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Mayor expectativa de flujos futuros habría influido en el precio que Duke pagó por las centrales de CGE
También se habría considerado en la evaluación el nivel de contratos y que las centrales están operativas.
Por: Equipo DF
Publicado: Viernes 28 de diciembre de 2012 a las 05:00 hrs.
Por Miguel Bermeo T.
Casi 69% más de lo que pagó en 2009 (es decir, unos US$ 193 millones adicionales), fue lo que consiguió CGE al vender a Duke Energy sus centrales Peuchén y Mampil, agrupadas en Ibener. El grupo dio a conocer el miércoles que la estadounidense pagó US$ 415 millones en efectivo y se hizo cargo de una deuda de US$ 58 millones que tenía Enerplus con Ibener, por los activos de esta última.
Mirando sólo los números duros, fuentes del proceso aseguran que CGE -ligada a las familias Marín, Pérez Cruz y Hornauer- pedía inicialmente unos US$ 2,7 millones por MW, por Peuchén y Mampil, lo que sumaba sobre US$ 350 millones; sin embargo, terminó recibiendo unos US$ 3,5 millones por MW.
Según varias fuentes del mercado, el precio pagado es sumamente alto, considerando que las centrales tendrían un factor de planta de sólo 33%. Las dudas entonces se esparcieron respecto a qué respondería el alto precio pagado por Duke.
Sobre esta interrogante, la estadounidense respondió a
Diario Financiero
desde Argentina que no es su política comentar los precios que desembolsan por sus compras.
Distintos factores
Distintos expertos eléctricos aseguran que sin conocer la evaluación económica que hizo Duke, sólo es posible especular sobre lo que habría visto en las centrales. El primero de estos factores, cuenta Francisco Aguirre, de Electroconsultores, sería que los proyectos están listos. “Hay un plus, pues son proyectos instalados y entonces se evitan todos costos de desarrollo, señala”.
Sin embargo, dice el experto, un factor que sería más determinante sería el de beneficios futuros, “que no son los mismos que los que había en 2009”, cuando CGE compró los activos, oportunidad en que incluso se decía que había pagado caro.
En este punto coincide María Isabel González, de la consultora Energética, quien señala que “al evaluar una central se hace mirando los flujos futuros, mirando el precio medio de la energía, que para más allá de 2015 estará fijado en generación en base a carbón o GNL”.
Aguirre destaca un punto adicional que posiblemente haya influido: “Otro factor que podría estar considerado es que con estos proyectos hacen una empresa mixta - en términos de generación-, y con eso están haciendo una evaluación económica de lo que estos proyectos le aportan para comercialización”.
La misma Duke indicó a
Diario Financiero
, sobre su interés en las centrales, que “los activos de CGE constituyen una excelente incorporación de generación hidroeléctrica a las plantas existentes de Duke Energy”.
Un cuarto factor, relacionado al anterior, sería el nivel de contratos que pudieran tener las centrales de CGE y cómo se complementan con los que tendría Duke en la central Yungay, ex Campanario.
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