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YPF Luz

La petrolera “sustentable” que incrementa su generación de energías limpias

Si bien pudo aumentar su nivel de generación, en los primeros tres meses de este año acumula una ganancia menor al igual período del año pasado.

Durante lo que va del año, que coincide con el desembarco de los “libertarios” en la Casa Rosada y con los cambios del board ejecutivo de la compañía, YPF Energía Eléctrica (YPF Luz), logró incrementar la generación de energía, mantener su deuda neta y consolidar un EBITDA ajustado de u$s69 millones.

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Los datos surgen de analizar el documento que la filial de energías renovables de la petrolera estatal envió a la Comisión Nacional de Valores (CNV) para revelar su comportamiento financiero durante el primer trimestre del 2024.

Se trata de la empresa líder de generación de energía eléctrica en Argentina que, entre enero y marzo pasados generó ganancias por u$s30.648 millones que contrastan a la baja con los u$s49.952 millones de igual trimestre del 2023.

YPF Luz puso en marcha su tercer parque eólico: de cuánto fue la inversión
, YPF Energía Eléctrica (YPF Luz), logró incrementar la generación de energía, mantener su deuda neta y consolidar un EBITDA ajustado de u$s69 millones.

Esta caída en su rentabilidad se justifica por los los créditos con CAMMESA (la sociedad mixta que regula el mercado energético local), de acuerdo a las estimaciones basadas en una nueva Resolución de la Secretaría de Energía que establece un mecanismo de pago mediante la entrega de bonos de la Argentina para la cancelación de las transacciones de diciembre de 2023 y enero de 2024, lo cual fue parcialmente compensado por la consolidación de los resultados de Central Dock Sud y los nuevos ingresos por el Parque Solar Zonda.

En estos términos, la generación de energía térmica del trimestre fue 3.982 GWh, lo cual marca un aumento del 49,5% versus el año pasado, principalmente por la consolidación de CDS y por mayor generación en Central Térmica Tucumán, compensada por una menor generación en Loma Campana I.

En el caso de las energías renovables, la generación aumentó un 11,2% gracias a la entrada en operación del Parque Solar el Zonda y por la mejor performance del Parque Eólico Manantiales Behr, el cual alcanzó un factor de capacidad promedio de 74,74% en marzo, su segunda mejor marca, llevando la media trimestral a 62,4%.

En cuanto a su deuda neta se mantuvo en niveles similares a las de los primeros tres meses del 2023, a pesar de una caída en las cobranzas del trimestre por demoras de CAMMESA, que fueron compensadas con menores erogaciones relacionadas a inversiones, manteniendo a la fecha sus compromisos financieros y operativos sin necesidades de financiamiento adicional a los previstos en el presupuesto anual.

Durante el primer trimestre de este año, la demanda de energía eléctrica alcanzó los 37.884 GWh1 marcando una caída de 4,1%, que tuvo un impacto en todos los segmentos de la demanda, pero principalmente de la residencial que se redujo 6,1%) en tanto la comercial tuvo una caída del 1,4% y la industrial del 2,9%.

Demanda en caída con mayor potencia instalada

En el caso del menor consumo en hogares, el reporte de YPF Luz lo explica principalmente por las menores temperaturas registradas en el trimestre, especialmente en marzo, que había registrado récords de temperatura máxima el año pasado.

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En cuanto a la demanda comercial e industrial, la compañía argumenta que se debieron a una disminución en la actividad económica acompañada de un aumento en las tarifas comerciales a partir de febrero pasado.

Por otro lado, el informe aclara que “los grandes usuarios del MEM (GUMA y GUME) que representaron el 12,7% del total de la demanda, registraron una caída del 4,1% en su consumo en 1T24 comparado al 1T23”.

En el caso del menor consumo en hogares, el reporte de YPF Luz lo explica principalmente por las menores temperaturas registradas en el trimestre.

Con éstos datos, se puede inferir que en la actualidad la Argentina cuenta con una potencia instalada de 43.874 MW, habiendo aumentado un 1,4% en el último año. De esa cifra, el 59% corresponde a fuentes de origen térmico, 25% a generación hidroeléctrica, 4,1% a centrales nucleares y 11,9% a renovables no convencionales (con un crecimiento del 13,2%.

Además, durante el trimestre se incorporaron al sistema 150,8 MW de potencia nueva, de las cuales 89,3 MW son de origen renovable correspondiente a los parques solares fotovoltaicos La Rioja III (+22 MW); La Rioja II (20 MW); Cañada Honda IV (incremento de potencia de 4,3 MW); Tocota III (incremento de potencia de 38 MW) y Algarrobo (4 MW), además del ingreso de la central biogas C.T. Bioanglo por 1 MW.

El resto corresponde al cierre del ciclo combinado de la central térmica San Pedro en marzo, que suma 61,5 MW de potencia instalada térmica al sistema. La generación en el primer trimestre de 2024 aumentó +1,7% frente al mismo período del año anterior, alcanzando 39.283 GWh.

A pesar de la caída de la demanda, el paper de YPF asegura que la generación eléctrica del trimestre fue mayor producto de una menor importación y de una mayor exportación de energía eléctrica respecto al mismo trimestre del año anterior.

Para completar la oferta energética, se importaron 569,1 GWh (334,9 GWh de Brasil; 28,8 GWh de Paraguay por necesidades locales de Misiones; 129,6 GWh de Uruguay; 36,3 GWh de Bolivia y 39,5 GWh de Chile, cayendo un 80% las importaciones respecto al año pasado a causa de la menor demanda y la mayor disponibilidad de gas natural para usinas por menores temperaturas.

En el caso de las exportaciones, se registraron ventas por 536,4 GWh, principalmente a Brasil, lo cual hace que el balance entre importaciones y exportaciones haya representado un margen negativo de aproximadamente u$s35 millones.

Liderazgo de la energía eólica

En los casos de la generación térmica e hidroeléctrica continuaron siendo las principales fuentes de energía utilizadas para satisfacer la demanda, con una participación del 54% y 23%, respectivamente.

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La hidroeléctrica registró un aumento del 5,3%; la nuclear representó el 8% de la generación total del trimestre, presentando un incremento del 70,8% debido a una mejora en la disponibilidad de las centrales.

En este sentido, la presentación de YPF Luz señala que las energías no convencionales representaron un 14% de la generación, presentando un aumento de 19,6% a causa de un mejor recurso renovable y de la mayor potencia instalada.

En los casos de la generación térmica e hidroeléctrica continuaron siendo las principales fuentes de energía utilizadas para satisfacer la demanda, con una participación del 54% y 23%, respectivamente.

La generación eólica continúa siendo la principal fuente renovable del país (68,5%), seguida por la solar (18%), la hidroeléctrica renovable (8,5%) y los biocombustibles (5,1%), en tanto que el factor de capacidad medio país fue de 47,7% para la energía eólica y 32,2% para la energía solar.

El consumo de combustibles total para abastecer la generación térmica alcanzó los 51,4 MMm3/d marcando una caída del 15,2% respecto al mismo período del año anterior, en línea con el menor consumo de combustibles líquidos, en tanto que el gas natural continúa siendo el principal combustible utilizado para la generación térmica, con un total de 49,8 MMm3/d que muestra una suba del 6,2% respecto al año pasado representando un 96,8% del combustible total.

Adicionalmente, durante el trimestre se consumieron 1,6 MMm3/día de gas equivalente de combustibles líquidos y carbón, que supone una reducción del -88.1% respecto al primer trimestre del año pasado.

Con respecto al costo medio de generación del sistema alcanzó 59,5 USD/MWh3, habiéndose reducido un 23,8% o 18,6 USD/MWh respecto al costo del mismo período del año anterior debido principalmente al cambio en la matriz de combustibles consumidos, con un mayor consumo de gas natural y un menor consumo de combustibles líquidos y carbón.

A partir de dicho escenario, en YPF Luz aseguran que las ventas totales de la compañía en el primer trimestre de este año fueron de u$s120,3 millones, un 9,7% superior comparado con el mismo período del 2023, lo cual se explica principalmente por los siguientes factores:

  • (i) a partir del segundo trimestre del 2023, YPF Luz tomó control de CDS, por lo que se incorporaron los ingresos por ventas correspondientes a esta sociedad.
  • (ii) la incorporación de los ingresos por el Parque Solar Fotovoltaico Zonda luego de su habilitación comercial por 100MW el 31 de mayo de 2023.
  • (iii) menores ingresos en la planta Loma Campana I, que no estuvo operativa durante el primer trimestre de este año
  • (iv) una caída en el precio de la energía entregada en el complejo El Bracho, de acuerdo al contrato vigente
  • (v) menores ingresos en en el Complejo Tucuman por aproximadamente u$s1,75 millones.

Costos en alza y deuda con CAMMESA

En el capítulo del paper enviado por YPF Luz a la CNV referido a los costos, se admite que los operativos (excluyendo depreciaciones, amortizaciones y gastos de combustible), registraron un aumento de aproximadamente 16%, explicado por la incorporación de los costos de CDS, parcialmente compensado con una baja en los costos de transporte y la evolución de las variables macro de Argentina, donde la devaluación interanual del primer trimestre de este año fue superior a la inflación interanual del mismo periodo.

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Adicionalmente, en el rubro deterioro de activos financieros, se registró una pérdida por desvalorización de créditos con Cammesa por u$s25 millones, de acuerdo a las estimaciones basadas en la Resolución 58/2024 de la Secretaría de Energía que dispone la cancelación de las transacciones de energía aún no cobradas de los meses de diciembre y enero pasados mediante la entrega de títulos públicos denominados “Bonos de la República Argentina en Dólares Estadounidenses Step Up 2038”.

Los costos operativos (excluyendo depreciaciones, amortizaciones y gastos de combustible), registraron un aumento de aproximadamente 16%, explicado por la incorporación de los costos de CDS.

En consecuencia, la compañía alcanzó un EBITDA de u$s69 millones, que marca un derrumbe del 23,8% en c omparació con lo que generó en los primeros tres meses del año pasado.

En el caso del EBITDA generado por los activos térmicos (Complejo Generación Tucumán, Central Térmica el Bracho, Loma Campana I, Loma Campana II y Central Dock Sud) cayó 36,7% y si bien el resultado operativo de CDS produjo un impacto positivo importante, el mismo fue parcialmente compensado por el menor ingreso causado por la indisponibilidad de Loma Campana I y los menores ingresos del Complejo Tucumán y El Bracho, pero fundamentalmente fue afectado por el cargo por la desvalorización de los créditos con Cammesa.

Los activos renovables (el Parque Eólico Manantiales Behr, el Parque Eólico Cañadón León, Parque Eólico Los Teros y Parque Solar Fotovoltaico Zonda) alcanzaron un EBITDA de u$s26,6 millones, registrando un aumento del 15% que se correspondió con la muy buena performance registrada en el Parque Eólico Manantiales Behr el cual tuvo un factor de carga de 62,4%, y por la incorporación del Parque Solar Zonda el cual no se encontraba operativo en el primer trimestre de 2023.

Los activos de cogeneración (La Plata I y II) totalizaron un EBITDA de u$s12,1 millones el cual se vió afectado, al igual que las centrales térmicas, por el cargo de deterioro de los créditos de CAMMESA y por menor venta de vapor como consecuencia de una falla en la caldera de la planta La Plata II y fuertes lluvias que redujeron la demanda de la Refinería La Plata de YPF.

En tanto, el EBITDA generado por los activos de energía distribuida (Motores Manantiales Behr y Loma Campana Este) se mantuvo en el orden de los u$s2,5 millones, en línea con el año anterior.

Por su parte, la energía vendida fue 49,5% mayor al mismo período del año anterior y excluyendo el efecto de la consolidación de CDS estuvo en el mismo nivel, mientras que el vapor entregado cayó un 3%.

El Complejo Tucumán aumentó su energía vendida 21,8% dado que hubo menor disponibilidad de centrales térmicas en la región y a su vez mayor disponibilidad de gas de Bolivia comparado con el mismo período del año anterior. La Central Térmica El Bracho disminuyó su generación y disponibilidad como consecuencia de mayores derrateos por temperatura mientras que en la Central Térmica Manantiales Behr, la energía vendida fue de 111,3 GWh o 28,2% superior al 2023, debido a que durante el primer trimestre del 2023 registró salidas forzadas por diversas fallas registradas durante dicho período.

En cuanto a Loma Campana Este, la energía vendida aumentó 3,3% por una mayor demanda comparada con el mismo periodo del año anterior.

Con respecto a la Central Loma Campana I, la misma continúa fuera de servicio aguardando la llegada de la turbina de potencia en los próximos meses, la cual le permitirá estar disponible nuevamente.

La energía vendida fue 49,5% mayor al mismo período del año anterior.

En Loma Campana II la generación aumentó significativamente dado que durante el primer trimestre de 2023 permaneció fuera de servicio. Sin embargo, si bien la planta recuperó la disponibilidad, terminó el primer cuarto de este año con una disponibilidad del 69.2% debido a un mantenimiento programado durante algunos días de enero y reparaciones no programadas de ciertas vibraciones.

La Plata Cogeneración I y II mantuvieron niveles similares de generación y disponibilidad durante el trimestre. Sin embargo, ambas plantas entregaron menos vapor, como consecuencia de una falla en la caldera en LPC II que la mantuvo fuera de servicio durante cuatro días en febrero y fuertes lluvias registradas en el mes de Marzo que redujo la demanda de la Refinería La Plata.

La performance de los parques

En el caso del Parque Eólico Manantiales Behr, alcanzó un factor de carga del 62,4%, levemente superior al período anterior, llegando en marzo a obtener la segunda marca más alta de factor de carga en la historia del parque. Como resultado, la energía vendida aumentó 2,8% en el referido trimestre.

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El Parque Eólico Los Teros tuvo una generación de energía del 3,6% inferior dado que su factor de carga se redujo 2,2% comparado con el mismo período del año anterior, sumado a su vez a una menor disponibilidad por daños sufridos en alguna de las palas de algunos aerogeneradores.

El Parque Eólico Cañadón León tuvo un factor de carga del 53,4% el cual cayó 6,6% por un menor recurso en el parque. En cuanto a la disponibilidad fue de 99,1%, similar al año anterior.

Con relación a la participación de YPF Luz en la capacidad instalada del MATER ascendió al 26%, disminuyendo 14,8% por la entrada en operación de otros parques renovables en el mercado haciendo que la cuota de participación de YPF Luz en la energía vendida alcanzara el 27%.

YPF Luz
El Parque Eólico Los Teros tuvo una generación de energía del 3,6% inferior dado que su factor de carga se redujo 2,2% comparado con el mismo período del año anterior.

Con respecto a Central Dock Sud, aumentó considerablemente su disponibilidad y generación, 193% y 173%, respectivamente, en comparación con el año anterior debido a que durante el primer trimestre pasado tuvo un mantenimiento mayor programado (actualización tecnológica y ampliación de la capacidad).

En consecuencia, el flujo de fondos del período fue negativo en u$s9,4 millones. ya que continúa con su plan de inversiones y a su vez cumple con todos sus compromisos de deuda financiera a pesar de haber disminuido la cobranza de sus operaciones.

“En términos de liquidez. nuestro efectivo e inversiones a corto plazo alcanzó los u$s113,6 millones, disminuyendo 36,4%, lo cual no le impide continuar con una estrategia activa en el manejo de la liquidez para minimizar la exposición cambiaria y con un financiamiento eficiente para hacer frente a sus compromisos contractuales.

El peso de la deuda

El reporte de YPF Luz también hace referencia, en uno de sus capítulos, a la deuda bruta consolidada de la compañía explicando que disminuyó en u$s82,9 millones respecto al mismo trimestre del año pasado, debido principalmente al pago de los vencimientos de las obligaciones negociables V y VI, como así también a parte de los vencimientos de las cuotas de los préstamos con organismos multilaterales, los cuales fueron solventados mayormente con la liquidez propia de la compañía, manteniendo prácticamente sin cambios la deuda neta.

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Sin embargo, el ratio de endeudamiento neto, medido como la deuda neta sobre el EBITDA ajustado de los últimos 12 meses, aumentó a 2,16 veces, producto de la disminución en el EBITDA durante los primeros tres meses. “Es importante destacar la disminución del costo promedio de nuestra deuda, que se ubicó por debajo del 6%.

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Fecha de publicación: 13/05, 4:06 pm