Generación Mediterránea (GEMSA) y Central Térmica Roca (CTR) buscan el consentimiento de sus acreedores para incrementar su endeudamiento y, así, poder terminar con el cierre de ciclo de su planta Ezeiza, de 150 MW.
Las empresas del grupo Albanesi precisan que la mayoría de los tenedores de su bono de 336 millones de dólares con tasa del 9,625% y los del de 80 millones con tasa del 15%, ambos con vencimiento en 2023, aprueben la enmienda de sus respectivos prospectos para permitirles salir a buscar fondos para continuar con el proyecto que se encuentra semiparalizado desde hace casi dos años.
Como endulzante, les están ofreciendo un pago en efectivo de 2,50 dólares por cada 1.000 de sus títulos a quienes decidan confirmar su voto de apoyo antes del 24 de junio, cuando vence el plazo para prestar conformidad. El desembolso se realizará diez días hábiles después de la aprobación de los cambios.
La asamblea de bonistas se realizará en Buenos Aires el 30 de junio. Allí, las empresas deberán conseguir, al menos, que los titulares del equivalente al 60% del circulante de su obligación negociable (ON) con tasa del 9,625% (201,60 millones de dólares) se presenten en el acto para poder obtener quorum.
De lograrlo, precisará que un mínimo del 51% de esos acreedores (102,82 millones) se muestre a favor de permitirle incrementar el endeudamiento para que la propuesta sea aprobada y, así, continuar con el proceso de cierre de ciclo de su planta Ezeiza.
En caso de no obtener el quorum necesario para sesionar, las empresas deberán convocar a una nueva asamblea, que se realizará una semana después, en la que necesitará de tan solo el 30% del circulante de su bono (100,80 millones de dólares) para habilitar el tratamiento de la propuesta, que será refrendada con el 51% de los votos (51,41 millones).
Las unidades de Albanesi precisan conseguir un máximo de 150 millones de dólares para sumarle 154 MW a la actual planta de Ezeiza mediante la instalación de una turbina adicional Siemens SGT-800 de combustible dual de 54 MW, dos de vapor Siemens SST-600 de 50 MW y cuatro calderas de recuperación de calor VOGT Power International.
Los fondos serán destinados a pagar deudas contractuales de GEMSA por un total de 93 millones de dólares contraídas para la adquisición y construcción de la planta, el saldo de 20 millones de dólares que tiene pendiente con Siemens por la compra de equipos y, el resto, para financiar el montaje y puesta en marcha del proyecto y otros costos auxiliares.
El primer objetivo de las compañías es conseguir 130 millones para llevar adelante la obra ya que esperan negociar con la firma alemana una postergación de su deuda por al menos 10 millones de dólares para evitar tener que obtener una cifra más elevada en el mercado, sostiene una fuente que conoce de cerca las negociaciones.
GEMSA y CTR aún están analizando qué tipo de instrumento utilizarán para obtener todo ese dinero. Para eso, vienen manteniendo conversaciones con bancos locales por un crédito sindicado o para lanzar una ON en el país.
En cualquiera de los dos casos, el objetivo es que el financiamiento sea en pesos tanto bajo el formato dólar-linked como indexado con la tasa Badlar o con las UVA. “Queremos un producto sea diferente a lo que hay en el mercado actualmente”, sostiene la fuente.
Más allá de cuál sea el instrumento que escojan, el objetivo es que el vencimiento ponderado promedio sea de entre 3,5 y 7 años, con un mínimo de 48 meses. De contar con amortizaciones, el inicio de los desembolsos no se realizará hasta que los trabajos estén terminados y la planta se encuentre en funcionamiento y generando flujo de caja.
Las compañías estiman que las tasas estarán por encima del 5%, ya que es en el nivel que se negocian sus bonos actualmente y, en este caso, tendrán riesgo de construcción de la planta implícito para su repago, explica la misma fuente.
Con el inicio de operaciones de ciclo combinado de Ezeiza, GEMSA y CTR esperan incrementar en 46,50 millones de dólares anuales su EBITDA, lo que le permitiría alcanzar cifras totales para sus operaciones cercanas a los 194,40 millones. Esto superaría en un 31,40% los 147,90 millones que estima obtener este año.
Según la calificadora de riesgo FixScr, ambas empresas tendrán un flujo de fondo libre positivo de entre 35 y 40 millones de dólares anuales entre 2021y 2024 que será destinado a reducir gradualmente deuda financiera y/o a mejorar su liquidez. En ese período, en tanto, su endeudamiento se reduciría gradualmente de 4 a 3,50x y la deuda financiera de 600 a 440 millones.
“En caso de realizar las inversiones en los proyectos de cierre de ciclo o de cogeneración, los mismos se tratarán como un proyecto de inversión separando el endeudamiento y los flujos”, destaca su directora asociada Gabriela Curutchet, en un informe.
La entrada en funcionamiento de la planta “permitirá mejorar su eficiencia operativa y reducir los costos de generación del sistema, aumentando los factores de despacho promedio por encima del 75%, en línea con otras centrales de ciclo combinado del sistema de generación eléctrica argentino”, señala la empresa en los documentos presentados a sus acreedores.
Sin embargo, estas cifras son inferiores a las que establecía el contrato adjudicado en la licitación de Eficiencia Energética en octubre de 2017. Ambas compañías debieron resignar cinco años de PPA porque tuvieron que renegociar la fecha de inicio de operaciones comerciales (COD por sus siglas en inglés) con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) en octubre de 2019 porque no podían cumplir con la establecida originalmente.
De esta forma, obtuvieron una postergación del plazo hasta 6 de diciembre de 2022, pero, a cambio, cobrarán 33,50 dólares por MWh durante diez años a partir de que comience a generar electricidad, que estiman que será en algún momento de 2023.
Las negociaciones también incluyeron una cláusula de penalidad que establece que, si las compañías no cumplen con ese COD, el contrato comenzará a regir ese mismo día por lo que cada vez les quedará menos tiempo para recibir fondos por la energía que generen.
Hasta el momento, las empresas llevan invertidos en Ezeiza 66 millones en la adquisición de algunos de los equipos y la finalización de ciertas obras de ingeniería relacionadas con el cierre de ciclo.
El año pasado, usaron parte de los fondos obtenidos en la colocación de su bono privado de 80 millones de dólares con tasa del 15% y vencimiento en 2023 para abonarle a Siemens una parte de la deuda y, así, pudieron liberar la entrega de los equipos para ambos ciclos combinados que deben llegar al país, como informó Desarrollo Energético.
A su vez, están financiando parte de los 105 millones dólares que precisan para la adquisición de las turbinas y la caldera de recuperación de vapor de las dos centrales con el préstamo de 61,20 millones y vencimiento en 2023 que le otorgó BLC Asset Solutions en 2018.
En la negociación por la extensión del COD con CAMMESA, GEMSA y CTR incluyeron también a los otros dos proyectos que tienen pendientes por desarrollar: el cierre de ciclo de la central Modesto Maranzana (113 MW adicionales), en la provincia de Córdoba, y la construcción de la planta de cogeneración Arroyo Seco, de 125 MW, en de Santa Fe.
Las conversaciones para obtener el fondeo de 120 millones de dólares para realizar las obras en la primera quedarán para después de que las empresas logren refinanciar sus bonos de 336 y 80 millones de dólares con vencimiento en 2023, tarea en la que sus directivos vienen trabajando desde comienzos de año y que podría estar lista durante 2022.
Por Hernán Dobry