el momento. Su secreto de gestión es compartimentar. «Es lo contrario a lo que recomiendan muchos. Pero, cuando trabajo, estoy totalmente enfocada en eso. Y, cuando me voy de acá, me dedico a mi familia y a lo demás. Me olvido del resto», explica. «A menos que haya un problema, compartimento porque me resulta más sano y puedo estar enfocada. Siento que el tiempo me es más productivo. Me da resultado», justifica.
