Parques eólicos de UTE volvieron a facturar por debajo de lo previsto: ¿cómo afecta a sus inversores?

Estas granjas venden al ente la energía eléctrica que generan, en idénticas condiciones que lo hacen los generadores privados, y tienen contrato con la empresa estatal por 20 años. Si bien hasta el momento el desempeño de producción no viene alineado con los modelos previos, sigue siendo una opción de inversión con buenas expectativas de retorno.

Parque Pampa

La producción de energía del parque eólico Pampa (Tacuarembó) fue el año pasado un 18,1% menos de lo teórico. El descenso fue más significativo que lo observado en 2018 cuando la producción había sido un 12,5% inferior a lo previsto, y a 2017 cuando había sido de 10,2% menor.

La menor venta de energía implica una baja de la facturación de US$ 13,3  millones entre lo previsto y lo real desde que se puso en operación esta granja. La pérdida de ingresos es de 13,9% en el período de tres años.

“Todo indica que el modelo habría sobreestimado la producción por lo que se justificaría una actualización del modelo financiero; que ya se estaría evaluando por parte de UTE”, dice el último reporte elaborado por la calificadora de riesgo local Care.

En el período 2017- 2019, el parque operó con un factor de capacidad del 38,3% en lugar del 44,3% proyectado cuando se estructuró e invirtió en el proyecto. Este factor de capacidad si bien es menor al esperado, “está muy por encima de los valores críticos”, y aún ante la eventualidad de mantenerse estaría asegurando una Tasa Interna de Retorno (TIR) del 7,9%, menor a la del prospecto (11,5% anual ) pero igualmente atractiva, sostuvo la calificadora.

La gestión de flujos del proyecto (incluye ingresos por penalizaciones cobrados a Nordex por US$ 12,7 millones) permitió que hasta la fecha se distribuyeran fondos en dos oportunidades por un total de US$ 33 millones, un nivel que se considera en línea con lo estimado en el modelo original de este parque eólico. 

Parque Valentines

El parque eólico Valentines que funciona en  Treinta y Tres generó en 2019 un 11,7% menos de la energía prevista. Un año antes había estado 10,1% debajo de lo teórico al igual que en 2017 (- 6,6%). 

En los tres años de su funcionamiento, se han facturado US$ 10,8 millones menos respecto a lo planificado por la menor venta de energía. Esto ha sido parcialmente compensado por penalidades que se le cobraron a Gamesa que ascendieron a US$ 7,3 millones.

Según Care, el desvío por el momento no es significativo teniendo en cuenta que restan 17 años de operación (90% del período). Pero si en el futuro las diferencias detectadas desde la puesta en marcha del parque siguen presentes “comenzarán a erosionar la rentabilidad prevista en el prospecto (12,5% anual)”, advierte.

El parque operó hasta ahora con un factor de capacidad del 45,98% en lugar del 50,79% proyectado. Todavía está muy por encima de los valores críticos, y aún ante la eventualidad de mantenerse estaría asegurando una TIR del 8,7% anual, “menor a la del prospecto pero igualmente atractiva”, según la calificadora.

Hasta la fecha se repartieron utilidades en dos oportunidades. Del ejercicio 2017 fueron US$ 5,4 millones, lo que representó una ganancia de capital de 10,3% por accionista. La segunda correspondiente a 2018 repartió utilidades por US$ 1,3 millones, con una ganancia de 3,2% sobre el monto invertido.

En 2019 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. El último ejercicio dejó un resultado por acción de $ 0,032, similar a 2018, de acuerdo al balance de Areaflin –la sociedad anónima que gestiona el parque–.

Parque Arias

El parque eólico Arias -que se ubica en el departamento de Flores- registró en 2019 una producción que estuvo 11% debajo de lo esperado. En 2018 ese porcentaje había sido 5,6% inferior.

La diferencia existente de facturación entre lo teórico (US$ 47,4 millones) y lo real (US$ 42,8 millones) por la menor venta de energía es de US$ 4,5 millones al cierre del año pasado. Ello se vio compensado en parte por penalidades cobradas anteriormente a Gamesa que ascendieron a US$ 4,2 millones.

Según la calificadora, hasta el momento la menor venta de energía no habría afectado de manera significativa los ingresos del fideicomiso. Pero igual que en el caso anterior, se menciona que si en el futuro se mantienen las diferencias detectadas hasta ahora eso comenzará a erosionar la rentabilidad prevista en el prospecto (10,4% anual).

En el último año el parque operó con un factor de capacidad de 44,2% en vez del 49,44% proyectado. Es una medida “muy por encima de los valores críticos” y si se mantuvieran asegurarían una TIR de 6,6% anual, según la calificadora.

Durante el último año se realizaron dos distribuciones de fondos a los titulares de certificados de participación del Fideicomiso Financiero Arias. En junio pasado se repartieron US$ 4 millones y en diciembre pasado se distribuyeron US$ 5 millones.

Al igual que en el parque Pampa, la agencia ha subrayado en los análisis de Valentines y Arias que a partir de  los resultados obtenidos hasta la fecha es posible suponer que existió una sobreestimación de su capacidad de generación cuando se realizaron las proyecciones iniciales.

Es por ello que, a solicitud de UTE, consultoras internacionales especializadas están estudiando las causas que han llevado a estos desempeños, para eventualmente disponer correcciones en los modelos pensando en los años de vida útil que todavía restan por delante.