Generación Mediterránea (GEMSA) y Central Térmica Roca (CTR) planean emitir dos bonos por hasta 130 millones de dólares en el mercado local para financiar la finalización de las obras de cierre de ciclo de su planta Ezeiza, de 150 MW.
Las empresas del grupo Albanesi esperan colocar en las próximas semanas una obligación negociable (ON) dólar linked con vencimiento en 2026 amortizable mensualmente.
El repago del título se realizará una vez que la planta comience a operar ya que el título estará garantizado con algunos equipamientos, como las turbinas del ciclo combinado, y con el PPA firmado con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) en 2017 y modificado en 2019.
Durante el período de construcción de la planta, se capitalizarán los intereses y recién empezará a abonar los siguientes cuando empiece a generar energía, al igual que lo hará con las amortizaciones.
Según los documentos del nuevo bono, los acreedores sólo podrán ejecutar las garantías en caso de producirse una cesación de pagos y no tendrán acceso a los otros contratos de la compañía o a su flujo de caja, ya que éstos estarán destinados especialmente a cubrir los cupones de las ON internacionales.
GEMSA y CTR también buscarán colocar otro título más largo (hasta 7 años) en el mercado local para cubrir los 130 millones de dólares que necesita para terminar con el cierre de ciclo de Ezeiza.
Esto dependerá de cómo se encuentre el mercado al momento de realizarse la operación. Las compañías analizan que, en ese caso, podrían recurrir a la indexación de la tasa de interés a través del UVA.
En ambos casos, las unidades del grupo Albanesi estiman que podrían pagar tasas de un dígito para la operación, explica una fuente cercana a la operación que prefirió mantenerse en el anonimato.
Las compañías obtuvieron el 30 de junio el consentimiento de la mayoría de los acreedores de sus dos bonos internacionales para incrementar su endeudamiento, como informó Desarrollo Energético.
GEMSA y CTR recibieron el respaldo del 89,72% (301,47 millones de dólares) de los tenedores de su ON de 336 millones de dólares con tasa del 9,625% y del 98,75% (79 millones de dólares) de los de su título de 80 millones con tasa del 15%. Ambos vencen en 2023.
Las empresas 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, como informó Desarrollo Energético.
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