La YPF “sustentable” sigue incrementando sus ganancias

Mientras la empresa “madre” acaba de regresar a los mercados financieros internacionales con un millonario crédito por casi u$s400 millones firmado con cuatro bancos, YPF Luz sigue sumando rentabilidad en sus balances.

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La empresa “sustentable” de la petrolera estatal alcanzó una ganancia de $25.256 millones durante los primeros nueve meses del 2021 contra un resultado positivo de $20.017 millones de igual período del año anterior.

Creada en el 2018 con el objetivo de convertirse en uno de los principales actores del negocio energético del país, centra su actividad principal en la generación y comercialización de energía eléctrica a través de dos centrales térmicas ubicadas en Tucumán; una central térmica y motogeneradores en Neuquén; dos plantas de cogeneración en Buenos Aires; un parque eólico también en Buenos Aires y un parque eólico en Chubut.

En carpeta tiene además varios proyectos como la construcción de una central térmica de motogeneradores en Chubut; parques eólicos en Santa Cruz a través de Luz del León y Buenos Aires y tiene participación directa a través de Y-GEN e Y-GEN II en la generación y comercialización de energía eléctrica a través de una central térmica en Neuquén y una en Tucumán, así como participación indirecta a través de IDS en la generación y comercialización de energía eléctrica a través de la central térmica de CDS.

Al 31 de diciembre del 2020, mantenía un capital de trabajo negativo de $5.421 millones como consecuencia de encontrarse en pleno proceso de construcción o reciente finalización de las centrales y parques eólicos, lo cual no le genera inconvenientes en su operatoria teniendo en cuenta que el directorio de la compañía no anticipan inconvenientes para renovar las Obligaciones Negociables (ON) y otras líneas de crédito que vencieron durante el 2021.

En la actualidad, la generación eólica es la principal fuente de ERNC (75,5%), seguido por la hidrorenovable (9,9%), solar (8,9%) y biocombustibles (5,6%).

En el caso del gas natural, continúa siendo el principal combustible utilizado para la generación, representando un 89,8% del combustible total consumido para las centrales térmicas.

Durante el año pasado generó varias novedades con respecto a sus operaciones:

a) Parque Eólico Cañadón León

El 27 de febrero del 2019, su controlada Luz del León celebró un contrato para el montaje y ´puesta en marcha de este parque con General Electric International que, por las medidas impuestas para combatir el Covid-19 sufrió ciertos cambios que, a su vez, marcaron algunas diferencias entre las compañías.

Esto derivó en que el 8 de enero del 2021, GESA notificó a LDL la resolución por supuesto incumplimiento esencial y deliberado del contrato derivado de la no aprobación de ciertas órdenes de cambio en relación al reconocimiento de los mayores costos provocados por la pandemia.

En esa oportunidad, GESA estimó que los mayores costos ascendían a u$s12.7 millones, ante lo cual LDL sostuvo su postura en relación a dichos reclamos e intimó a GESA a retractarse de la notificación por entender que era “abusiva, infundada y contraria a derecho”. Además, intimó a que GESA proceda a continuar con la ejecución de los trabajos para completar la obra bajo apercibimiento de hacerla responsable de todos los daños y perjuicios que dicha resolución pudiera causar.

Por su parte, GESA ratificó la resolución contractual notificada mientras que LDL acordó que los subcontratistas de GESA continúen con la obra a fin de no afectar el cronograma vigente.

Asimismo, acordó con GESA un contrato de servicios independiente que asegura la terminación mecánica de los aerogeneradores y los servicios de comisionado y puesta en marcha del parque.

Según el informe de YPF Energía Eléctrica, “la situación descripta no generará consecuencias negativas bajo el contrato de financiamiento del proyecto en la medida en que se reemplace el contrato resuelto por GESA con otros contratos con subcontratistas que cubran el alcance necesario para la puesta en marcha de la obra en los plazos acordados con los acreedores financieros”.

A tal efecto, dichos acreedores habían establecido un plazo original que venció el 1 de abril de 2021 y fue sucesivamente prorrogado hasta el 30 de noviembre de 2021, para analizar las cláusulas contractuales relacionadas con el proyecto.

Por otro lado, considerando las demoras en la habilitación comercial del parque eólico Cañadón León, se materializó un incumplimiento, que fue dispensado en la medida que la habilitación comercial del mencionado parque ocurra hasta el 30 de noviembre de 2021.

Asimismo, el Grupo se encuentra negociando una adenda al contrato que eliminaría de manera definitiva los incumplimientos mencionados. Sin perjuicio de ello y a pesar de no haberse alcanzado aún la habilitación comercial del proyecto, el 4 de agosto de 2021 YPF accedió por escrito a no ejercer su derecho a terminar el contrato de compraventa fundado en dicha causa, hasta el 31 de marzo de 2022.

b) LAT 132kV Santa Cruz Norte Caleta Olivia

El Parque Eólico Cañadón León se conectará al Sistema Argentino de Distribución mediante la construcción de una línea de 132 kV y la ampliación de la Estación Transformadora Santa Cruz Norte – Caleta Olivia.

El 21 de mayo 2019, la sociedad celebró un contrato de construcción y ampliación con la empresa TEL3 S.A. para la construcción de la obra, pero el 20 de marzo del 2020, TEL3 notificó sobre la existencia de un evento de fuerza mayor ocasionado por la pandemia motivos por los cuales la ejecución de las tareas y el cronograma de obra se verían impactados y que, en virtud de las exigencias sanitarias impartidas por las autoridades, los costos previstos se verían alterados.

Luego, el 29 de enero de 2021, las sociedades arribaron a un acuerdo por medio del cual conciliaron todas las disputas pendientes, renunciado TEL3 a efectuar cualquier reclamo en relación con lo expuesto.

Finalmente, cabe destacar que con fecha 27 de junio de 2021 se dio lugar al período de marcha industrial de la obra, a partir del cual se dan por concluidos con resultados satisfactorios los ensayos finales para la puesta en servicio de las instalaciones y se autoriza la toma de carga.

c) Parque Eólico Los Teros II

Alcanzó la habilitación comercial de la totalidad de los aerogeneradores el 3 de junio del 2021. Por lo tanto, se cumplieron los plazos previstos en el marco de la prioridad de despacho asignada conforme la Resolución S.E.E. N° 281/2017.

La sociedad y General Electric se encontraban con disputas cruzadas relacionadas por un lado con reclamos de mayores costos producto de demoras en la obra como consecuencia del COVID-19, y por el otro lado la aplicación de multas contractuales devengadas por no haber alcanzado la fecha de recepción prevista contractualmente.

Finalmente, el 13 de agosto del 2021 se suscribió un acuerdo mediante el cual se conciliaron todas las disputas. En base a dicho acuerdo, YPF LUZ abonará a General Electric u$s1.2 millones en concepto de órdenes de cambio derivadas de variaciones de costo y plazo para resolver las disputas y renunció a exigir a General Electric el pago de las multas devengadas.

d) Central Térmica Manantiales Behr

El 28 de diciembre del 2018, la sociedad celebró un Equipment and Supply Agreement con Wärstsilla Projects Oy para el montaje y puesta en marcha de la central.
Como en los otros convenios, la pandemia generó ciertas diferencias.
En este marco, la empresa ha abonado a Wärtsilä $42,5 millones y 22.640 euros por la totalidad de los costos indirectos derivados del COVID-19 reclamados, dándose por conciliado el reclamo de la contratista.

Posibles efectos

A partir de estos acontecimientos, el directorio de la compañía considera que las circunstancias descriptas no invalidan la aplicación de políticas contables correspondientes a una empresa en marcha en la preparación de los estados financieros al 31 de diciembre del 2020.

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Más que nada por los posibles impactos que sobre la actividad de la sociedad podrían esperarse debido al Covid-19 como la disminución de sus ventas de generación de energía como consecuencia de una caída general de la demanda de energía eléctrica.

También, problemas de cobro de las distribuidoras de electricidad, afectando la capacidad de CAMMESA para hacer frente con sus obligaciones de pago hacia la sociedad.

A esto le suman un posible deterioro de las condiciones financieras de sus clientes mayoristas, afectando negativamente su capacidad de pagar los créditos propios y, en consecuencia, afectando la condición financiera de YPF Energía Eléctrica.

Otros efectos negativos probables serían atrasos en la ejecución de proyectos en desarrollos, derivados de problemas de movilización de contratistas y eventuales mayores costos de construcción, así como dificultades en la cadena de suministro, por reducción o suspensión de la producción de los insumos básicos que utiliza la sociedad en su proceso productivo e impacto en los gastos relacionados.

A partir de estos escenarios, el directorio de la sociedad viene tomando medidas tanto sanitarias -con protocolos de prevención de Covid-19, operativos y de obras- para garantizar la continuidad de sus actividades, la producción y procurando minimizar demoras de las obras.

Adicionalmente se han tomado decisiones para minimizar los costos, optimizar los contratos vigentes y asegurar los ingresos.
Del mismo modo, se tomaron medidas para preservar la salud financiera de la compañía teniendo en cuenta los compromisos que posee el grupo como la colocación, el 7 de mayo y el 12 de junio del 2019, de ONs Clase I por u$s100 millones, a una tasa fija de 10,24%, con vencimiento en mayo de 2021 e intereses pagaderos trimestralmente a partir del 10 de agosto de 2019.

En cumplimiento con lo dispuesto en el punto 1 de la Comunicación “A” 7230 del BCRA, el 9 de abril del 2021 la sociedad logró refinanciar el 60% de su vencimiento requerido por las normas vigentes, aceptando todas las ofertas de la opción Par por u$s45,3 millones, que consistía en el canje del 100% de las ON Clase I por las ON Clase VI; y en u$s14,7 millones, que corresponden al 83,16% del total de las nuevas ofertas en efectivo recibidas.

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De este modo, el 16 de abril del 2021, la sociedad emitió la nueva ON Clase VI por u$s60 millones a una tasa fija del 10,24% con vencimiento en abril de 2023 e intereses pagaderos trimestralmente a partir del 16 de julio del 2021.

El saldo remanente de la ON Clase I no canjeado fue cancelado a su vencimiento con sus respectivos intereses devengados. Posteriormente, emitió ONs adicionales Clase IV por u$s16,9 milliones a una tasa fija del 2% denominadas en dólares y pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable con vencimiento en octubre próximo e intereses pagaderos trimestralmente a partir de julio de 2021.

En la misma fecha se emitió una nueva ON Clase VII por $1.755 millones a una tasa Badlar más 4,5% con vencimiento en mayo e intereses pagaderos trimestralmente a partir del 20 de agosto del 2021.

Un mes después de esa fecha, emitió ONs adicionales Clase VIII por u$s36,9 millones, además de las ON Clase IX por u$s27,7 millones pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable con vencimiento en febrero (33%), mayo (33%) y agosto (34%) del 2024 que devengan interés a una tasa fija del 3,5% e intereses pagaderos trimestralmente a partir del 30 de noviembre de 2021.

En cuanto a préstamos bancarios, en marzo del 2018, había tomado un préstamo con el Citibank NY por u$s30 millones que fue extendido en su vencimiento hasta el 28 de febrero del 2019, luego renovado hasta el 5 de marzo del año pasado y se acordó con el banco la cancelación en dicha fecha de u$s12 millones, correspondientes al 40% del saldo, y la extensión del vencimiento hasta el 6 de marzo del 2023 del 60% restante, por u$s18 millones.