Armando Loson, hijo del empresario rosarino que lleva el mismo nombre, tiene 46 años, es licenciado en Economía por la Universidad de San Andrés, aunque no se define como economista. Su hábitat es el mundo de la energía. Desde que se recibió ingresó en Albanesi, la empresa familiar que hoy preside. Pasó por el área de Desarrollo de Negocios, la operación de centrales y se especializó en Finanzas cuando la compañía –líder en el mercado de comercialización de gas y un jugador de peso en el negocio de generación– salió al mercado internacional para solventar la construcción de nuevas centrales térmicas. Agradable, analítico y de bajo perfil, Loson reparte su tiempo entre su jornada en el piso de la torre Catalinas, donde Albanesi tiene su sede, y su familia integrada por su mujer y tres pequeños hijos. El empresario repasó los proyectos de generación eléctrica construidos bajo el paraguas de la Resolución 21 de la Secretaría de Energía, aseguró que el sector del gas deberá enfrentar desafíos regulatorios y dejó en claro que las energías renovables deben acompañar, pero no ocupar un lugar protagónico en el desarrollo del sector eléctrico. Además, analizó el panorama actual y reflexionó sobre las oportunidades y desafíos que deberá asumir Albanesi, una firma que fue fundada en 1929 y en la actualidad comercializa más del 10% del total del gas natural consumido en el país.

En 2015, con el cambio de gestión, el diagnóstico sugería incentivar la potencia térmica de rápido ingreso porque era estrecha la oferta y la demanda. ¿Qué balance hace de ese proceso que finalmente dio lugar a las Resoluciones  21/16  y 287/17?
—El proceso fue muy exitoso, no solo las empresas que veníamos invirtiendo en el sector hicimos foco y fuerza en tratar de participar de los proyectos sino también muchos jugadores nuevos. Creo que el sector venía siendo exitoso con inversiones, pero el cambio de gobierno y un mejor acceso al mercado de capitales, sumado al endeudamiento internacional, que para mí fue el principal driver, hizo que todo ese proceso resultara muy exitoso. Hubo muchos proyectos en cada una de las licitaciones, incluso algunos quedaron afuera. Todo el sistema se basó en última tecnología y se abrió la posibilidad de los cierres de ciclo en una segunda etapa. Fue exitoso porque había necesidad de energía, por un lado, y avidez de inversión, por el otro. Más allá de las empresas, fue clave el modo en que acompañaron los inversores. Cuesta encontrar un sector que haya crecido tanto en el último tiempo, acompañado de las inversiones extranjeras. Cuando se realizó la licitación de la Resolución 21/16 para crear nueva capacidad de generación térmica, nosotros metimos un proyecto de cogeneración. Era una licitación de emergencia y se priorizaba la energía puesta a disposición en poco tiempo. Hablo de la Central Térmica Ezeiza, un proyecto «greenfield» que involucró la adquisición de un predio de 8 hectáreas en el municipio de Ezeiza, la construcción de una nueva planta de generación y la instalación de tres turbinas Siemens SGT-800 de 50 Mw cada una a disposición de Cammesa. El proyecto entró y hoy está entregando energía eléctrica desde el año pasado y vapor desde este año. En el caso de la Resolución 287/17, la Secretaría de Energía llamó a la licitación de cierre de ciclo y cogeneración sobre equipamiento ya existente. Los proyectos de cogeneración son más eficientes que los de ciclo combinado. Tienen una eficiencia térmica por arriba del 80%. En un ciclo combinado bueno, es del 60%. Esto refuerza el interés del sector y las posibilidades que hay en cuanto a lo térmico. 

¿Venían estudiando esos proyectos?
—Sí, los estudiamos dos años. Todos los proyectos que entraron en las resoluciones 21/16 y 287/17 fueron analizados: el proyecto de cogeneración en la planta industrial Timbúes perteneciente a la aceitera Renova en Santa Fe, la planta de cogeneración ubicada sobre un predio propiedad de la cerealera Louis Dreyfus en Arroyo Seco (Santa Fe), la ampliación de M. Maranzana en Río Cuarto (Córdoba) y la ampliación de la Central Térmica Independencia en Tucumán. Todo esto se venía estudiando con anticipación. Teníamos una carpeta de trabajos pendientes a la espera de una oportunidad para llevarlos adelante.  

¿Cómo fue la entrada al mercado de generación?

—En 2001, nuestros principales clientes requerían centrales térmicas. En ese sentido,  éramos líderes del mercado en comercialización y cuando sos líder el crecimiento es marginal. Entonces decidimos vender más gas y para eso era necesario  generar el consumo. Invertimos en generación en un contexto en el que nadie invertía en generación. Compramos la central térmica Piedra Buena en 2004. En 2005 compramos Generación Mediterránea, que era el último activo de Enron en Argentina. Hicimos todo eso con la fuerte convicción de seguir creciendo en el terreno del gas y generar nuestro propio consumo. Años después se produjo una expectativa de cambio de tarifa muy fuerte  y algunos grupos grandes estaban comprando activos. En Piedra Buena habíamos entrado con un fondo de inversión americano y, cuando nos hicieron una oferta para vender, el fondo se retiró y nosotros hicimos lo mismo. 

Muchos productores están preocupados porque no hay señal de precio. ¿De qué modo impacta en su empresa esta dinámica del mercado?

—Impacta, por supuesto. Hay que ser ágil y hábil para entender el papel de intermediario. Al estar en el medio, tenés que medir las dos puntas. Con los productores tenemos relaciones a largo plazo. Hay circunstancias en las que nos sentamos a discutir determinados cambios en la regulación para subsistir en la relación y que no se genere nada disruptivo. Sin duda hay que discutir, sobre todo cuando no sabés hacia dónde va el mercado. 

¿Ve en el sector de comercialización una oportunidad grande para Argentina?
—Sin duda, y también sumaría lo que es energía eléctrica. Allí puede que se generen mayores condiciones de competencia. Siempre vimos el rol del comercializador como un actor del mercado que genera relaciones de competencia y beneficia a los consumidores. 

En materia de generación y gas, algunos sectores sostienen que la energía termoeléctrica debe incentivar a monetizar el gas de Vaca Muerta. Otro sector apuesta a las energías renovables. ¿Se identifica con alguna de estas perspectivas?

—Cien por ciento con la primera. Argentina es un país gasífero y todo lo que sea el desarrollo de Vaca Muerta es muy importante para su crecimiento. En cuanto a las renovables, me parece interesante como un complemento de la matriz, pero cuando tenés un país gasífero, y sobre todo ahora que los precios de gas están bajando, los altos costos de generación renovable no son lo más conveniente. Para el futuro me parece más relevante que se siga desarrollando lo térmico en función de la sinergia que tiene con Vaca Muerta. 

Las renovables tienen derecho prioritario por ley. ¿Puede llegar a ser un problema, teniendo en cuenta la competencia que implicaría con la demanda de gas?

—El problema se genera cuando la prioridad del renovable elimina una central de ciclo combinado que es muy eficiente. Está muy bien aprovechar los renovables, pero de esa forma no se hace más eficiente el sistema. Esa competencia no es beneficiosa. Me parece bien que haya un porcentaje de renovable en la matriz energética, pero no debería ser prioridad. 

¿Qué está mirando la compañía en el actual escenario de volatilidad e incertidumbre en cuanto a qué va a pasar en materia regulatoria?
—En lo que respecta a la compañía, tenemos tres proyectos que están en desarrollo: los dos cierres de ciclo en Ezeiza y en Río Cuarto, y el proyecto de cogeneración para Dreyfus. Entre los tres sumamos una inversión de u$s 600 millones, de los cuales se han invertido alrededor de u$s 100 millones en la compra de equipamientos. Tenemos varios proyectos en marcha, aunque hoy es difícil evaluar alternativas de inversión. Nuestra carpeta está armada y somos optimistas. Si las condiciones de mercado se estabilizan pronto y no hay ninguna noticia inesperada respecto de los contratos, en los próximos dos años tendremos inversiones de u$s 500 millones. 

¿Ve oportunidades en el sector para comprar activos? 

—Puede haber algunos cambios en los próximos años. Veo varias compañías buscando, pero todavía no está claro quiénes están vendiendo. Se pueden dar fusiones. 

¿Su expertise siempre fue el sector financiero?
—Cuando empecé a trabajar en la compañía hace más de 20 años, cumplí un rol comercial. Después desarrollé nuevos negocios buscando alternativas de inversión y cuando empezamos a expandirnos en el sector energético me volqué a lo financiero, principalmente para financiar los proyectos de expansión. En los últimos 10 años invertimos más de u$s 1.000 millones, no es una cifra menor. Pasamos de trabajar solo con bancos locales a tener en 2007 nuestro primer crédito offshore. Más tarde hicimos nuestra primera emisión en el mercado de capitales local. A pesar de ser una compañía chica en muchos aspectos, tenemos un departamento financiero muy profesional, y en cuanto a la parte técnica, contamos con gente que trabaja muy bien. 

¿Dónde ve mayores desafíos en los próximos años, en gas o electricidad? 
—Vamos a tener desafíos en ambos, los dos van a ser regulatorios en muchos aspectos. La solución va a estar más fácil en el sector energético como generación. Puede que el desafío sea más grande en gas natural y petróleo. Porque hay que terminar de delinear un sistema a mediano/largo plazo y complacer tanto al Estado como a las empresas privadas. ×