Maurizio Bezzeccheri es italiano y del sur. Es también Doctor “cum laude” en Ingeniería Química y el actual Country Manager del Grupo Enel en Argentina. Ocupó posiciones gerenciales en varias empresas multinacionales, tiene experiencia en el Lejano y Medio Oriente y Europa. Habló con Energía&Negocios sobre Edesur, las tarifas, la calidad del servicio e inveriones en generación
Háblenos un poco de Enel
Es una empresa del estado italiano que nace en 1964 como producto de la nacionalización de la industria eléctrica italiana. Hacia fines de la década del 90 y principios del 2000 se inicia un proceso de desintegración vertical y se divide la generación, el transporte ,la distribución y se constituyen empresas independientes de estos tres segmentos.
En la segunda fase, que empieza en el 2000, se produce la apertura y competencia del segmento de la generación. A raíz de ese proceso entraron al mercado empresas como Endesa, Edison, EDF, Tractebel, entre otras.
También, en el segmento de la transmisión, se decidió permitir el ingreso de accionistas y, en la distribución, se incorporaron empresas en las grandes ciudades. Es decir, en los tres segmentos comenzó a generarse competencia permitiendo además el ingreso de inversores extranjeros. Pero claro, una empresa dividida tiene un valor distinto al de una empresa unificada, por lo tanto se requería traer inversores ¿Cuál fue la respuesta? la internacionalización.
Es decir, todo el esquema y el conocimiento que teníamos en Italia lo aplicamos en el exterior. Ese es el motivo por el cual Enel empieza su diversificación fuera de Italia. En aquel tiempo yo llegaba de la General Electric, en esa época las empresas eran “multi utilities” . De hecho la primera actividad internacional de Enel fue la compra de una empresa en Estados Unidos que tenia activos renovables en todo el país y tenia un portafolio de desarrollo. Al año siguiente compramos otra compañía que tenía una planta en Costa Rica, en Guatemala y en Chile. Es decir, el primer núcleo internacional de Enel fue en el ámbito de las renovables. También entramos en España, en Bulgaria, en Rumania, Eslovaquia y seguimos con las renovables.
Esto significa que nuestro esquema internacional se desarrolló rápidamente. El proceso siempre continuó y hoy estamos en más de 40 países y en Latinoamérica, particularmente, somos uno de los operadores privados más grandes hemos creciendo por la vía de las adquisiciones.
Esto fue en 2007 cuando compramos Endesa española que nos permitió entrar en Latinoamérica albergando la base de crecimiento de las renovables. Hoy en día estamos en Chile, Perú, Argentina, Brasil, Colombia y con renovables en Uruguay.
En Argentina controlamos Edesur algo así como el 15% de la distribución nacional. Controlamos Central Costanera y Dock Sud y tenemos participación en las centrales del Foninvemem, San Martin, Vuelta de Obligado, Belgrano además de controlar El Chocón más la línea de interconexión Brasil-Argentina, y tenemos participación en Yacylec
¿Cuál es la estrategia para el futuro próximo?
Anunciamos en Londres el plan estratégico para los próximos cinco años. Hasta el 2015 no podíamos tener un plan de inversión para la Argentina pero a partir de 2016 con el nuevo es quema regulatorio pudimos incentivar las inversiones por lo tanto calculamos un flujo de 2.300 millones de euros en los próximos tres años. A pesar de que el plan es a cinco años, pero los primeros tres indican la tendencia.
¿Qué tipo de inversiones?
La estrategia de Enel de los últimos años ha estado enfocada en convertirse de empresa de utilities pura que vende electricidad en una empresa de servicios. Por ejemplo, tanto en Italia como en España vendemos mucha más energía de la que producimos.
Una compañía puede crecer y no sólo en un régimen monopólico. Cuando se abre el mercado, pasamos a ofrecer calidad de servicio superior donde el gran beneficiado al final es el cliente porque tiene un servicio más barato y de mejor calidad.
Esto no puede verse sólo desde la óptica de la empresa. Esta IV revolución Industrial que estamos viviendo está dejando claro que el beneficiario final de todo esto es el cliente. Con la apertura del mercado nuestro principal objetivo es mejorar el servicio.
Apuntamos a la innovación y la sostenibilidad que juntas crean valor. Estos son ejes fundamental es en la estrategia del Grupo, siempre en busca de nuevas soluciones y oportunidades para sus clientes, fomentando el acceso a la energía y el desarrollo en el respeto del medioambiente y las comunidades en las que Enel actúa.
La nuestra se presenta como una “empresa de plataforma” de redes eléctricas que puede llevar a cabo nuevos modelos de plataforma ampliando sus competencias y favoreciendo la puesta en marcha de negocios relacionados con nuevos sectores tecnológicos.
Las líneas de inversiones en todo el mundo que Enel sigue son cuatro: la movilidad (e-mobility), fibra óptica, domótica, además de los servicios de banda ancha, iluminación publica y otros servicios para edificios públicos (e-city y e-industry) que ofrece una serie de servicios de eficiencia energética a nivel de industrias. Además hemos adquirido compañías en Estados Unidos donde existe un mecanismo de mercado que lo permite, ofertar potencia. Por suerte ya no tenemos un ministro que te llamaba y te ordenaba dónde cortar. En realidad en otros mercados esto se puede hacer agregándolo como oferta del mercado.
Ud. sabe que la regulación impide la integración vertical en Argentina pero ustedes están integrados verticalmente…
Participamos en las tres áreas pero son tres entidades distintas. Las actividades que están separadas no impiden la actividad bajo el mismo holding. Son sociedades separadas que tienen su gobernanza separada. Si esto permite tener efectos sinérgicos que benefician al cliente, bienveni-dos sean.
En este momento en Argentina las distribuidoras no compran libremente la energía a los generadores sino que es Cammesa —con un gran conflicto de interés— el que determina el precio.
Cammesa además de ser el regulador del sistema es el comprador único de combustible y el comprador único de energía y eso no favorece el desarrollo.
Creo que tenemos que ir en la dirección de la liberalización de los mercados. Entendemos que estas son las señales que está dando el Gobierno para que Cammesa vuelva a ser el regulador y que los generadores puedan volver a comprar el combustible y que haya un mercado de electricidad, volviendo al régimen anterior, con un mercado mayorista efectivo y verdadero. Creo que hoy tenemos todas las condiciones para que los generadores puedan comprar el combustible conside-rando que la remuneración es por potencia por servicios eléctricos no asociados al combustible. Ahora bien este precio deberá incluir el costo del combustible.
Y la remuneración de la energía por despacho marginal…
Si, el despacho marginal es el output. Puede crear un mercado por curva de costos en los combustibles líquidos y en la parte de gas creo que se puede hacer ya.
El precio estacional que hoy recibe es más alto, lo que permite poder tener un mercado libre. Lo que antes era energía plus ahora se puede aplicar a los activos existentes si consiguen tener contratos bilaterales
En cuanto al servicio no escapa a su conocimiento que Edesur tiene mayor cantidad de reclamos por calidad de servicio que Edenor…
Hay que mirar bien los datos y no el relato. Edesur tiene las 3/4 partes de la Capital. No es posible seguir reflexionando en términos de mitos. Los datos hay que saber leerlos. Soy directo en esto.
Los datos de calidad de servicio se miden con dos parámetros, la duración promedio del corte y la frecuencia. Si miramos estos parámetros hay una diferencia entre Edenor y Edesur.
Los datos de interrupción media por cliente son mas altos en Edesur que en Edenor pero decir que el servicio es malo es leer mal los datos.
¿Por qué?
Porque Edesur tiene 3/4 de la ciudad de Buenos Aires y 12 municipios de la provincia. Distinto es el caso de Edenor que tiene 1/3 de la ciudad y todo el resto es la zona norte. Por otro lado, las redes de Capital Federal son subterráneas mientras que las del norte son aéreas. La distinta naturaleza de las líneas hace que evidentemente si tenemos la mayor parte de los cables enterrados, el tiempo de reposición del servicio será mayor.
El tiempo de indentificación de la falla y reposición, es distinto. Si observamos los datos de frecuencias es mas alto para Edenor respecto de Edesur. ¿Por qué esto? porque la mayoría de las redes son cables, por lo tanto el efecto de las tormentas determinan una frecuenciaa más alta. Si vamos a medir los datos hay que medirlos con reglas homogéneas. Nosotros queremos ser medidos, pero queremos que los datos sean verazmente constatados porque apuntamos a mejorar el servicio. Quiero recordar que la empresa en estos años no tuvo dividendos. Las tarifas no alcanzaban para pagar los salarios, recibían subsidios para pagar los sueldos y además se endeudaba a la empresa.
La tarifa debe ser suficiente como para remunerar los costos, el personal y dar dividendos justos y razonables. Las inversiones se hacían pero endeudaban a la empresa. No solamente no había ganancias sino que se generaban pasivos gigantescos y esto era igual para Edenor y para Edesur. En este escenario, después de todo esto, hoy resulta que son todos ángeles y vienen a reclamar por la calidad del servicio.
El regulador realiza un benchmarking entre empresas…
El benchmarking lo hacemos con el propio Enel. Esta diferencia entre las distribuidoras la hemos estudiado. En Chile tenemos tres horas de corte, en Argentina empezamos con 32 horas, en Italia tenemos 45 minutos y la empresa es la misma. Hoy estamos en 28 horas después de dos años de trabajo porque no teníamos un marco regulatorio que nos diera la oportunidad de invertir y planificar en años.
Este año invertimos $ 3.800 millones. Si por diez años no se invirtió lo que debió invertirse, me pregunto ¿dónde está esta diferencia?.
Por eso la pregunta debe ser otra: si las empresas estuviesen en condiciones iguales ¿cómo podían existir tales diferencias? El gerenciamiento de las compañías no pueden justificar esas diferencias. Pero la diferencia estuvo en la comunicación. Ahora la hemos mejorado incorporando redes sociales e intensificando la con los clientes.
La distribución mira básicamente a la media y baja tensión para responder a los reclamos por los servicios lo que hemos hecho es concentrar las inversiones en las subestaciones transformadoras. En el refuerzo de la media y ahora toca abarcar toda la red de baja. En distribución tenemos un plan de inversiones que estamos cumpliendo. Redujimos los cortes en 2016 también invertimos alrededor de $ 3.000 millones en 2017 y 2018 se verán las mejoras.
Las tarifas otorgadas ¿son adecuadas para mantener ese nivel de inversiones?
Las tarifas son adecuadas y permiten remunerar el nivel de inversiones. Si vemos los números que se han presentado este año son negativos. El aumento de tarifas que se decidió en febrero de 2017 del 50% no es suficiente.
Tenemos un Plan de inversiones de 15.000 millones de pesos para los propios cinco años.
El año pasado con un aumento de tarifa parcial invertimos 2.700 millones de pesos en cables y subestaciones de media y alta tensión lo que determinaron una una mejora en la calidad del servicio teniendo en cuenta la revisión de tarifas encarada por el Gobierno, lo que permite hacer una planificación a largo plazo. Lo que esperamos en 2018 es tener un régimen de 100% de tarifa y la que resulte sea la tarifa de los próximos cuatro años.
¿Es suficiente esa tarifa?
Esta es la tarifa que remunera las inversiones. De hecho no creo que vayamos a distribuir dividendos en los próximos dos años. Todo lo que ingrese será destinado a inversiones para mejorar el servicio. Pero la inversión no es sólo cuantitativa. Si vamos a proceder con la misma filosofía que en años anteriores serán necesarios otros diez años para recuperar un servicio de calidad. Existe un acelerador que es la innovación y tecnología. Una de las novedades que estamos introduciendo en el país son los medidores inteligentes.
Éstos informan las fallas indicando el lugar, todo online sin necesidad de requerir un call center, es decir está en comunicación permanente.
Esto tiene la ventaja de individualizar la falla. Los viejos medidores no permitían detectar el horario de la falla pero los medidores inteligentes sí lo permiten por lo que podríamos tener tarifas diferenciadas por banda horaria.
Estas ventajas las queremos poner en práctica. Hemos importado 15.000 medidores inteligentes y estaremos instalando antes de fin de año unos 5.000. Esta prueba la estamos compartiendo con Edenor.
Enel tiene montado unos 50 millones de medidores inteligentes alrededor del mundo. Ya estamos en la segunda generación de esta tecnología.
¿Cómo es la relación con el sindicato?
Esta tarea nos hemos involucrado con Edenor con quienes venimos trabajando juntos en estos dos años para las negociaciones de paritarias y sindicales. Las discusiones con el sindicato se alimentaban del relato y con fuerte contenido ideológico y con planteos poco factibles.
Sin embargo pudimos encarrilar las conversaciones, encontramos un sindicato dispuesto a escuchar y en estos años hemos conseguido una serie de acuerdos que en el pasado reciente eran impensables.
En 2016 introdujimos en las paritarias la productividad, con mucho coraje por parte del sindicato y este año introdujimos el ausentismo, temas relevantes y encarados como dije con coraje por parte del sindicato porque dejamos el relato de lado y encaramos el tema con datos.
Si el costo laboral con relación a Chile es 3 veces mayor algo tenemos que hacer para hacer más eficiente las operaciones. La razón por la que existimos son los clientes y todo lo que hagamos debe ser en beneficio del cliente. Antes había una gran injusticia en las tarifas, los usuarios del Gran Buenos Aires pagaban 25 mientras que en Córdoba pagaban 300 y esto son datos, datos de la factura.
La Argentina es un país federal y la distribución es de competencia provincial…
Si, pero doña Rosa lo que comprende es que tiene que sacar del bolsillo en Buenos Aires $25 mientras que el quien vive en Córdoba paga $ 300.
¿En qué plazo esperan recuperar la inversiones?
El plazo se determina mediante WACC (Weighted Average Cost of Capital: costo promedio ponde-rado del capital) aquí se determina un wacc que en principio permite amortizar en 10 u 11 años.
La RTI lo que ha definido así y es un método que no sólo se aplica en la Argentina sino en casi todas partes del mundo y se toma en cuenta la duración de la concesión. Una tarifa mas alta lleva a realizar más inversiones pero digo que lo importante no es un tema cuantitativo sino con el mis-mo nivel de inversiones qué calidad de inversiones se realizan para dar un servicio mejor si se incorpora la tecnología.
En el segmento de generación ¿qué inversiones tienen previstas?
Tenemos en el sistema de generación un 30%de hidro un 5% nuclear 65% térmico. El 65% térmico representa unos 34.000 Mw instalados y que por desatino del esquema anterior no han tenido inversiones ni se ha actualizado, por tanto la disponibilidad es del 70%, donde hay muchas turbinas a vapor antiguas y si no han tenido mantenimiento, la generación es costosa en términos de combustible -además del problema que plantea el shift entre gas y liíquidos— sino que esta po-tencia es insuficiente para abastecer la demanda y hasta hoy se compensa con importaciones.
Para Brasil, Uruguay, Bolivia, Paraguay y Chile hay una ventana de oportunidad. Brasil esta pasando un período de ralentización de su economía y podemos tomar hoy esa energía, pero llegará un momento en que ellos retornarán a una senda de crecimiento y cuando llegue ese momento Argentina deberá tener su capacidad de generación lista.
Por eso el Gobierno ha hecho una subasta de generación convencional (Resolución 21) y esto ha llevado a una energía que cuesta mucho porque la subasta de 2016 se movió en torno a motores, aunque se ha hecho también una subasta para los cierres de ciclo con una remuneración mas alta.
Nosotros a principio de año nos presentamos en el llamado a Expresión de Interés de la Secretaía de Energía Eléctrica manifestamos interés en construir un nuevo ciclo combinado en Costanera de 420 Mw.
