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7 agosto, 2022
Energía Finanzas

Buscan financiar las obras de una central térmica

Albanesi busca construir la planta de cogeneración Arroyo Seco, en la provincia de Santa Fe, que está paralizada desde 2018.

La liquidez que existe en el mercado argentino, la falta de alternativas de inversión y la posibilidad de hacerse de un seguro de cambio para contrarrestar la constante desvalorización del peso ha generado una oportunidad de financiamiento local para empresas que buscan desarrollar proyectos en el país.
Muchas compañías, entre ellas Albanesi, están intentando aprovechar el combo que incluye emitir bonos dólar linked, anclados a sus ingresos también atados a la moneda estadounidense, que son adquiridos en su mayoría por el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS).
El fideicomiso que maneja la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES) está obligado a destinar entre el 5 y el 50% de su capital en proyectos productivos, inmobiliarios o de infraestructura a mediano y largo plazo en el país, según lo establece el inciso L del artículo 74 de la ley 24.241.
Si el FGS participa de la operación, la empresa colocadora tiene asegurado el éxito porque suele llevarse gran parte de las obligaciones negociables (ON) emitidas, ya que ofrece volumen y precios más competitivos que el resto, explica una fuente del mercado energético que conoce de cerca el mercado financiero local.
Esto también les permite a las compañías rechazar otras propuestas más caras provenientes de inversores institucionales. Para esto, primero deben elevar los proyectos a las autoridades de la ANSES y convencerlas de que los aprueben y se sumen a la transacción.
Esta veta la han venido aprovechando a lo largo del último año compañías como Aeropuertos Argentina 2000, Pan American Energy, YPF, MSU y Generación Mediterránea (GEMSA), entre otras.
Con esta experiencia a cuestas, Albanesi apuesta a esta alternativa para intentar construir la planta de cogeneración Arroyo Seco, de 133 MW, en la provincia de Santa Fe, que está paralizada desde 2019, cuando se le cerraron las puertas del exterior para conseguir los 115 millones de dólares (IVA incluido) que aún necesita para llevar adelante las obras.
Para esto, su equipo financiero buscará negociar en los próximos meses con el FGS para convencerlos de participar en la colocación de unos 90 millones de dólares en bonos dólar linked con vencimiento promedio en cinco años que pretende realizar antes de fin de año.
“Sin la ANSES no hay transacción. El objetivo es cerrar el financiamiento a lo largo de este año para poder arrancar con la construcción de la planta a comienzos de 2022”, afirma la fuente
En julio de 2021, GEMSA, una de las unidades de Albanesi, emitió dos bonos dólar linked por un total de 130 millones de dólares a 5 y 8 años con tasas del 6,50% y 7,75%, respectivamente, para financiar el cierre de ciclo de la Central Térmica Ezeiza, en la provincia de Buenos Aires.
Diez meses más tarde, realizó una operación similar en la que colocó 125 millones de dólares en ONs dólar linked a 5 y 10 años (con cinco de gracia) con tasas del 3,50% y 6,50%, respectivamente, y una atada a la UVA a cinco años y tasa del 0% para respaldar un proceso similar en su planta Modesto Maranzana, en Córdoba.
En ambos casos, el FGS cumplió un rol fundamental para que las transacciones resultaran exitosas, al punto de que recibieron ofertas por 160 y 143 millones de dólares respectivamente, que superaron los fondos que buscaban.
Para los 20-30 millones de dólares restantes que necesita para construir Arroyo Seco, Albanesi analiza recurrir a la empresa Louis Dreyfus Company para que le preste el dinero. Para pagárselo, le ofrecerá descontarlo del contrato de provisión de vapor que firmaron en 2017, que entrará en vigencia cuando la planta comience a funcionar, explica.
Esta es una opción que beneficiaría a ambas partes ya que a la compañía le permitirá mejorar su productividad ya que podrá reducir un 15% el monto de gas natural que consume para el proceso de trituración de la soja, que representa un 40% de sus costos de producción.
En tanto, Albanesi podrá completar el financiamiento que precisa para la construcción de la planta de cogeneración y, empezar a recibir los fondos correspondientes al contrato de venta de energía que tiene con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (Cammesa) una vez que empiece a operar.
Las obras se realizarán en dos etapas y requerirán de entre 18 y 24 meses para estar terminadas, por lo que podría estar funcionando en su totalidad entre el segundo semestre y finales de 2024 si comenzara con los trabajos a principios de 2023.
En la primera fase, se levantarán las instalaciones de ciclo abierto, que generará electricidad mediante dos turbinas de 54 MW cada una impulsadas a gas natural. Esto llevará entre 12 y 15 meses.
Una vez terminados estos trabajos y con la planta ya generando electricidad, se iniciará la segunda etapa, que consistirá en la instalación de las caderas y la turbina de vapor, de 25 MW, para convertirla en una central de cogeneración. Estos trabajos requerirán de entre 6 y 12 meses para estar listos.
El desarrollo completo del proyecto precisará de una inversión total de 175 millones de dólares, de los cuales ya había desembolsados cerca de 60 millones en 2018, antes de que se paralizara el proyecto por falta de fondos.
Para respaldar esa etapa y otras tareas, su unidad, Generación Centro, había recibido, un préstamo de 65 millones de dólares con vencimiento en 2024 de parte de Credit Suisse y UBS Securities, Banco Hipotecario, Banco de Crédito y Securitización (BACS) y Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE).
A la compañía, le quedó un saldo impago de 51,22 millones de dólares que fue transferido a GEMSA, cuando ésta absorbió la empresa en enero de 2021. Finalmente, el monto del crédito fue canjeado por un bono internacional con tasa del 9,625% y vencimiento en 2027.
Con estos fondos, Albanesi había pagado las dos calderas de recuperación de calor residual que le compró a Vogt Power International y una turbina de vapor SST-300, de 25 MW, a Siemens. Todos estos equipamientos ya fueron entregados y están disponibles para ser utilizados en la obra.
Aún, le queda pendiente abonarle unos 30 millones de dólares a la fabricante alemana para recibir las dos turbinas de gas SGT800, de 54 MW cada una, que potenciarán la central térmica para generar la electricidad.

Un camino cuesta arriba
Generación Centro había sido adjudicada con un PPA a 15 años de 20.800 dólares por MW el 25 de septiembre de 2017 para construir la central de cogeneración en la licitación que había realizado el por entonces Ministerio de Energía y Minería de la Nación.
El proyecto incluía la venta de la energía a Cammesa y del vapor a la planta de trituración de soja de Louis Dreyfus Company, ubicada en la localidad santafecina de Arroyo Seco.
Tras la firma del PPA, la empresa se abocó a conseguir los equipamientos necesarios para construir la central de cogeneración y el financiamiento que le permitiera llevar adelante las obras.
Sin embargo, todo este proceso se paralizó al año siguiente cuando el presidente de Albanesi, Armando Loson fuera encarcelado y luego liberado, acusado de pagar coimas al gobierno de Cristina Kirchner para obtener contratos de energía.
A esto, se le sumó la crisis financiera que se desató en el país durante 2018, lo que hizo que a la compañía le resultara casi imposible conseguir todos los fondos que precisaba para desarrollar sus proyectos. Por eso, prefirió focalizarse en los cierres de ciclo de sus centrales térmicas Modesto Maranzana y Ezeiza y dejar de lado Arroyo Seco.
Una de las alternativas que analizó fue vender su unidad Generación Centro, para lo que contrató a un asesor financiero que la ayudaría a identificar potenciales compradores que pudieran construir la planta.
Central Puerto, YPF Luz y Pampa Energía, fueron algunas de las empresas que se mostraron interesadas en el proyecto, pero finalmente ninguna presentó una oferta que convenciera a Albanesi. “Llegaron a ofrecernos un millón de dólares por la planta, algo que, obviamente, rechazamos”, destaca la misma fuente.
Ante este panorama, la compañía buscó como solución estirar la fecha de inicio de operaciones comerciales (COD por sus siglas en inglés) estipulada en el contrato con la esperanza de que la situación financiera argentina mejorara y pudiera obtener los fondos necesarios para la obra en un futuro cercano.
El gobierno de Mauricia Macri le ofreció el 2 de septiembre de 2019 recortarle tres años la duración del PPA (de 15 a 12 años) a cambio de postergarle hasta el 11 de julio de 2022 la entrada en funcionamiento de esta planta térmica y de los ciclos combinados de Modesto Maranzana y Ezeiza.
Sin embargo, de poco sirvió esto en medio de la profundización de la crisis financiera, el cepo cambiario y la cesación de pagos que se generaron al final de la administración de Cambiemos tras la derrota en las PASO y en las elecciones presidenciales, a lo que se le sumaron las turbulencias por la asunción de Alberto Fernández.
Finalmente, la compañía logró renegociar nuevamente el PPA el 2 de marzo. Esta vez consiguió que se eliminaran las penalidades por incumplimiento de los diferentes hitos, que le sumaran cinco años al contrato y que se estableciera el 25 de abril de 2024 como nuevo COD. A cambio, le redujeron la tarifa a 17.500 dólares por MW.

Perspectivas a futuro
Más allá del trabajo que deberá hacer para conseguir los fondos necesarios para construir la planta de cogeneración Arroyo Seco, Albanesi tendrá que salir a refinanciar también parte los vencimientos de su deuda internacional que tiene por delante en 2023.
Por un lado, la compañía buscará postergar el pago del remanente de 67,20 millones de dólares de su bono con tasa del 9,625% que finaliza el 27 de julio de 2023. Para esto, intentará reabrir el canje que había realizado el 26 de noviembre de 2021 y les ofrecerá a los inversores entregarles a cambio su ON a 2027.
Para eso, deberá convencer a dos acreedores institucionales que tienen el 60% de esos títulos, unos 40 millones de dólares, ya que los otros 25 millones están en manos de tenedores minoristas, explica la misma fuente.
Otro de los objetivos financieros que deberá afrontar la empresa es tratar de cancelar los vencimientos de cerca de 65 millones de dólares que tiene durante 2023 de una de sus obligaciones negociables y deuda comercial.
Albanesi, a través de GEMSA y Central Térmica Roca (CTR), tiene amortizaciones de capital entre febrero y mayo por 34,80 millones de dólares de la ON Clase II, que paga una tasa del 15%.
A su vez, la empresa deberá cancelar vencimientos por 31 millones de dólares entre marzo y junio correspondientes al préstamo comercial y financiero que tiene con BLC Capital, que abona una tasa del 12%.
Para esto, maneja dos alternativas. La primera es emitir bonos denominados en dólares a mediano plazo en el mercado local y, con esos fondos, abonarles a sus acreedores. “Queremos juntar la plata para pagarlos, porque tienen tasa cara pero los inversores quieren que lo refinanciemos”, explica la fuente.
En caso de que la empresa decida volcarse por esta última opción o porque no consigue los fondos en el mercado, deberá postergar al menos un 60% del monto total para que el Banco Central de la República Argentina (BCRA) le dé el 40% restante en efectivo para pagarles a los acreedores.
Sin embargo, estos porcentajes podrían incrementarse al 70%, ya que es el piso que la entidad monetaria local le está exigiendo informalmente a las empresas (IRSA, Pampa Energía, entre otras) que están intentando refinanciar sus vencimientos de 2023 en la actualidad.

Por Hernán Dobry

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