Armando Loson (h), de Grupo Albanesi: “Hicimos un buen trabajo de ingeniería financiera que nos permitió encarar nuevas inversiones”

El número uno de la compañía local, generadora de energía y jugador clave en el mercado del gas natural, dio detalles de cómo reestructuraron su deuda para seguir invirtiendo. Controlan 10 centrales térmicas

Armando Loson (h), presidente de Grupo Albanesi
Armando Loson (h), presidente de Grupo Albanesi

En medio de un contexto financiero muy complicado por la pandemia y la economía local, y con dudas sobre cómo las grandes empresas argentinas reestructurarán sus deudas, el Grupo Albanesi, la compañía de 90 años enfocada al mercado de energía con provisión y transporte de gas natural y suministro de energía eléctrica, cerró el año pasado la extensión de dos obligaciones negociables (ON), tres financiamientos del exterior y con un plan de inversiones de USD 600 millones.

Infobae habló con Armando Loson (h), presidente de la empresa, sobre los detalles del proceso de liability management que llevaron adelante, de los planes futuros y del impacto que tuvo en la compañía haber quedado involucrados en la causa Cuadernos.

“Hicimos un buen trabajo de ingeniería financiera que nos permite encarar nuevas inversiones y proyectos”, detalló el número uno de la empresa que tiene 10 centrales generadoras de energía eléctrica en Tucumán, Santiago del Estero, Córdoba, Santa Fe, La Rioja, Buenos Aires y Rio Negro.

“Trabajamos en cierres de ciclo y cogeneración en al menos tres provincias que ayudarán a generar más energía consumiendo menos gas, lo cual implica una oferta de energía limpia y a un menor costo. Además, los proyectos generarán una reactivación inmediata en las comunidades involucradas, ya que el 75% de la inversión es componente nacional”, detalló el empresario.

— ¿Cómo está la compañía?

— Está muy bien. Fue un año difícil para todos. Reaccionamos rápido a la pandemia y nos adaptamos bien. Cerramos balance y fuimos al mercado de capitales en el primer semestre. Fueron muy importantes los protocolos que implementamos en las 10 plantas. Estamos en un sector que nunca paró de funcionar.

Es muy relevante que de los 300 millones de dólares que restan entre los dos proyectos, el 75% es componente nacional. Cada uno tiene mano de obra directa de 500 personas por 24 meses

— ¿A qué se destinarán los USD 600 millones de inversión?

— Es para dos cierres de ciclo, en dos plantas. Los motores térmicos tienen una eficiencia de entre 35 y 40 por ciento: se pierde energía en esa transformación. Entonces, lo que hace el ciclo combinado, lo que significa “cerrar un ciclo”, es utilizar ese calor, los gases, para alimentar una caldera que genera vapor para otra turbina. Así se vuelve a generar con el mismo combustible una “segunda energía”. Eso lleva la eficiencia térmica a hasta un 60% y con menos emisiones. Hubo mucha inversión en los últimos años en energías renovables, pero nosotros decidimos concentrarnos en el concepto de energía limpia y lo más eficiente posible.

— ¿En qué centrales se hará esa inversión?

— Ezeiza es un proyecto de 150 megas. Tenemos allí tres turbinas Siemens de 50 megas. La intención en esta etapa es agregar una cuarta a ciclo abierto y después hacer el cierre. En este proyecto se pagó el 80% de las turbinas y calderas. Si logramos cerrar el financiamiento en el próximo semestre entraremos en operación en menos de 24 meses, a mediados de 2023. La inversión restante es de unos 180 millones de dólares. El otro proyecto es el de Río Cuarto, donde tenemos una central de 350 megas. La intención es sumar una tercera turbina a ciclo abierto y una turbina de vapor de 75 megas. Agregaremos 125 megas en ese cierre de ciclo con una inversión similar de casi 200 millones de dólares. Es muy relevante que de los 300 millones de dólares que restan entre los dos proyectos, el 75% es componente nacional. Cada uno tiene mano de obra directa de 500 personas por 24 meses. Todo esto requirió un gran trabajo de preparación financiera en este contexto.

La Central Térmica Cogeneración Timbues, en Santa Fe
La Central Térmica Cogeneración Timbues, en Santa Fe

— ¿Cómo trabajaron en ese sentido?

Todo el año pasado trabajamos en el liability management, todo el proceso de manejo de pasivos para mejorar los vencimientos de deuda de los próximos dos años, quedar listos para nuevo financiamiento y cancelar el bono 2023 y extender plazos con esa deuda. Teníamos dos vencimientos de ON, uno en febrero y otro en abril. Los diferimos con 67% y 60% de aceptación. Después hicimos una solicitud de consentimiento con el 100% de aceptación de un bono internacional de USD 80 millones que modificó el cronograma de vencimientos e hicimos una enmienda a un préstamo con un banco internacional con el que financiamos la compra de todo el equipamiento. En el medio hicimos una nueva emisión de unos USD 14 millones con un vencimiento a dos años. Tuvimos corrimientos por 80 millones de dólares de lo que era la deuda a vencer en este año. Si se miran los vencimientos de deuda para 2021 teníamos 165 millones de dólares y refinanciamos 75 millones.

— ¿Qué le dicen los inversores?

— Venimos haciendo este trabajo hace mucho con ellos. Es muy relevante tener la información clara y a disposición porque son quienes acompañan y hacen posible el crecimiento. En estos procesos siempre hay que ofrecer un upside para que estén tranquilos de que el crédito de la compañía sigue siendo sólido. Tuvimos muy buena recepción por parte de los inversores.

Si se miran los vencimientos de deuda para 2021 teníamos 165 millones de dólares y refinanciamos 75 millones

— ¿Cómo ve el contexto del sector, con otras compañías también en situaciones difíciles?

— Es difícil. Parte de lo relevante de nuestro trabajo es que nosotros habíamos empezado a negociar la deuda antes de la Resolución del Banco Central. Nunca es bueno no poder honrar una deuda por una resolución, que a mitad de camino se cambien las reglas del juego. Pero en el mediano plazo se va a equilibrar. Los contextos macroeconómicos y regulatorios son variantes que no manejamos, pero en general los inversores entienden. Hay que trabajar para mitigar los riesgos.

— ¿En términos generales cómo ve a la economía argentina?

No es fácil estar parados donde estamos hoy. Venimos de dos años de recesión y tocó la pandemia. Se hizo un trabajo muy exitoso con el canje de deuda, pero no pudimos capitalizar ese éxito, los bonos no tuvieron upside. Ahora esperamos la resolución con el FMI. Soy muy, muy optimista al respecto. Necesitamos algunos drivers que le permitan a Argentina volver a tener una senda de crecimiento.

Otra de las centrales térmicas del Grupo
Otra de las centrales térmicas del Grupo

— ¿Por ejemplo?

— Es difícil. En nuestra industria, por caso, se sabe que el tema de los subsidios era algo muy importante y que no se podían dejar, pero vino la pandemia. Estamos en un sector donde es muy relevante la sostenibilidad. Estos días de mucho calor el sistema empieza a estar en el límite con una industria bastante rezagada. Mi feeling es que se entiende este concepto y se va a trabajar en darle sostenibilidad al sector. Para eso se necesita mucha planificación e inversión. Esa inversión es privada y es necesario mantener reglas claras para poder seguir invirtiendo.

Nunca es bueno no poder honrar una deuda por una resolución, que a mitad de camino se cambien las reglas del juego. Pero en el mediano plazo se va a equilibrar

— ¿Cómo impactó en el negocio que su padre, Armando Loson, quedara involucrado en la causa Cuadernos?

— Lo que pasó en agosto 2018 fue un shock para la vida de la compañía y también a nivel personal, para la familia. Pasamos dos años explicando que no teníamos nada que ver con la obra pública, que somos una empresa de energía que tiene todo absolutamente transparente. Mi padre fue presidente de esta empresa de 90 años de vida por más de cuatro décadas, y tuvo que dar un paso al costado. Confiamos en la justicia y se enfrentó el tema de manera independiente para que la compañía siguiera funcionando con normalidad. Estamos esperando que la justicia siga los pasos procesales correspondientes y que se resuelva sobre la cuestión de fondo. Somos muy optimistas en ese sentido.

— ¿En términos operativos y financieros, cómo impactó?

— Tuvimos que suspender una ON y un desembolso de USD 300 millones que iba a suceder días después de que se hiciera público el tema. Con ese dinero se hubiese terminado el proyecto de cogeneración de Arroyo Seco. Luego se emitió nueva deuda y se siguió trabajando, pero sin ese proyecto generando Ebitda. Con la estructura que ya se tenía, se reconoció la deuda y no sólo no tuvimos ese flujo, sino que hubo que reconocer más deuda. Por eso hoy el 25% de los proyectos ya están financiados.

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