nel Américas fija en US$860 millones piso para compra de activos y castiga proyectos en Perú

Luca D’Agnese explicó que de surgir una o varias alternativas de gran atractivo, tienen la posibilidad de apalancar más recursos para adquisiciones.

Esa operación demandó US$640 millones, con lo cual en la continuadora del holding eléctrico aún quedan US$560 millones, explica Luca D’Agnese, gerente general de la compañía y añade que hay que sumar unos US$300 millones de remanente del bono por US$600 millones que colocaron hace unos meses.

“Estamos mirando varias cosas y no estamos limitados a la caja que dejó la ampliación de capital. Claramente, el monto total que dispondremos para adquisiciones dependerá del tipo de compañía que estemos mirando y de cuándo concretemos un negocio”, explicó el ejecutivo.

El viernes D’Agnese entregó los resultados de Enel Américas al cierre de 2016, hito que marca el inicio del presente año como el primer ejercicio en que los números de esta empresa -que agrupa los negocios en Argentina, Colombia, Perú y Brasil- estarán completamente desligados de la influencia de Chile.

Reafirma la intención de la europea de materializar importantes planes de crecimiento en la región, razón por la que precisa que la caja disponible constituye el plan para este proceso que, aunque estará enfocado en la distribución, considera algunas opciones en generación, enfocadas en Argentina, un mercado que tras la reciente actualización tarifaria -dice- está mostrando muchas oportunidades.

“La capacidad de apalancamiento de recursos seguirá creciendo en el tiempo, por lo tanto no podemos dar un número cerrado del capital que destinaremos al crecimiento vía adquisiciones, pero sí creemos que con lo que nos queda de la ampliación de capital y un potencial apalancamiento ante un target interesante”, apuntó.

-¿Mantienen en 4.800 millones de euros la inversión para la región a 2019?

-El plan va en lo mismo, no lo hemos actualizado, pero no incluye a CELG que agrega un 20% más de clientes en distribución y por lo tanto eso sumará inversión, aunque no será un cambio total de panorama y refuerza que el foco estará en la distribución.

-¿En el plan de adquisiciones están apuntando sólo a Brasil o hay otras opciones?

-Seguimos mirando especialmente a Brasil, no sólo porque es el mercado más grande, sino que es donde tenemos más espacio para crecer por la participación que tenemos ahora. En los otros países o estamos limitados por ley, como en Colombia, o tenemos alguna regla de antitrust, especialmente en la generación, por lo que no es tan fácil crecer. Por eso en Brasil estamos viendo adquisiciones y en Perú y Colombia están las compras a minoritarios, particularmente en este último donde tenemos el 51% de la distribuidora, por lo que podemos crecer mucho.

-Algo que a Enersis le costó en Brasil fue invertir en generación, ¿ven espacio?

-Seguimos mirando la generación hídrica que es la matriz de Brasil, pero tenemos alguna duda de tener éxito porque no hay una gran oportunidad de mejorar, por el marco en que se da ese negocio, con contratos de muy largo plazo, con precios definidos y sistemas de protección para las compañías.

Esto hace que el negocio de generación en Brasil sea muy rentable, con bajo costo de inversión, lo que si bien es bueno, por otro lado no hay gran capacidad para optimizar y nosotros queremos compañías donde podamos mejorar los resultados, por eso estamos enfocados en la distribución, porque ahí vemos la oportunidad de mejorar.

-Hoy tienen una participación de mercado del 12% en Brasil, ¿a qué nivel aspiran?

-Somos segundos tras Iberdrola, que tiene 300 mil clientes más. Cuando se llega a una presencia de entre 30% a 35% el regulador puede sentirse incómodo, pero aún tenemos espacio para crecer y eso depende de cada país, pero con un 12% estamos lejos de lo que tenemos en otros mercados, como el 25% de Chile y Colombia, que es parecido en Perú y Argentina, donde tenemos entre 18% y 20%. La idea es llegar a ese rango, pero es un proceso largo, porque Brasil es enorme.

Fin del carbón

-¿En Perú ven opciones en generación o sólo distribución?

-A corto plazo no vemos grandes cosas porque en generación tenemos una posición fuerte, con una importante cantidad de hidroeléctricas, pero en general el país tiene una sobrecapacidad que se mantendrá en los próximos años, por eso miramos la distribución. Hay una gran parte del país que sirven distribuidoras estatales que son ineficientes. Lamentablemente, el plan de privatización está complicado por temas políticos y no sabemos si las cosas van a cambiar.

-¿Figura América Latina en el proceso de rotación de activos que Enel anunció en noviembre?

-Algún activo non core todavía nos queda en la región, si hay nuevas ventas las anunciaremos cuando sucedan.

-¿Hay un cronograma para apagar centrales a carbón en la región, como lo tienen en Europa?

-No, la situación es muy distinta. En Europa hay sobrecapacidad estructural y la demanda no crece, lo que determina que hay un montón de capacidad térmica que tiene que salir del mercado, pero en Latinoamérica la demanda crece y hay una generación renovable muy grande que necesita plantas térmicas para respaldar en periodos de sequía. Es difícil prescindir del carbón en países donde hay redes de gas limitadas y eso genera una necesidad. En Colombia, por ejemplo, tenemos una pequeña planta de carbón y estamos estudiando inversiones para extender su vida útil. Si bien no vamos a construir nuevas plantas, vamos a seguir mejorando las que tenemos.

-¿La revisión de proyectos en la región, en el marco de la búsqueda de eficiencias, dio algún resultado?

-Hay diferencias en la forma en cómo funcionan los mercados, como en Brasil, donde el estado licita los proyectos, pero en Perú, que es más parecido a Chile, castigamos dos proyectos en el río Marañón, lo que afectó los resultados con una pérdida de US$ 30 a US$ 40 millones. En Colombia no había muchos proyectos, Brasil, funciona distinto y en Argentina, por razones lógicas, no teníamos proyectos.

ARGENTINA: “EN 2017 EDESUR TENDRÁ UNA ÚLTIMA LÍNEA AZUL”

Luca D’Agnese, gerente general de Enel Américas, abordó el cambio que está experimentando el mercado eléctrico de Argentina, que les permitirá mejorar los números de su operación local.

¿Se recuperó la relación con la autoridad trasandina? “Claramente, esto ya empezó de verdad con la nueva administración del país. Ha sido un proceso muy abierto, muy racional que culminó con la normalización de las tarifas y los subsidios”, dice.

Explica que con la tarifa congelada, se cubría sólo el 10% del costo y la parte más importante del resto lo asumía el Estado. Para quitarse esa mochila, aplicaron un ajuste gradual que comenzó a inicios de 2016 y no tuvo gran efecto sobre la compañía, “porque dejó sus ingresos prácticamente constantes, y ahora en febrero se concretó un segundo incremento que aunque proporcionalmente es menor, nos permite pagar inversiones y mejorar el servicio. Ya en 2017 Edesur tendrá rentabilidad, generará caja para pagar su inversión y tendrá una última línea en azul”, dice.

Respecto de si esto cambia el plan de inversiones de 900 millones de euros para ese país, D’Agnese dice que “hicimos ese plan con una mirada técnica y el supuesto de que la tarifa saldría razonablemente así y salió un poco mejor. Al gobierno le presentamos un caso un poco más prudente. El plan técnico ya se hizo y lo presentamos a la autoridad que dio diez días de plazo para cualquier cambio, pero le respondimos que ese plazo no es muy serio para cambiar el plan de una compañía de este tipo y no creo que tuviéramos un cambio radical, sino que puede haber algún ajuste de acelerar la ejecución de la inversión, pero manteniendo los montos”.

Respecto de sus planes en generación convencional, dice que esperan este año una nueva licitación de capacidad que se necesita en la zona de Buenos Aires, donde tenemos la central Costanera (2.400 MW) que tiene espacio para agregarle nueva capacidad en base a gas.

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