Mendoza Energy Summit
Las compañías de generación eléctrica suelen definirse por lo que producen: megavatios instalados, parques en operación, contratos de venta. En el panel de generación eléctrica y renovables del Mendoza Energy Summit, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, habló más de lo que su compañía no hace y de lo que empieza a considerar necesario hacer. "Nosotros somos puros generadores, pero hay que colaborar con ese pasito hacia adelante", dijo. Ese paso, explicó, es desarrollar infraestructura, "porque la demanda necesita infraestructura".
La demanda de la que hablaba es la minería. Y el razonamiento que lo llevó hasta ahí se fue armando a lo largo de un panel que compartió con Bernardo Andrews, CEO de Genneia, y Cristian Azar, presidente del EPRE, bajo la moderación de Manuel López, jefe de gabinete del Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza. La mesa giró en torno a la contractualización y la demanda minera, pero en el caso de Mandarano el hilo conductor fue otro: lo que falta construir entre el parque y la mina.
El diagnóstico: cuellos de botella
Andrews había abierto la conversación con una advertencia. Los generadores pueden invertir en protecciones y ayudar a estabilizar el sistema, dijo, "pero nada de eso reemplaza la infraestructura". Mandarano la retomó y le agregó precisión. "Tenemos que trabajar en liberar cuellos de botella, que son los de transmisión y estabilidad", planteó.
El motivo es el perfil de consumo del cliente que se viene. "La minería, como todos sabemos, son proyectos que consumen 24 por 365, y el sol no está 24 por 365", dijo. La conclusión fue que la solar sola no alcanza: hace falta combinarla con generación térmica, y el gas natural es "el que complementa eficientemente" esa oferta.
El propio parque de YPF Luz en Mendoza ilustra el punto. Según el Gobierno provincial, El Quemado tiene un factor de capacidad estimado de 31,4%. Es un valor alto para un parque fotovoltaico, pero implica que, en promedio, el parque entrega energía equivalente a menos de un tercio de su potencia durante el año. Una mina necesita el ciento por ciento, de día y de noche.
El argumento tenía también una dimensión económica, que Mandarano presentó como una responsabilidad de los generadores. "Si vamos a cobrarle cualquier cosa de energía a los mineros, les bloqueamos el proyecto", advirtió. Que la energía sea viable para la minería, en su lectura, no depende solo del precio del contrato sino también de la red que la lleva hasta el yacimiento.
El Quemado como antecedente
La primera pregunta de López apuntó a El Quemado, el parque solar de YPF Luz en Mendoza, que fue el primer proyecto aprobado bajo el RIGI y ya opera al 100% de su capacidad. Mandarano recordó que la compañía lo presentó cuando "no sé si había pasado una semana" desde la puesta en marcha del régimen. La presentación formal al sistema de adhesión del Ministerio de Economía se hizo en octubre de 2024. También fue el primer proyecto RIGI en operación completa, con los beneficios de importación y de IVA aplicados "como estaba previsto".
Los números del parque explican por qué fue la vidriera del régimen. Tiene 305 MW de potencia instalada, demandó una inversión de US$ 220 millones y ocupa 620 hectáreas en Las Heras. Se construyó en dos etapas, una de 200 MW y otra de 105 MW. Su equipamiento incluye más de 511.000 paneles bifaciales, 5.800 trackers, 1.170 inversores y 40 centros de transformación, y concentra más del 11% de la capacidad solar instalada en la Argentina. Con su entrada en servicio, Mendoza superó los 700 MW de energía solar instalada. Para Mandarano, además, fue el parque que llevó a YPF Luz a superar el gigavatio de potencia renovable.
Pero lo que más subrayó del proyecto fue el método. El Quemado, dijo, es resultado de la colaboración con EMESA, y eso es "parte de lo que nosotros creemos en los proyectos de infraestructura". La empresa provincial formuló el proyecto originalmente, luego lo vendió a YPF Luz y acompañó todo el desarrollo. "Después competimos", aclaró Mandarano, "pero con los actores con los que no competimos tenemos que trabajar en forma colaborativa".
Ese trabajo conjunto incluyó a la Aduana. Como era el primer proyecto del régimen, hubo que adecuar los procedimientos para que los equipos se importaran sin derechos, y "desde la Aduana de Nación y la Aduana de Mendoza se trabajó en conjunto". También a los organismos provinciales: EMESA, el EPRE y la ministra estuvieron a disposición para destrabar los problemas que surgen "en las comunidades, en las conexiones, en los permisos". Para un proyecto de esta escala, el tiempo es dinero. "Cuando uno va lanzado en este tipo de proyectos, cualquier tipo de demora implica costos", dijo. Las conexiones de las que hablaba no son menores: el parque se vincula al Sistema Argentino de Interconexión a través de una nueva subestación transformadora, una obra de infraestructura propia dentro del proyecto de generación.
En esa experiencia está el antecedente de lo que Mandarano propone para la minería. YPF Luz opera 18 activos en 8 provincias y trabaja en proyectos tanto de generación como de infraestructura. Para dar el paso que describe, habló de hacerlo "con gente que sabe, con equipos que conozcan", y eventualmente en asociaciones con otras empresas.
Baterías para ganar tiempo
La discusión sobre almacenamiento mostró el mismo criterio. YPF Luz tiene en obra el proyecto de baterías de Central Dock Sud, que está al 97% de avance y debe entrar en operación antes del 26 de noviembre. "Creemos que eso se va a cumplir", afirmó Mandarano. Según la memoria de la compañía, el sistema se instala en una de las centrales de ciclo combinado más eficientes del AMBA y tendrá 90 MW de potencia. El proyecto fue uno de los ganadores de AlmaGBA, la primera licitación pública e internacional de almacenamiento stand-alone del país, que adjudicó 10 proyectos por 667 MW.
Andrews había celebrado las últimas licitaciones de almacenamiento como prueba de que las baterías llegaron para quedarse. Mandarano fue más cauto. Las describió como un componente que estabiliza el sistema y compensa picos puntuales de demanda, pero "no es la solución de largo plazo". "La batería se carga en un momento y se descarga en otro, con lo cual en algún momento tenés que tener la energía para cargarla", explicó.
Si igual se invierte en ellas, es por un problema de plazos. "Hoy, si querés comprar turbinas térmicas, te las entregan en el año 2032", dijo, por la demanda mundial que generan los data centers. Las baterías, en ese contexto, sirven para salir rápido a cubrir una demanda que crece. "En el largo, yo creo que hay que mirar las turbinas". Es la misma lógica que aplica a la minería: el almacenamiento resuelve el corto plazo, pero no reemplaza la infraestructura de fondo.
La otra infraestructura: la regulatoria
En la última ronda, Mandarano amplió la idea de infraestructura hacia el marco normativo. Retomó la agenda que había presentado Azar, con generación distribuida, electromovilidad y compras en bloque de las distribuidoras bajo la Resolución 400. Esa norma fue publicada por la Secretaría de Energía el 21 de octubre de 2025 y aprobó las reglas para la normalización del Mercado Eléctrico Mayorista y su adaptación progresiva. "La regulación eléctrica falló, desde el año '92, con la contractualización de las distribuidoras", dijo Mandarano. Solo hubo dos contratos, en la privatización de Edesur y Edenor, "y después no funcionaron".
La paradoja es que su propio proyecto de baterías ya se apoya en ese cambio. En AlmaGBA, los contratos se firman directamente con Edenor y Edesur, con CAMMESA como garante de pago de última instancia. Es el tipo de vínculo con las distribuidoras que, según Mandarano, el sistema no logró sostener durante tres décadas.
La actualización que encara Mendoza, dijo, va en la dirección correcta. "La electromovilidad en los '90 no existía, la batería no existía, el panel solar no existía, la generación distribuida no existía". Un marco que no contempla esas tecnologías es, en su lectura, otro cuello de botella.
También hubo lugar para la competencia, con humor. Los parques solares son modulares, dijo, y siempre se puede esperar a que el de Genneia entre en operación "y al día siguiente le hacemos 500 más". Después lo dijo en serio: la generación es un mercado de competencia, y "cuanto más compitamos, mejor para la demanda".
En el cierre, Mandarano volvió al tema que había atravesado toda su intervención. Está en la compañía, dijo, "generar los mejores servicios de energía, incluida la infraestructura, para que la industria se desarrolle". Esta vez incluyó la infraestructura en la definición de lo que YPF Luz vende. Si esa idea se sostiene, el próximo hito de la compañía en Mendoza tal vez no sea un parque, sino la línea que lo conecte con una mina.