Soplan vientos de cambio en YPF. Macroanuncios publicitarios con grandes molinos, proyectos de centrales térmicas, nueva identidad de marca y una apuesta rotunda por la transición hacia energías más limpias, acorde con la tendencia mundial de las grandes petroleras. Son las armas con las que desembarca YPF Luz, que aspira a liderar el desarrollo de las energías renovables en la Argentina.

La compañía encara múltiples acciones para pasar de ser generadora de hidrocarburos a empresa integral de energías. En esa clave, YPF Luz –subsidiaria de la empresa controlada por el Estado– funciona como un puente hacia el futuro que estará signado por las renovables.

YPF Luz posee en operación un complejo de generación en Tucumán, dos centrales térmicas en Neuquén, una de cogeneración en La Plata y Dock Sud; y desarrolla parques de energía eólica en Chubut y Santa Cruz. Con un plan de inversiones de u$s 2.000 millones y tras sumar a General Electric como socia, la empresa confía en posicionarse, hacia el horizonte de 2020, como la tercera generadora energética del ámbito nacional.

La coyuntura de la economía es adversa pero también ofrece oportunidades, advierte Martín Mandarano, CEO de la compañía. 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.

¿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. ×