Parques eólicos de UTE facturaron US$ 25 millones menos de lo previsto en casi tres años

Parque Pampa

La producción de energía del parque eólico Pampa (Tacuarembó) fue en promedio un 13% menor a lo esperado en los primeros dos años y medios cerrados a junio de 2019.

El último reporte de la calificadora Care publicado en octubre, da cuenta que UTE ha solicitado a la firma Mott MacDonald, encargada de las proyecciones energéticas previas a la instalación del parque, que realice un análisis de la situación. El objetivo es poder identificar los motivos del desvío y establecer una eventual nueva estimación de generación para el parque de cara al resto de su vida útil.

La menor venta de energía implicó una diferencia en menos de facturación entre lo previsto (US$ 106 millones) y lo real (US$ 82 millones) desde que se puso en operación la granja.

En el último año móvil cerrado a junio, el parque operó con un factor de capacidad de 38,5% en vez del 44,35% proyectado. “Si bien es menor a lo esperado, está muy por encima de los valores críticos, y aún ante la eventualidad de mantenerse estaría asegurando una Tasa Interna de Retorno (TIR) de 7,99%, menor a la del prospecto (11,5% anual), pero igualmente atractiva”, sostiene la calificadora. La probabilidad de que el proyecto tenga un retorno para el inversor superior a 6% es de 90%.

Pese a las dificultades mencionadas, hasta ahora la gestión de flujos del proyecto (incluye ingresos por penalizaciones cobrados a Nordex por US$ 12,7 millones) permitió que se distribuyeran fondos por US$ 33 millones, un nivel que se considera en línea con lo estimado en el modelo original.

Parque Valentines

El parque eólico Valentines (Treinta y Tres) generó desde enero de 2017 hasta junio de 2019 un 9,2% menos de energía eléctrica respecto al valor teórico esperado. UTE pidió a la consultora internacional DNV Garrad Hassan, encargada de las estimaciones previas de producción, que analice el desvío observado en la práctica.

Debido a la menor venta de energía, en casi tres años se facturaron US$ 9,6 millones menos de lo esperado (US$ 58,2 millones). Esto fue parcialmente compensado por penalidades cobradas a Gamesa que ascendieron a US$ 7,3 millones.

La agencia Care considera que por el momento el desvío no es significativo, si se tiene en cuenta que faltan 18 años de operación. De todas formas, advierte que en el mediano plazo se deberá ver si la generación real se alinea con la teórica. En caso de que a futuro se mantengan los desvíos, estos “podrían llegar a erosionar la rentabilidad prevista en el prospecto (12,5% anual)”, dice el reporte publicado este mes.

Según la calificadora, el proyecto presenta “una expectativa sólida” de alcanzar tasas de retorno positivas para el inversor, aun frente a contingencias adversas. Entre julio de 2018 y junio de 2019 se operó con factor de capacidad de 45,5% en vez de 50,79% proyectado. Aunque es menor a lo esperado, supera ampliamente los valores críticos y ante la eventualidad de mantenerse aseguraría una TIR de 8,2% anual en dólares.

El presidente de UTE Gonzalo Casaravilla dijo semanas atrás a El Observador que el proyecto es “a  largo plazo” y  que hoy está teniendo las variaciones naturales de generación asociadas a las fluctuaciones que tiene el viento año a año. “Hoy no existe evidencia para determinar si existe un problema de mal diseño del parque”, afirmó. También resaltó que el conjunto de los parques eólicos del país muestran una caída de generación respecto a 2018 y que se debe esperar a que pase la primavera para sacar más conclusiones.

Hasta la fecha se repartieron utilidades en dos oportunidades. La primera fue en 2018 por US$ 5,4 millones, lo que representó una ganancia de capital de 10,3% por accionista. La segunda fue en 2019 por US$ 1,3 millones y representó para cada inversor un monto de US$ 2,51 por cada US$ 100 invertidos. Este año también se aprobó un rescate de capital por US$ 5 millones a prorrata de los tenedores de acciones para repartir dinero de la sociedad, pero que no correspondía a dividendos.

Parque Arias

El parque eólico Arias ubicado al sur del departamento de Flores registra un acumulado de producción también menor al esperado, aunque hubo meses que superaron lo proyectado. En 2017 el desvío fue de 12%, en 2018 de 6% y en los últimos 12 meses a junio de este año de 10%.

UTE pidió un estudio a la consultora DNV Garrard Hassan para analizar en detalle el fenómeno, antes de hacer eventuales ajustes sobre el modelo, según Care.

La diferencia de facturación entre lo teórico (US$ 40,5 millones) y lo real (US$ 36,7 millones) por la menor venta de energía era de US$ 3,8 millones para el período abril 2017-junio 2019. Eso fue compensado por penalidades cobradas a Gamesa que ascendieron a US$ 4,2 millones y que llevaron a que los ingresos reales superaran a los previstos.

Al igual que para Valentines, se considera que la menor producción todavía no afecta los ingresos del fideicomiso Arias, pero se podría erosionar la rentabilidad original (10,42 %) si a futuro continúan las diferencias detectadas hasta ahora advierte.

En el último año móvil el parque operó con un factor de capacidad de 44,35% en vez del 49,44% proyectado. Es una medida “muy por encima de los valores críticos” y si se mantuvieran asegurarían una TIR de 6,7% anual, según la calificadora. La probabilidad de que el retorno sea superior a 5% anual es de 90%.

En diciembre de 2018 los pequeños ahorristas recibieron US$ 17,7 por cada US$ 100 invertidos. El monto distribuido entre los tenedores de certificados de participación fue de US$ 9,5 millones. En junio de 2019 se realizó una segunda distribución de fondos por US$ 4 millones y habrá una nueva entrega semestral por un monto similar a fin de año.