La empresa enfrentará vencimientos por cerca de 200 millones de dólares en 2021.

Las expectativas de las empresas sobre un posible acuerdo entre el gobierno y los acreedores internacionales para restructurar su deuda con legislación extranjera han llevado a que sus directivos comenzaran a pensar e implementar estrategias para refinanciar sus vencimientos de 2021 y conseguir fondos frescos para sus proyectos en el país.

Con este espíritu Albanesi, empezó a hacer planes para intentar postergar los cerca de 200 millones de dólares que deberá pagar el año que viene entre capital e intereses correspondientes a sus créditos y obligaciones negociables (ON).

A esto, se le suma que la compañía debe conseguir fondos extras por entre 150 y 270 millones de dólares para financiar las obras de cierre de ciclo de sus centrales térmicas Modesto Maranzana, en Río Cuarto (Córdoba) y Ezeiza, en la localidad homónima (Buenos Aires).

Su primer objetivo postergar los vencimientos de 2021. Para esto, buscará implementar una estrategia similar a la que llevó a cabo este año para los pagos de capital e intereses de sus créditos y ONs: abonar parte de la deuda y estirar los plazos del resto, sostiene una fuente cercana a la firma.

La compañía había logrado refinanciar la mayoría de los pagos que debía realizar de sus diferentes bonos 2020 con sucesivos canjes por un total de unos 70 millones de dólares que llevó adelante entre diciembre de 2019 y mediados de 2020. A su vez, redujo su deuda en cerca de 60 millones de dólares.

“Albanesi podría cancelar hoy todas las líneas de crédito con los bancos locales con los 30 millones de dólares que tiene en caja, pero prefiere mantenerlas abiertas e ir posponiéndolos para utilizar ese dinero para otros saldar otras cuentas. Eso mismo haremos el año que viene”, explica la misma fuente.

En tanto, Gabriela Curuchet, directora asociada de la agencia Fix Scr, resalta que “la empresa no tiene problemas de acceso a los mercados, por lo que el riesgo de refinanciación no es elevado. El mayor riesgo es su estructura de capital y que pueda hacer las obras que tiene pendientes, para lo que depende de factores exógenos”.

Incluso, Albanesi acordó el 7 de julio un crédito de 14,81 millones de dólares con tasa Libor + 1% y vencimiento en 2026 con JPMorgan Chase Bank, con garantía del Export-Import Bank of the United States (Eximbank) para financiar el 85% del mantenimiento de las turbinas de PW Power Systems en la planta Modesto Maranzana y que será desembolsado en varias etapas, según el avance de los trabajos.

El año próximo, la compañía energética deberá abonar cerca de 205 millones de dólares y contará con fondos disponibles por entre 130 y 135 millones de dólares, por lo que tendrá que refinanciar unos 70 millones. Según calcula Curuchet, los compromisos alcanzan los 190 millones y su generación de fondos libres, los 145 millones.

El plan es ofrecerle a cada uno de sus diferentes acreedores el pago en efectivo de una parte y el resto postergarlo a corto plazo. Para esto, ya ha empezado a mantener conversaciones preliminares con los tenedores de su deuda y espera tener todo cerrado para fin de este año, resalta la fuente.

“Aún es muy pronto para hablar de refinanciación cuando no sabemos cómo va a resultar la restructuración de la deuda que está llevando a cabo el gobierno, cómo va a estar la macroeconomía del país y si va a haber mercado para este tipo de operaciones”, afirma Curuchet.

Albanesi deberá afrontar las amortizaciones por 21,32 millones de dólares de dos créditos sindicado con tasa del 13,09% y 7,75%, que vencen en 2023 con UBS Stamford Branch, Banco Hipotecario, Banco de Crédito y Securitización (BACS), Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE) y Credit Suisse Cayman Islands Branch.

“Lo importante acá es arreglar con uno de los bancos que tiene el 50% del crédito en su cartera [Credit Suisse]. Igualmente, son pocas entidades con las que tenemos que negociar”, explica la primera fuente.

A su vez, la compañía deberá abonar las cuotas de capital por 32 millones de dólares de su bono privado por 80 millones de dólares con tasa del 15% y vencimiento en 2023, a lo que hay que sumarle 12 millones extras de intereses.

“Este caso es similar al del crédito ya que acá hay tres acreedores que tienen en su cartera este bono por 65 millones, con lo que son pocos los interlocutores con los que tenemos que ponernos de acuerdo”, explica la misma fuente.

La empresa energética también deberá pagar las amortizaciones por cerca de 20 millones de dólares correspondiente al préstamo de 61,20 millones y vencimiento en 2023 que tomó con BLC Asset Solutions en 2018 para la compra de equipos a ser instalados en sus centrales térmicas Modesto Maranzana y Ezeiza.

Albanesi ya había logrado sumar un año más de plazo para la finalización de este crédito durante el año pasado, con lo que logró reducir las cargas que debería haber afrontado en 2020.

Finalmente, deberá sentarse a negociar con los tenedores de sus ONs locales la refinanciación de los 70 millones de dólares que tiene en vencimiento de capital y amortizaciones durante 2021.

La compañía planea ofrecer pagarles entre 20 y 30 millones de dólares de la deuda en efectivo y, el resto, canjeárselos por nuevos bonos de corto plazo, tal como lo ha venido haciendo desde findes de 2019.

“Los tenedores de deuda van a querer esperar a conocer el resultado de las negociaciones con acreedores internacionales para aceptar las propuestas que les hagamos”, explica la fuente.

La decisión de tener listo el proceso antes de fin de año se debe a que el 16 de febrero vence el primero de sus bonos. Ese día, Albanesi deberá pagar 17,73 millones de dólares correspondientes a las amortizaciones de su título Clase X con tasa del 13%.

Dos meses más tarde, la compañía tendrá que abonar las cuotas de capital de 23,16 millones de dólares de su ON Clase III de 25,73 millones con tasa del 13% y vencimiento el 12 de abril.

La siguiente parada será en junio, cuando deba afrontar el pago del capital de dos de sus bonos: el Clase XI, de 9,88 millones de dólares con tasa del 6,50% y las amortizaciones de 153,50 millones de pesos del Clase III, de 255,83 millones, con tasa Badlar + 4,25%.

Un mes después, tendrá que abonar los 291,12 millones de pesos de su ON Clase IV con tasa Baldar + 5% y, finalmente, en agosto, cancelar los 312,88 millones de pesos del Clase VIII con tasa Baldar + 5%.

“Si hay condiciones para salir, Albanesi va a poder llevar a cabo la refinanciación de su deuda. Lo que es imposible de calcular ahora es a qué tasa será ya que tampoco es conveniente hacerla a una que no sea viable el negocio. La parte financiera es el punto más débil de la compañía”, resalta Curuchet.

Proyectos en stand by

Otro de los desafíos que tiene Albanesi por delante para 2021 es poder completar los cierres de ciclo de sus centrales térmicas Modesto Maranzana, de 350 MW, y Ezeiza, de 150 MW, para llevarlas a 463 MW y 268 MW, respectivamente, en los próximos 15 meses.

Para esto, precisa conseguir 150 millones de dólares, si decide hacer uno solo y 270 millones si opta por cumplir con los PPA’s firmados con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA). que había obtenido en la licitación de Eficiencia Energética lanzada por la Secretaría de Energía de la Nación, en septiembre de 2017.

“El gran desafío va a ser conseguir esos fondos”, resalta Curuchet. Desde la empresa energética, saben que esta es una tarea complicada debido a la situación macroeconómica y financiera que se encuentra la Argentina, que torna difícil el acceso a los mercados de capitales a corto y a largo plazo.

Albanesi ya estuvo intentando conseguir estos fondos durante 2019, como adelantó Desarrollo Energético cuando emitió su bono privado de 80 millones de dólares. Sus planes incluían buscar créditos bancarios o colocar bonos RegS y Reg D locales o internacionales, pero la cercanía de las PASO y, luego, de la elección presidencial, le hicieron imposible convencer a los inversores y obtener una tasa viable para llevar adelante ambos proyectos.
Como no lo consiguió, en octubre de 2019, debió negociar con CAMMESA una postergación de la fecha de inicio de operaciones comerciales (COD por sus siglas en inglés) al 6 de diciembre de 2022 para ambos proyectos y para Central Térmica Cogeneración Timbúes, de 170 MW, que también se comprometió a construir.

A cambio, la compañía debió resignar cinco años de contrato, por lo que ahora, cobrará 33,50 dólares por MWh en cada una de ellas durante diez años a partir de que comience a generar electricidad

En la actualidad, la empresa cuenta con parte de los equipos necesarios para las obras en el país, otros están por arribar en el corto plazo y una tercera parte la tiene retenida el proveedor, Siemens, hasta que no le abonen los 40 millones de dólares que le aún adeuda.

“Albanesi piensa pagar este saldo cuando logre obtener el financiamiento y eso debe resolverlo en los quince meses que le quedan por delante”, explica la misma fuente. En tanto, Curuchet señala que, si no lo consigue, “deberá sentarse a conversar con CAMMESA otra extensión del COD”.

El año pasado, la compañía usó parte de los fondos obtenidos en la colocación de su bono privado de 80 millones de dólares con vencimiento en 2023 para abonarle a Siemens una parte de la deuda y, así, pudo liberar la entrega de los equipos que están por llegar al país.

La empresa está financiando parte de los 105 millones dólares que precisa para la adquisición de las turbinas y la caldera de recuperación de vapor con el préstamo de 61,20 millones y vencimiento en 2023 que le otorgó BLC Asset Solutions en 2018.

El cierre de ciclo de ambas centrales térmicas requiere de una inversión total de 420 millones de dólares, de los cuales Albanesi ya desembolsó 80 millones, 90 millones los aportará con su flujo de caja y el resto precisa financiarlo.
Mientras tanto, ambos proyectos están semiparalizados o avanzando muy lentamente y seguirán así hasta que la compañía pueda obtener el fondeo que necesita para desarrollarlos, señalan la primara fuente y Curuchet.

La directora asociada de FixScr señala que estos ciclos combinados son muy valiosos para la compañía ya que le permitirán contar con turbinas muy eficientes, con lo que van a ser seleccionados siempre para despachar energía y, así, generar más ingresos.

Esto le servirá para ir reduciendo paulatinamente su nivel de apalancamiento que se ubicaba en 3,60 veces, medido en pesos, y en 2,90x calculado en dólares al 31 de marzo, aunque se incrementará si obtiene el financiamiento para las obras. Albanesi espera que su EBITDA alcance los 165 millones de dólares este año y los 160 millones en 2021.

Según FixScr, el mayor riesgo que tiene por delante la compañía es el “regulatorio y de contraparte, a raíz de mayores restricciones fiscales que enfrenta el gobierno nacional para cubrir el déficit del sector”. En la actualidad, CAMMESA le está pagando las compras de energía a 75 días cuando en 2019 lo hacía a 50.

La carrera por la deuda

Además de Albanesi, otras empresas locales ya han empezado a buscar soluciones para cubrir sus vencimientos de 2021. Una de ellas es YPF que lanzó una oferta para canjear los 1.000 millones de dólares de su ON internacional que deberá cancelar en marzo del año próximo.

La petrolera controlada por el Estado sorprendió a muchos ya que lo anunció antes de que se conozca el resultado final que tendrá el proceso que viene llevando adelante la administración de Alberto Fernández para salir de la cesación de pagos.

Otra que se sumó a esta movida es Telecom Argentina, que lanzó una oferta para refinanciar su bono Clase 1 de 250 millones de dólares por otro a 2025 con tasa de 8,50%. En ambos casos, ofrecieron como endulzante un pago en efectivo para quienes acepten la propuesta.

Otras empresas locales como la constructora Raghsa, la energética MSU Energy y Aeropuertos Argentina 2000 ya han concretado exitosamente procesos similares en los últimos meses pensando en evitar la seguidilla de vencimientos corporativos argentinos que habrá durante 2021.

Como adelantó Desarrollo Energético en noviembre de 2019, las compañías locales deberán refinanciar cerca de 2.500 millones de dólares el año próximo. La rueda de cancelaciones comenzará a girar en marzo con YPF (1.000 millones), seguida por Pan American Energy (333 millones), en mayo, Telecom Argentina (465 millones) y Edesa (65 millones), en junio, Mastellone (200 millones) en julio, Transener (100 millones), en agosto, y Compañía General de Combustibles (300 millones), en noviembre.

La petrolera de Corporación América intentó refinanciar estas ON en agosto del año pasado, pero debió cancelar la operación debido a que no los convenció la tasa de cerca del 10% que le pedían los acreedores

Fuente: Desarrollo Energético.