Mientras YPF tiene balances en rojo, uno de sus negocios sigue generando rentabilidad: ¿de qué se trata?

Mientras la empresa “madre” sigue acumulando balances en rojo, afectada por las medidas sanitarias para combatir el Covid-19, YPF Luz mantiene su exposición al fuerte crecimiento comercial y sumando ganancias en sus balances.

La empresa “sustentable” de la petrolera estatal alcanzó una ganancia de casi u$s60 millones durante los primeros nueve meses del año contra los u$s52 millones de igual período del 2019, llegando también a un Ebitda de u$s140 millones.

En el caso de las ventas de la compañía, llegaron a los u$s215 millones de las cuales las de energía totalizaron un incremento del 6,8%; las de vapor, un8,6%, mientras que el factor de carga de energía renovable fue del 61,1%.

Números verdes

Según el balance que YPF Luz acaba de enviar a la Comisión Nacional de Valores (CNV), el Parque Eólico Los Teros, que tiene una potencia de 123 MW, comenzó a operar aumentando la capacidad instalada de la compañía en 6,8% en comparación con los nueve meses del año pasado.

El documento agrega que en octubre pasado comenzaron a operar la turbina de vapor que cierra el ciclo combinado de la Central Térmica El Bracho la de La Plata Cogeneración II, sumando 199 MW y 89 MW respectivamente.

“Durante estos nueve meses el consumo de energía eléctrica alcanzó los 95.844 GWh, lo cual significó una baja del 1% respecto del mismo período del 2019, mientras que el tercer trimestre mostró una caída del 2,2% como consecuencia del distanciamiento y aislamiento social que impactó principalmente sobre la actividad industrial y comercial del país”, detalla el informe de resultados de YPF Luz.

También se asegura que la generación térmica y la hidroeléctrica fueron las principales fuentes de energía utilizadas para satisfacer la demanda tanto en lo que va del año como en el tercer trimestre.

Sin embargo, en el caso de la generación hidroeléctrica se redujo 15% debido a los bajos caudales de los ríos Uruguay y Paraná que afectaron a las centrales binacionales Salto Grande  y Yaciretá que se redujeron 19% y 38% respectivamente.

En el caso de la energía nuclear representó el 8% de la generación total de las energías renovables no convencionales (ERNC) que a su vez mostraron un crecimiento del 74% respecto del mismo perfodo del ano anterior.

De hecho, la penetración de estas energías alcanzó el 10% en promedio, con un dato saliente que es que en agosto y septiembre se alcanzaron los máximos de participación histórica de las ERNC en la matriz con el 10,8% y 11,3% respectivamente.

El informe de YPF Luz destaca a la vez que la generación eólica es la principal fuente de ERNC (75,5%), seguido par hidro renovable (9,9%), solar (8,9%) y biocombustibles (5,6%).

En el caso del gas natural, continúa siendo el principal combustible utilizado para la generación, representando un 89,8% del combustible total consumido para las centrales térmicas. El consumo alcanzó los 11.780 MMm3 o 43,0 MMm3/d representando una caída de 9% respecto al mismo período del ano anterior.

Esta oferta se completa con cerca de 1.085 GWh importados de Brasil, Uruguay y Paraguay de origen renovable, hidroeléctrico y térmico, valores que corresponden a una disminución del 46% de las compras del exterior dado que los aportes de las ríos Uruguay y Paraguay fueron muy bajos y hubo menor nivel de excedentes en las centrales binacionales. 

En el caso de las exportaciones a Uruguay y Brasil, fueron aproximadamente cuatro veces el valor exportado durante el mismo período de 2019.

Medidas negativas

Si bien la empresa logró mantener su balance con rentabilidad, algunas de las medidas aplicadas por el Gobierno durante la cuarentena le causaron ciertos problemas.

Un caso es el de las ventas totales, que alcanzaron los u$s215,1 millones, disminuyendo 12,3% comparado con el período anterior. 

Según la compañía, esto se explica por el impacto que la resolución N°70/2018 tuvo, ya que permitió la declaración de combustible como propio y así incluirlo dentro del rubro de ventas coma mayor ingreso acompañado par una baja en el precio del gas.

También registró menores precios de para las ventas de Energfa Base como consecuencia del cambio regulatorio; y por la menor disponibilidad en Loma Campana I producto de una falla registrada compensado con mayores ingresos par disponibilidad de Loma Campana II que tuvo un aumento del EBITDA del 20,2% explicado principalmente par mayores ingresos gracias al aumento de la disponibilidad de la planta, sumado a un mayor despacho de energía.

En el caso de Loma Campana I su EBITDA disminuyó 3,7% por una falla que mantuvo a la planta fuera de servicio, impactando de forma directa en las ventas de la central. 

El parque eólico Manantiales Behr registró un EBITDA de u$s22,7 millones, 1,9% mayor que el año anterior. 

En  cuanto a la central térmica El Bracho disminuyó un 2,2% por un incremento en las costos operativos para mantenimiento y compra de repuestos.

La Plata Cogeneración, en tanto, tuvo una disminuci6n del EBITDA del 17,4% dado que las tarifas se vieron afectadas par el impacto del cambio regulatorio y de la derogaci6n de la Resolución N° 70/2018 que tuvo un impacto negativo sabre las ingresos de la central.

El Complejo Tucumán vio disminuido su EBTIDA en un 25,5% como consecuencia de la entrada en vigencia de la nueva regulación para las ventas de Energfa Base sumado a una menor disponibilidad de la planta, par el mantenimiento mayor efectuado a principios de año.

Para Loma Campana, se redujo un 60,7% explicado par mayores costos de mantenimiento y menor volumen de energía vendida y remuneración por potencia.

El complejo de Generación Tucumán experimentó una baja en la disponibilidad comercial del 2,9% afectado por el mantenimiento de la turbina N°2 en la Central de San Miguel durante el primer trimestre.

El informe revela además que durante septiembre  y  octubre se culmino  la  construcción  y  se  obtuvo  la  habilitación  comercial  de las proyectos Parque Eólico Los Teros I; el cierre de ciclo combinado del El Bracho y la Central Térmica La Plata Cogeneración.