Las empresas de energías renovables entraron en pánico luego de que el Banco Central de la República Argentina (BCRA) volviera a limitar el acceso al mercado cambiario, lo que podría provocarles problemas para pagar sus créditos en el exterior y para recibir los desembolsos que tienen pendientes de instituciones financieras internacionales.
La entidad monetaria estableció a través de la comunicación 7330, del 28 de mayo, que las compañías que cuenten con activos líquidos originados en la formación de activos externos deberán disponer primeramente de esos recursos para el pago de obligaciones con el exterior en lugar de poder comprar los dólares en el mercado local como venían haciéndolo hasta el momento.
“La entidad deberá contar con la conformidad previa del BCRA excepto que cuente con una declaración jurada del cliente en la que deje constancia que al momento de acceso al mercado de cambios la totalidad de sus tenencias de moneda extranjera en el país se encuentran depositadas en cuentas en entidades financieras y que no posee activos externos líquidos disponibles – ordena -. En caso de que el cliente tuviera activos externos líquidos al inicio del día en que accede al mercado de cambios, la entidad también podrá aceptar esta declaración jurada si tiene constancia que tales activos fueron utilizados en forma total durante esa jornada para realizar pagos que hubieran tenido acceso al mercado local de cambios”.
La entidad monetaria tomó la decisión ante la caída en sus reservas internacionales que alcanzaron los 42.589 millones de dólares el 29 de mayo, de los cuales menos de 10.000 millones son de libre disponibilidad, según cálculos de la consultora Ecolatina. Está “volviendo al alarmante nivel que forzó a la gestión anterior a endurecer el cepo tras las elecciones presidenciales”, señala.
La medida perjudica a muchas de las compañías que decidieron acumular fondos en cuentas en el exterior para cubrirse de eventuales turbulencias o restricciones en el país y poder seguir cumpliendo con los vencimientos de las cuotas de sus créditos o los cupones de sus bonos.
Lo que ocurrió en 2002, cuando el gobierno de Eduardo Duhalde prohibió el giro de divisas al exterior, le sirvió de experiencia a las empresas locales, que en esa oportunidad debieron entrar en cesación de pagos ante la imposibilidad de abonarles a sus acreedores extranjeros.
“Todas las empresas tienen fondos guardados en el exterior. Nadie quiere usar esa caja afuera y, por eso, le pedían los dólares al Banco Central para pagar sus deudas. En un país como este, es lógico que lo hagan”, explica un analista del mercado, que conoce de cerca la operatoria de las compañías.
Dentro del sector de energías renovables, firmas como Central Puerto (CEPU), CAPEX, Pampa Energía, YPF, entre otras, estaban resguardando estos fondos en el extranjero y, ahora, deberán utilizarlos para pagar sus deudas antes de poder acceder nuevamente al mercado cambiario local.
“Esta medida nos impacta, definitivamente, porque no teníamos intención de usas los fondos de afuera y esto te fuerza hacerlo”, explica una fuente cercana a CEPU, que ya tiene operando los parques eólicos La Castellana I, Achiras, La Genoveva I y II, Manques, Los Olivos (de 354,83 MW) y está terminando de construir La Castellana II (15,75 MW).
La compañía debe pagar sus créditos por un total de 150,70 millones de dólares a 13 años que obtuvo del BID Invest y la Corporación Financiera Internacional (CFI) en noviembre de 2017 y abril de 2018.
A esto, se le suma el préstamo de 165 millones de dólares con vencimiento en 2022 que le dieron JP Morgan, Morgan Stanley y Citibank para comprar la central térmica Brigadier López en 2019.
Pampa Energía, en tanto, se encuentra en una situación similar. “Tenemos fondos en el exterior. La normativa del Banco Central encarece los pagos de deuda e importaciones. Es injusto que empresas más conservadoras sean castigadas así. O sea, a vos te pagan el dólar 70 pesos y vos tenés que abonar la financiación a 120. Es un desastre”, resalta una fuente cercana a le empresa que opera los parques eólicos Corti, Pampa Energía II y III (de 200 MW) y tiene pendiente de construcción Pampa Energía IV, de 50 MW.
La compañía de Marcelo Mindlin debe hacer frente al préstamo de 104 millones con vencimiento en 2026 que le otorgaron el BID Invest, el Banco Santander, y la sucursal Dubai del Industrial and Commercial Bank of China (ICBC) en 2017.
A su vez, Pampa Energía debe pagar los cupones de sus bonos Serie T de 486,50 millones de dólares con tasa del 7,375% y vencimiento en 2023, Serie I de 687 millones con tasa del 7,50% y vencimiento en 2027 y Serie III de 292,70 millones con tasa del 9,125% y vencimiento en 2029.
El caso de Capex es parecido ya que la compañía que opera los parques eólicos Diadema I y II (de 33,90 MW) cuenta con cerca de 175 millones de dólares en efectivo, muchos de ellos invertidos en títulos a más de un año en los Estados Unidos, que son de líquidos por lo que pueden recurrir a ellos si lo necesitaran, explica el mismo analista.
La compañía tiene que pagar los servicios de la deuda de su título de 300 millones de dólares con tasa del 6,875% y vencimiento en 2024, que emitió en 2017 para financiar la construcción de este proyecto y sus operaciones petroleras.
Daños colaterales
Otro de los puntos de la comunicación del BCRA que preocupa a las empresas de energías renovables es si la entidad monetaria considerará como activos líquidos en el extranjero, para permitirles comprar dólares, los fondos que tienen depositados en cuentas de reserva en el exterior.
Estas cuentas son las que los bancos privados y de desarrollo y las agencias de crédito a las exportaciones (ECA por sus siglas en inglés) les exigieron que abrieran y fondearan como garantía de los préstamos que les otorgaron bajo la modalidad de project finance para la construcción de sus proyectos, la mayoría de los cuales ya están en operación.
La normativa del BCRA establece que “serán considerados activos externos líquidos, entre otros: las tenencias de billetes y monedas en moneda extranjera, disponibilidades en oro amonedado o en barras de buena entrega, depósitos a la vista en entidades financieras del exterior y otras inversiones que permitan obtener disponibilidad inmediata de moneda extranjera (por ejemplo, inversiones en títulos públicos externos, fondos en cuentas de inversión en administradores de inversiones radicados en el exterior, criptoactivos, fondos en cuentas de proveedores de servicios de pago, etc.)”.
Desde que se conoció la medida, se desató el caos en las compañías del sector ya que empezaron a lloverles consultas de los bancos que les habían otorgado los créditos y, a su vez, sus directivos se la pasaron hablando con los abogados para saber qué responderles.
Ninguna de las empresas de energías renovables (ni de otros sectores que están en la misma situación) tiene en claro aún cuál será el criterio que adoptará la entidad conducida por Miguel Pesce al respecto y esperan que emita en la semana una comunicación aclaratoria, luego de las consultas que le realizaron y le presentarán en los próximos días.
“No estamos contentos con la normativa, que nos ha generado muchas preguntas de los bancos, que no podemos responder porque eso lo tiene que decir el Banco Central. Son reservas de garantía de las deudas. Sino es de libre disponibilidad, no es mío”, explica Walter Lanosa, CEO de Genneia.
Una segunda fuente cercana a Central Puerto concuerda y agrega que “de todos los aspectos de la regulación ese es el más fácil de resolver. Es un problema. En general, se trata de cuentas prendadas con los cual no son de tan libre disponibilidad. Es un gris. Hay que ver qué aclaraciones sacan al respecto”.
La más complicada con este punto es Genneia, que opera los parques Puerto Madryn, Villalonga I y II, Chubut Norte, Pomona I y II, Rawson I, II y III, Trelew y Vientos Necochea (603,90 MW), ya que cuenta con cuatro créditos de este tipo.
El primero, de 142 millones de dólares con vencimiento a 16 años, le fue otorgado por KfW Ipex-Bank GmbH y Deutsche Investitions und Entwicklungsgesellschaft (DEG), y está garantizado por Euler Hermes Group.
A su vez, obtuvo otro de 132 millones a 15 años del Banco Latinoamericano de Desarrollo (CAF), EKF Denmark, Sumitomo Mitsui Banking Corporation (SMBC) y Netherlands Development Finance Company (FMO).
El tercero, de 51 millones de dólares con vencimiento a 15 años, le fue otorgado a la UTE Genneia y Centrales de la Costa Atlántica SA (CCASA) por FMO y está garantizado por la ECA danesa.
Finalmente, obtuvo otro de 131,50 millones de dólares a 15 años, junto Pan American Energy (PAE), de KfW, respaldado por Euler Hermes, para la construcción de los parques Chubut Norte III y IV, que actualmente están en obra.
Genneia, en tanto, emitió un bono de 500 millones de dólares con tasa del 8,75% y vencimiento en 2022 para respaldar el desarrollo de buena parte de sus proyectos de energías renovables.
En una situación similar se encuentran Aluminio Argentino (Aluar), Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), Central Puerto, Total Eren, YPF Luz, Pampa Energía y Xinjiang Goldwind Science and Technology.
Todas ellas aún están manteniendo conversaciones con sus equipos legales, según le hicieron saber Desarrollo Energético. Desde la unidad energía de la petrolera controlada por el Estado, señalan que “las garantías no cuentan dentro de la normativa del Banco Central” pero igual están analizando el tema.
YPF Luz, que opera el parque eólico Manantiales Behr (100 MW) y está construyendo Los Teros I y II y Cañadón León I y II (291,35 MW), obtuvo en enero un crédito de 150 millones de dólares a 15 años de BNP Paribas Fortis y la US International Development Finance Corporation (DFC), garantizado por Euler Hermes.
A su vez, recibió un préstamo de la ECA finlandesa Finnvera, que le fue otorgado para levantar la central térmica Manantiales Behr, de 57,40 MW. Finalmente, la compañía emitió un bono de 400 millones de dólares con tasa del 10% con vencimiento en 2026 en julio del año pasado.
Por su parte, Aluar, que opera el Llano I, II y III (de 164,80 MW), obtuvo un crédito con amortización trimestral de 56,70 millones a 15 años con vencimiento en 2035 de EKF Denmark y Citibank y otro de 66 millones de dólares a 2034 con las mismas entidades.
PCR, que controla los parques Del Bicentenario I y II (121,60 MW) y está construyendo El Mataco y San Jorge (200 MW), cuenta con un crédito de 108 millones de dólares a 15 años de la Bid Invest, KfW y EKF Denmark.
A su vez, Total Eren, que está desarrollando los proyectos Malaspina y Vientos Los Hércules (147,60 MW) obtuvo un préstamo de 104 millones a 16 años de KfW, FMO, garantizado por Euler Hermes y otro de KfW, DEG y FMO al mismo plazo, con respaldo de la ECA alemana.
Finalmente, Goldwind, que opera Loma Blanca II (50 MW) y se encuentra construyendo Loma Blanca I, III, IV y Miramar (298 MW), cuenta con un crédito de 300 millones de dólares a 14 años con el ICBC, el HSBC Bank y la sucursal china del Citibank, con el aval de China Export and Credit Insurance Corporation (Sinosure).
Estas restricciones impuestas por el BCRA podrían paralizar los desembolsos que los bancos deben hacerles a las empresas que aún están en obra, lo que podría poner en riesgo la continuidad de los proyectos.
YPF Luz aún debe recibir 70 millones de dólares del crédito de 150 millones a 15 años que le otorgaron de BNP Paribas Fortis y DFC, garantizado por Euler Hermes para desarrollar Cañadón León, en la provincia de Santa Cruz.
En tanto, la UTE Genneia-PAE espera de KfW los montos de finales del “take over” de los parques Chubut Norte III y IV que deben desembolsarse cuando estén terminadas las obras, algo que podría ocurrir en el tercer trimestre.
Goldwind podría encontrarse en una situación similar, pero desde la compañía china prefirieron no hacer comentarios al respecto ante la consulta de Desarrollo Energético.
Otros problemas
La comunicación del BCRA también provocó otros inconvenientes a algunas de las compañías de energías renovables ya que estableció restricciones para comprar dólares para pagar préstamos con empresas relacionadas y para importaciones.
La entidad monetaria estableció que “hasta el 30 de junio de 2020 se requerirá la conformidad previa del BCRA para el acceso al mercado de cambios para la cancelación de servicios de capital de endeudamientos financieros con el exterior cuando el acreedor sea una contraparte vinculada al deudor”.
Esto le genera complicaciones a las compañías extranjeras con operaciones en la Argentina que están fondeando la construcción de sus proyectos en el país con créditos que le otorgó su casa matriz, mientras negocian para obtener un préstamo del exterior.
Uno de estos casos es el de Scatec Solar, que está desarrollando parte del parque solar Guañizul II A, de 100 MW, en San Juan, con un desembolso de 60 millones de dólares de su controlante Equinor, que esperaba cancelar cuando obtuviera uno de 77 millones de CFI.
“Tenemos una deuda con nuestros accionistas en Noruega y con estas restricciones no podemos pagar y con el contado con liqui duplicás los costos financieros. Esta medida implica: ‘no te voy a autorizar a comprar los dólares’”, explica una fuente cercana a la empresa.
Finalmente, el BCRA dispuso nuevas medidas para el acceso de las empresas al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC) con el propósito de ordenar el pago de obligaciones por la importación de bienes, por lo que deberán solicitar autorización previa para poder comprar dólares para el pago de obligaciones comerciales con el exterior si redujeron el monto vigente al 1 de enero de 2020.
Esta también se ha convertido en una complicación para las compañías de energías renovables que aún se encuentran construyendo sus proyectos ya que les restringe el acceso a la adquisición de divisas para abonarle a sus proveedores en el extranjero, lo que podría paralizarles las obras.
“Tengo que pagarle la parte final de la deuda que tenemos con el fabricante de los trackers y al que hizo la subestación y no sé si nos van a dejar comprar los dólares que necesitamos y no podemos abonarles directamente desde noruega por cuestiones impositivas”, concluye la misma fuente.
Por Hernán Dobry