Genneia planea seguir aumentando su presencia en el mercado de energías renovables en la Argentina, aunque a un ritmo más lento que el de los últimos años y más focalizado en proyectos solares.
La empresa tiene en carpeta al menos 400 MW para listos para comenzar a desarrollar, que incluyen eólicos por 100 MW, en la provincia de Buenos Aires, y fotovoltaicos por 300 MW en la de San Juan, afirma una fuente cercana a la compañía.
Esto implica una inversión cercana a los 450 millones de dólares, ya que el precio de construcción de los parques solares está en aproximadamente 800.000 dólares por MW más IVA (290 millones de dólares), mientras que el eólico se encuentra en los 1,30 millones por MW más IVA (157 millones).
Estos planes marcan un cambio en la tendencia que venía mostrando la empresa y una diversificación en su matriz de generación, ya que se focalizará en el corto plazo en el desarrollo de plantas fotovoltaicas, especialmente en San Juan.
El negocio solar en esa provincia es “nuestro próximo foco de crecimiento porque hay comportamiento responsable y visión a largo plazo. Hay buenos ejemplos. Si eso se mantiene habrá jugadores para invertir, y ya no importa tanto la macro y que tan difícil es financiarlo”, afirma su CEO, Bernardo Andrews, en una entrevista con Bloomberg Línea.
Genneia está construyendo actualmente en San Juan el parque solar Sierras de Ullum, de 58 MW, en el que invertirá 60 millones de dólares. La empresa obtuvo prioridad de despacho de parte de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (Cammesa) en la ronda que realizó el 29 de julio para venderle energía a grandes consumidores a través del Mercado a Término (Mater).
La obra requerirá de 14 meses para estar terminada y deberá comenzar sus operaciones comerciales (COD por sus siglas en inglés) el 11 de abril, ya que fue lo que propuso para ganarle el desempate a YPF Luz que había ofrecido empezar a operar su proyecto Zonda I el 19 de febrero de 2023.
Sin embargo, esto pareciera imposible de cumplirse ya que la empresa recién obtuvo el financiamiento necesario respaldar su construcción el 22 de diciembre, cuando colocó dos obligaciones negociables (ON) dólar linked por un total de 67 millones de dólares en el mercado local.
Según Federico Caeiro, director asociado de la calificadora de riesgo FixScr, la unidad local de Fitch Ratings, el parque comenzará a inyectar electricidad al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) a principios de 2023, lo que le permitirá sumar unos 10 millones de dólares anuales a sus arcas.
La compañía se había centrado, hasta el año pasado, en la producción de energía eólica, sector en el que se convirtió en la líder en la Argentina, con una potencia instalada de 784 MW, que representa el 24% del total del país.
Si bien ya había mostrado un interés incipiente en 2018, cuando le compró a 360Energy las plantas solares Ullum I, II y III, de 82 MW, desde 2021 mostró su intención de intensificar su presencia en esta tecnología, que actualmente representa el 10% del total de su generación.
Pese a esto, la empresa también sigue con un ojo puesto en el negocio eólico, que es el que más conoce, en el que cuenta con diversos proyectos en diferentes etapas de estudio, para presentar en las próximas ruedas de asignación de prioridad de despacho que realice Cammesa cuando se libera espacio en los nodos.
En la última compulsa que realizó la mayorista estatal de electricidad el 8 de noviembre, Genneia había propuesto construir el parque La Elbita, de 103,50 MW, en la provincia de Buenos Aires. Sin embargo, perdió en la competencia con el proyecto De la Buena Ventura, de 100,80 MW, de la desarrolladora alemana Abo Wind, que luego se lo vendió a la petrolera Tecpetrol.
Esta planta había sido diseñada originalmente por la empresa para instalar 24 turbinas Senvion M140 IEC S de 4,20 MW cada una en torres de 120 metros de altura en un precio de 984 hectáreas a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil. Su desarrollo requerirá una inversión de aproximadamente 163 millones de dólares.
Más allá de esto, se trata de un ritmo de crecimiento muy inferior al que venía trabajando la compañía en años anteriores donde llegó a construir cerca de 800 MW entre 2018 y 2022, para los que desembolsó cerca de 1.000 millones de dólares.
“Pretendemos seguir creciendo, pero será considerando con inteligencia cuáles son las limitaciones de infraestructura. Creer que vamos a inyectar 800 MW de energía nueva en un plazo de dos años va a ser muy difícil – explica Andrews -. Intentaremos lo que la lógica del sistema y lo que las pequeñas inversiones de infraestructura puedan hacer y en ese contexto ser los primeros y más eficientes para capturar esa posibilidad. El proyecto de Ullum representa eso”.
Esta desaceleración se debió a la falta de capacidad de transporte que hay actualmente en las líneas de alta tensión en el país, la crisis económica-financiera local y la falta de acceso a grandes volúmenes de fondeo, hicieron que la compañía cambiara su estrategia que se había planteado años atrás que incluían hasta el lanzamiento de una Oferta Pública Inicial (IPO por sus siglas en inglés) en Nueva York y Buenos Aires.
Incluso, ya había seleccionado a JPMorgan y Morgan Stanley, Banco Macro y el Industrial and Commercial Bank of China (ICBC) para manejar su salida a la bolsa que se iba a llevar a cabo durante el segundo semestre de 2018.
Para lograr ese objetivo, la compañía se había puesto como meta, en ese entonces, alcanzar los 1.000 MW de potencia instalada de fuentes renovables y una generación de EBITDA anual de, al menos, 250 millones de dólares, detalla una segunda fuente.
Todas esas metas se encuentran al alcance de la mano en la actualidad, ya que Genneia cuenta parques en funcionamiento por un total de 866 MW (784 MW eólicos y 82 MW fotovoltaico) y ganancias antes de impuestos y amortizaciones por 243 millones de dólares.
A esto habrá que sumarle los 58 MW de la planta solar Sierras de Ullum, que la dejarán más cerca de esa meta ya que la ubicarán en los 924 MW de potencia instalada y los 253 millones de dólares de EBITDA a partir de 2023.
De cara al futuro
Otro de los cambios en la estrategia de la empresa incluye la diversificación en sus compradores de la energía. En la actualidad, la mayoría de sus ventas son a Cammesa a través de los contratos firmados en las diferentes rondas de la licitación RenovAr y los correspondientes a la Resolución 202.
Desde hace cuatro años, la empresa se ha volcado también al Mater para suministrarle electricidad verde a grandes consumidores privados en el país, con sus parques eólicos Rawson III (24 MW), Pomona II (11,70 MW), Villalonga II (3,45 MW), Chubut Norte II (26 MW).
Dada la falta de nuevas licitaciones RenovAr, deberá seguir intensificando su presencia en esta modalidad de negocios, al igual que lo están haciendo sus competidoras más cercanas (YPF Luz y Pampa Energía), lo que le permitirá también diversificar el actual riesgo de pago de Cammesa.
“Genneia tiene como objetivo llevar a cabo un crecimiento orgánico reducido, para lo cual evalúa nuevas oportunidades puntuales de negocios con contratos en el Mater, siempre que se consiga prioridad de despacho por parte de Cammesa”, destaca Caeiro.
En este rubro, existe una demanda insatisfecha de parte de las grandes corporaciones que necesitan adquirir el 20% de lo consumido en energías verdes antes del 31 de diciembre de 2025 para cumplir con las metas establecidas por la Ley 27.191.
“Ya tenemos vendida toda la potencia instalada de Sierras de Ullum y existe mucha demanda de las empresas. El mercado está pidiendo actualmente contratos a cinco años que estamos cerrando con PPA por encima de los 50 dólares por MW”, resalta la primera fuente.
La velocidad con la que se dará este cambio dependerá no sólo de la demanda sino también con lo que le lleve a Cammesa terminar de rescindir los contratos adjudicados en las diferentes rondas de la RenovAr y la resolución 202 que se encuentran paralizados, en base a lo establecido en la resolución 1260/2021 para volver a subastarlos para el Mater.
Como informó Desarrollo Energético, si se consiguiera dar de baja todos esos PPAs, la mayorista estatal de energía contaría con unos 1.300 MW disponibles para licitar en futuras rondas de asignación de prioridad de despacho para el segundo semestre.
Entre los candidatos a liberar espacio en los nodos de interconexión se encuentran la mendocina Construcciones Electromecánicas del Oeste (CEOSA), que cuenta con cinco plantas solares (Lavalle, Luján de Cuyo, Anchoris, Gral Alvear y La Paz) en su provincia por un total de 92,58 MW.
La siguiente en la lista es 360 Energy que tiene cuatro parques fotovoltaicos sin construir en La Rioja, San Juan, Córdoba y Santiago del Estero, por un total de 119,89 MW. Sin embargo, sólo planea devolver Tocota (70 MW) en San Juan, e intentar desarrollar Nonogasta II (20,04 MW), Nonogasta IV (1 MW) y Villa Dolores (26,85 MW).
En una situación diferente, se encuentra Compañía Latinoamericana de Energía (CLE) que tiene pendiente de construcción cuatro plantas (tres solares y una eólica) en Catamarca, San Juan y La Pampa, por un total de 312,50 MW.
En La Pirka y Ullum X, de 100 MW cada uno, y en General Acha, de 63 MW, cuenta con CODs que vencen en agosto de 2022 por lo que aún está a tiempo de comenzar con las obras. En cambio, en Los Zorritos, de 49,50 MW debe empezar a generar electricidad en marzo y no les dan los tiempos para hacerlo ya que aún no se inició con los trabajos.
En una situación similar, se encuentra Verano Capital, que tiene pendientes de construcción dos plantas fotovoltaicas en Mendoza, por un total de 137,40 MW, adjudicados en la RenovAr 2.
Por su parte, Parque Eólico Arauco (PEA) debe levantar Arauco II (etapas 3, 4, 5 y 6), de 195 MW. La empresa estatal está negociando con PowerChina para el desarrollo de las primera dos (95 MW) con turbinas Siemens Gamesa Renewable Energy, pero está más complicada por los tiempos para realizar las otras dos (100 MW), además de que carece de espacio para conectarse en la línea de alta tensión.
La china Envision, en tanto, tiene que desarrollar el eólico Los Meandros, de 125 MW, en Neuquén y es el que acumula mayores retrasos. Si lo devolviera, la Agencia de Inversiones del Neuquén (ADIO-NQN) ya tiene en carpeta el proyecto Picún Leufú, de 125 MW, para presentárselo a Cammesa.
En la provincia de Buenos Aires, Eoliasur tiene vencido el plazo del COD de Vientos del Fray Güen, de 100 MW, pero deberá negociar con el gobierno la continuidad del contrato ya que la administración nacional nunca construyó la línea de alta tensión necesaria para evacuar la energía que se genere allí.
Otro PPA que podría cancelarse en la zona más caliente del mercado es el del parque Pampa, de 100 MW, que el fondo de inversión Golden Peaks debía levantar en la localidad de Tres Arroyos.
Entre los proyectos más chicos, se encuentran los eólicos El Sosneado (50 MW), de la Empresa Mendocina de Energía (EMESA), Koluel Kaiké II (25 MW), del fondo Ficus Capital, y el solar Arroyo del Cabral (40 MW) de la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC).
Pese a su plan de expansión en las energías renovables, Genneia también se encuentra dentro de este grupo, ya que decidió que dará de baja el PPA de su planta de biomasa La Florida, de 19 MW, en la provincia de Tucumán.
El proyecto requiere de una inversión total de 70 millones de dólares y cuenta con un contrato a 20 de años de 106,73 dólares por MW obtenido durante la licitación RenovAr 2. “Vamos a devolverlo porque no nos interesa. Allí, tenemos más para perder que para ganar”, detalla la primera fuente.
El foco de la empresa estará puesto en lo que ocurra con los parques solares Ullum X (100 MW) y Tocota (70 MW), en San Juan, y los eólicos Pampa (100 MW) y Viento de Fray Güen (100 MW) en la provincia de Buenos Aires, ya que son las zonas en las que tiene plantas listas para presentar en el Mater.
Respaldo financiero
Uno de los grandes desafíos que deben afrontar las empresas nacionales para construir nuevos proyectos de energías renovables es el acceso a fuentes de fondeo ya que la situación económica argentina les ha cerrado el acceso a créditos internacionales y a colocaciones de deuda internacional, que había proliferado cuando les tocó levantar sus primeros parques.
Para paliar esta situación, tanto Genneia, como Pampa Energía e YPF Luz han recurrido a la emisión de ON dólar linked de mediano y largo plazo en el mercado local para poder desarrollar las nuevas plantas que obtuvieron prioridad de despacho en el Mater.
La empresa emitió el 22 de diciembre 17 millones de dólares de sus bonos Clase XXXV con tasa del 0% y vencimiento en diciembre de 2024 y 50 millones del Clase XXXVI amortizable con tasa del 5,65% y vencimiento en 2031.
Si bien esto les ha permitido a las compañías del sector seguir adelante con los proyectos, también redujo su tamaño ya que la capacidad de fondeo disponible en el mercado local es muy inferior a lo que precisarían para hacer otros de mayor cantidad de MW, en especial para los parques eólicos.
De cualquier forma, este no es un factor que les preocupe demasiado a Genneia ya que cuenta con otras alternativas de financiamiento en carpeta. “No tenemos problemas de fondeo, ya que hay un compromiso de los accionistas para seguir creciendo”, explica la primera fuente.
La compañía está controlada por los fondos de inversión Argentun Investment I LLC (43,60%), Fintech Energy LLC (25%) y Prado Largo (6,40%), y por las familias Brito y Carballo (25%), dueñas del Banco Macro.
Sin embargo, su objetivo financiero en este momento está más enfocado en desapalancarse unos 300-400 millones de dólares en los próximos tres o cuatro años para reducir su volumen de deuda internacional, que se irá amortizando durante ese período de tiempo.
Genneia “tiene capacidad, a la misma calidad crediticia, de tomar financiamiento para continuar una senda de crecimiento, que para nada se compara con el esfuerzo de 1.000 millones dólares de inversión de los cuatro años anteriores, somos realistas. La oportunidad la vamos a tomar con un crecimiento orgánico, vamos a estar en el mercado, pero será en un marco de disciplina”, resalta Andrews.
En el tercer trimestre de 2021, la empresa reportó una deuda total de 807 millones de dólares (de los cuales abonó 92 millones el 20 de enero de 2022) y caja y equivalente por 101 millones de dólares, que le permitían cubrir un 66% de la deuda de corto plazo, al 30 de septiembre.
“La compañía ha demostrado un muy buen acceso al mercado de capitales a lo largo de los últimos años, tanto en el mercado local donde emitió varias clases de obligaciones negociables, como en el mercado internacional, donde recientemente llevó a cabo un canje por 553 millones de dólares, y obtuvo varios préstamos con entidades europeas, japonesas y multilaterales por unos 400 millones de dólares con vencimientos escalonados hasta 2034”, destaca Caeiro.
Esto le permitirá alcanzar un ratio deuda neta/EBITDA de 3,20x en diciembre e ir reduciéndolo gradualmente hasta las 2,70 veces en 2022 a medida que entren en operación todos los parques. Esto le permitirá obtener ingresos por 280 millones de dólares al año entre 2022 y 2024, un flujo de fondos libre de 100 millones y un margen de EBITDA del 80%, según estimaciones de FixScr.
Por Hernán Dobry