RESEÑA HISTORICA 1999/2008
2008
PRIVATIZACION DE LA SOCIEDAD
Central Térmica Güemes S.A. es una compañía formada por el Estado Nacional, el que privatizó el 60% de las acciones el 30 de septiembre de 1992, en el marco del Decreto N° 1793/92 del Poder Ejecutivo Nacional El 30% restante de las acciones continúa siendo propiedad del Estado Nacional y el 10% restante corresponden al Programa de Propiedad Participada (PPP).
Central Térmica Güemes S.A. es propietaria de una central productora de electricidad ubicada en la Ciudad de Güemes (Pcia. de Salta) la que, previamente a la privatización, le fue transferida por Agua y Energía Eléctrica S.E. por un valor de 112.430.734,97; en el mismo acto también le transfirió una deuda con diversos proveedores de combustible y equipos por 49.536.734,97 realizando un incremento de capital por el monto neto de los activos y pasivos transferidos, es decir 62.894.000.
Consideraciones Generales
El objeto social de Central Térmica Güemes S.A., en adelante CTG, es la generación y venta de electricidad. CTG posee y opera una planta de generación termoeléctrica, integrada por tres unidades de tipo turbo vapor alimentadas por gas natural y fuel oil. CTG se encuentra instalada aproximadamente a 55 km de la ciudad de Salta, en la provincia del mismo nombre.
La capacidad de generación instalada en CTG es de 261 MW CTG es uno de los generadores termoeléctricos más eficientes de la Argentina, lo que combinado con su cercanía a las reservas de gas del norte argentino y al sistema de transporte de gas, permite a CTG generar electricidad a costos más bajos que la mayoría de los restantes generadores térmicos que participan en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). En consecuencia, las unidades de CTG son constantemente despachadas por CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista S.A.) como unidades de base.
Privatización
CTG fue creada el 27 de julio de 1992, como parte del programa de privatización de la empresa pública del Gobierno Nacional, Agua y Energía Eléctrica S.E., en adelante AyEE, una de las empresas estatales de generación y transmisión eléctrica.
El paquete mayoritario de acciones de CTG fue vendido por el Estado Nacional mediante una Licitación Pública Internacional, realizada el 30 de septiembre de 1992 bajo la Ley N° 23.696 de Reforma del Estado y la Ley N° 24.065 de Energía Eléctrica que estableció el Marco Regulatorio y que fue sancionada por el Congreso Argentino el 3 de enero de 1992. Como resultado de la misma Powerco S.A. adquirió el 60% del capital accionario de CTG, 30% del capital accionario fue retenido en propiedad por el Estado Nacional, y el 10% restante fue cedido en propiedad a los empleados de CTG, a través del PPP.
Powerco SA., en adelante Powerco, es una sociedad anónima argentina integrada por:
Duke Güemes Inc. (25%), en adelante Duke, subsidiaria de Duke Power, posee 17.000 MW de potencia instalada y es el sexto, más grande inversor y propietario de Empresas de Servicio Público en los Estados Unidos;
Sociedad Comercial del Plata S.A. (25%), en adelante SCP, es una sociedad argentina fundada en 1927, que concentra su actividad en el área energética, explotando yacimientos de petróleo y gas, comercializando petróleo y derivados, transportando y distribuyendo gas y en la generación y transporte de electricidad;
Iberdrola S.A. (20%), es la primera empresa Eléctrica privada de España y la tercera de Europa. Posee y opera más de 16 700 MW de capacidad instalada para más de 16.000 000 de personas;
TCW American Development Association, L. P. (15%), en adelante TCW, es una compañía de inversiones de los Estados Unidos focalizada en los mercados emergentes; y
The Argentine Investment Company (15%) en adelante TAlCO, es un fondo de inversión destinado principalmente a inversiones a largo plazo.
Las condiciones de acuerdo a las cuales se realizaron las ofertas impusieron ciertas obligaciones a Powerco y a CTG. Las principales obligaciones fueron las siguientes:
Powerco:
1. construir una línea adicional de transmisión Eléctrica en 132 KW que vincule CTG con Rosario de la Frontera y asumir el pago de las obligaciones que AyEE tenía con TEYMA S.A. por la construcción de una segunda fase de la Línea de transmisión, que corre desde Rosario de la Frontera a Cevil Pozo, donde se conecta con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). La construcción benefició a CTG permitiéndole la transmisión del 100% de la capacidad nominal de CTG al SADI. Las líneas de alta tensión se encuentran finalizadas y operativas;
2. construir una subestación de electricidad en CTG, la que fue completada y se encuentra en operación.
Powerco y CTG:
1. llevar a cabo todos los actos necesarios para obtener la cotización de las acciones Clase B y C de CTG en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires.
2. CTG asumió deudas por aproximadamente U$S 51.000.000 incurridas por AyEE con anterioridad a la privatización de CTG. Se requirió que las obligaciones de CTG fueran garantizadas por Powerco.
CTG:
1. AyEE le transfirió 223 empleados a CTG, la cual asumió desde el día de la adquisición, las obligaciones laborales y sociales en relación con dichos empleados.
Cambio de accionistas
El 26 de enero de 1998 se produjo la venta del paquete accionario de Powerco S.A., la empresa inversora controlante del 60% de las acciones de Central Térmica Güemes S.A. (CTG), como cierre de la operación propuesta por el grupo gerencial y empleados de la empresa.
A partir del 28 de enero del '98 se renovó el Directorio mediante la incorporación de los directores designados por las acciones clase A, y compuesto por los Gerentes de CTG designados por Powerco S.A., reemplazando a los anteriores. Permanecieron sin cambios los directores representantes de los accionistas por la PPP (10%) y del Gobierno Nacional (30%).
De esta manera la titularidad del paquete accionario de CTG quedó en un 70% a cargo de sus Gerentes y empleados y en el restante 30% a cargo del Estado Nacional.
Con fecha 26 de enero de 1999 los accionistas de Powerco S.A. (sociedad controlante) Duke Güemes Inc., Iberdrola Holding & Finance B.V., Sociedad Comercial del Plata S.A., TCW Americas Development Association L.P. y The Argentine Investment Company, poseedores a través de la primera del 60% de las acciones de Central Térmica Güemes S.A., vendieron el total del paquete accionario a un grupo de directivos de la Compañía, configurándose así el primer caso de Management Buy-out en el mercado eléctrico argentino.
Luego de un pormenorizado análisis de la situación financiera de la Sociedad, el Directorio decidió el 29 de marzo de 1999 iniciar un proceso de reestructuración de sus pasivos financieros, encomendando a la Gerencia General, junto con el asesoramiento de Bankers Trust - Mex Brown la elaboración de un plan al respecto. Dicha decisión fue comunicada a la Comisión Nacional de Valores el 17 de mayo de 1999.
La intención de implementar un plan de reestructuración se debió fundamentalmente al acaecimiento de hechos, los cuales han tenido un efecto negativo en la situación financiera de la Sociedad. Los acontecimientos más significativos tenidos en cuenta fueron los siguientes. a) la dificultad que presentaba la Sociedad para acceder al mercado de crédito internacional a plazos y tasas adecuadas; b) los efectos que produjo sobre la Sociedad la reforma impositiva sancionada por el Congreso Nacional que incluyó el impuesto a la ganancia mínima presunta y el impuesto sobre los intereses; c) la reducción del precio monómico de la energía en el nodo Güemes, desde el momento de la privatización y d) el elevado índice de endeudamiento.
El 29 de octubre de 1999, el Directorio de la Sociedad decidió rechazar la última propuesta de reestructuración financiera presentada por el Comité de Tenedores de Obligaciones Negociables ya que dicha propuesta contenía compromisos y obligaciones demasiado gravosas para la Sociedad y para los accionistas de la misma.
Posición financiera
Al 31 de diciembre de 1998, y luego de haberse pagado U$S 57.200.000 correspondiente a los servicios de intereses de la Obligación Negociable por U$S 60.000.000 (Eurobono) emitida en 1996, con vencimiento del principal en noviembre del año 2001, las reservas de caja e inversiones alcanzaron a $ 6,4 millones.
Perspectivas
El descenso de los precios spot en el mercado eléctrico mayorista y la competencia de otros generadores con tecnologías más modernas generaron una caída de la rentabilidad de la Sociedad en los últimos años. Ese problema se agravó notoriamente aún más a partir de la reforma tributaria promulgada en diciembre de 1998, que obligó al pago del impuesto a la ganancia mínima presunta y al de un nuevo impuesto sobre los intereses. Asimismo los procesos de renegociación concretados en enero de 1999 con el principal cliente, EDESA, y con el proveedor de gas, generaron reducciones adicionales de la ya afectada rentabilidad.
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2008
HECHOS RELEVANTES 2009
Mantenimiento Mayor
de la Turbina GUE13
Entre los meses de mayo y agosto
de 2009 se realizaron
las tareas correspondientes al mantenimiento mayor de la unidad de generación GUE 13, las que se extendieron durante dieciséis semanas e incluyeron:
Revisar en su totalidad
el equipamiento principal
y auxiliar. Reparaciones, ajustes y reemplazo de partes.
Evaluación sobre el reemplazo
a futuro de componentes (compra de repuestos).
Su correcta
ejecución permite
asegurar una mayor confiabilidad
de servicio
y resguardo patrimonial de la unidad generadora.
En este mantenimiento mayor se realizaron tareas de inspección
en detalle e intervención en caldera, turbina, generador, torres de enfriamiento, sistemas de control,
protecciones eléctricas y equipos
auxiliares.
El costo total del mantenimiento mayor ascendió a$ 17.525.221
y fue registrado en el rubro Bienes de Uso
depreciándose en función del plazo previsto hasta la ejecución del próximo mantenimiento mayor.
Capitalización
en ENDISA y opción de compra
de acciones
Con
fecha 22
de diciembre
de 2008,
en Asamblea
General
de
Accionistas
de
Energía Distribuida
S.A. (ENDISA), la Sociedad manifestó
su intención de capitalizar el crédito que mantenía con ENDISA resultante
de la venta de activos mencionada en punto a) de la Nota
ENDISA tiene intención de desarrollar dos proyectos de generación de energía eléctrica a través de: (i) la instalación
de
motogeneradores
Man Diesel
de
ciclo
Otto
a
gas
natural
de
última
tecnología,
y (ií)
la instalación de seis motores
WiirtsiUi.
Asimismo, en relación con la suscripción mencionada y tal como
surge
del Acuerdo
de Accionistas celebrado
por los accionistas de ENDISA y su addenda,
la Sociedad otorgó a Operating
S.A. una Opción de Compra, en virtud
de la cual ésta última tendrá derecho de comprar
a la Sociedad
una cantidad
tal de acciones
que represente
un porcentaje igual al 50% del total de las acciones
en circulación
de ENDISA
(las "acciones subyacentes") a un precio
por cada
acción
subyacente equivalente al valor
nominal
efectivamente integrado convertido a
dólares estadounidenses con más un interés
pactado por cada
día que
pase
desde la fecha
de la respectiva
integración hasta
la fecha
de ejercicio de la Opción de Compra,
según lo definido en el acuerdo, menos
las sumas que en concepto de dividendos u otras distribuciones haya percibido cada acción
subyacente
sobre la que se ejercite
la Opción
hasta
la fecha de ejercicio
de tal Opción.
Con fecha 13 de marzo de 2009, Operating
S.A. comunicó su renuncia al uso de la opción de compra de
acciones mencionada en los párrafos precedentes y en consecuencia la Sociedad en dicha fecha
hizo
uso de la opción
de
compra
de
las
acciones de
Operating S.A. , adquiriendo las
5.000
acciones con las que
contaba
mediante contrato de compraventa de acciones. Asimismo,
mediante un contrato de compraventa de acciones con
PP, la Sociedad. adquirió 45.000 acciones
de ENDISA de las cuales era propietaria PP. Asimismo, con fecha
5 de junio de 2009 la Sociedad vendió la cantidad
de 100 acciones a la firma PP.
Con fecha 18 de diciembre de 2009, en Asamblea General
de Accionistas de ENDISA, la Sociedad manifestó su intención de realizar
un aporte
en efectivo
de $
114.334 y capitalizar el
crédito
que
mantenía contra
la sociedad por la suma
de$ 6.598.166 en razón
de costos
y gastos
cancelados por CTG
por cuenta
y orden
de
ENDISA relacionados con el manipuleo, almacenaje, ingeniería, adquisición de equipos asociados, seguro, transporte y mantenimiento de los Motores
Man.
Dicha
propuesta
fue
aceptada
por
la Asamblea
de
ENDISA,
resolviendo
un aumento
del
capital
social, mediante la emisión de 6.712.500 acciones
ordinarias, nominativas no endosables de un peso valor nominal cada una y con derecho a un voto por acción a favor de CTG.
De esta forma la Sociedad al 31 de diciembre de 2009 ejerce
el control
efectivo de ENDISA
y posee el
99,99% de su capital.
Por lo expuesto precedentemente, la Sociedad
presenta estados contables
consolidados al 31 de diciembre
de 2009.
Generación de la turbina LMS-100
La turbina de gas modelo LMS-100
generó durante el año 2009 569,3 GWh netos, de los cuales 417,97 GWh se vendieron bajo la modalidad
de Energía Plus, el resto se comercializó en el Mercado
Spot.
Este equipamiento, al tratarse de tecnología de última generación, posee una alta eficiencia y disponibilidad,
debido a los menores tiempos en que se incurren para realizar los mantenimientos del grupo generador.
Acuerdos de exportación
Hasta el 31 de octubre de 2009 estuvo vigente el contrato
de exportación de energía a la Administración Nacional
de
Usinas
y Transmisiones
Eléctricas
(UTE)
de
la República
Oriental
del
Uruguay
que
fuera
autorizado por la Secretaria de Energía (SE) mediante la Resolución N° 432/2007, autorizó
la exportación de energía por un período de 30 meses
contados a partir del 1o
de mayo de 2007.
En el mes de abril de
El Pago por Disponibilidad Mínima
tiene asociada una cláusula de recupero a favor de UTE, que establece que UTE
tendrá derecho a recuperar el pago por disponibilidad
mínima, dentro del periodo
de vigencia, en el
supuesto que: habiendo UTE programado
en todas las semanas de cada mes !50
MW, transcurren dos meses en un semestre
móvil, en
los
cuales las
horas
acumuladas de
potencia
definida
por
CAMMESA
como
potencia disponible para exportación
resultaren menor de 73 en los dos meses.
El derecho
de recupero al pago
por disponibilidad
mínima será
equivalente
a
un
mes por cada
dos meses
en
que
se
verifique
la condición. También se acordó que el Pago por Disponibilidad Mínima
correspondiente al mes de mayo 2009
fuera de U$S 0 (dólares cero).
Durante el bimestre de junio-julio del presente año no
se realizaron exportaciones por dicho contrato debido a
las restricciones para la exportación de energía dispuestas por CAMMESA, por tal motivo,
no se cubrieron las horas acumuladas estipuladas y en cumplimiento de la última adenda al acuerdo con UTE, la Sociedad no recibió el "Pago por Disponibilidad Mínima" en concepto de recupero de pago a favor de UTE.
Durante el año 2009 se exportaron a través de dicho acuerdo
183.614,59
MWh, resultando inferior en un 45% respecto
de los 334.626,9 MWh exportados
durante el año 2008. Esta importante disminución se debió en parte a que durante los meses de noviembre y diciembre de 2009 no se exportó
energía porque la SE no emitió un nuevo permiso de exportación sino hasta fines de diciembre
de 2009.
En noviembre
de 2009 la Sociedad
concluyó las negociaciones con CEMSA y UTE firmando un nuevo contrato de exportación con
vigencia hasta el 30
de noviembre de 20 ll, el que fue autorizado
por la SE el 30 de
diciembre de 2009. Este acuerdo
mantiene el pago por disponibilidad mínima y fija el precio de la energía
efectivamente exportada en 77 US$/MWh
para el primer período semestral
que finaliza el 30 de abril de 201 O. Para
el siguiente período semestral se mantiene dicho valor siempre
y cuando el precio de referencia del gas
para la Cuenca Noroeste
fijado por la SE sea inferior
a 2,52 US$/MMBTU, con más un 5%. Caso
contrario, el precio de la energía para exportación ascenderá a 79 US$/MWh
en el mes en que se supere ese valor.
Venta de energía bajo la modalidad de Energía Plus
El
Servicio de
Energía Plus, establecido en la
Resolución N° 128112006
de
la S.E., tiene
la
finalidad de asegurar el abastecimiento de la demanda de aquellos grandes usuarios
con consumos mayores
a los 300 KW de potencia que
incrementaron su consumo con
respecto al año
2005, este
mayor
consumo se denomina en los términos
de la mencionada resolución como
Demanda Excedente.
Según
dicha
resolución, tal
servicio solo puede
ser
abastecido por generadores que cuenten con ''Nueva Oferta
de Generación", es decir
generación que se conectara
al sistema a partir
de noviembre de 2006
y que tengan
acuerdos firmados para
la
provisión
de
combustible
para
la
generación. En el
marco
de
esta normativa, Central
Térmica Güemes S.A. realizó
las importantes inversiones mencionadas en la Nota
En el marco
de la normativa mencionada, la Sociedad es el primer
generador del MEM
que se encuentra en condiciones de prestar el servicio
de Energía Plus. A tal efecto
se realizaron acuerdos de Servicio de Energía Plus por
la
totalidad de
la
Potencia Neta Efectiva de la
ampliación de Generación de Central
Térmica Güemes S.A. con
diferentes agentes del
mercado a
término (MAT) con
vigencia a partir
de
la
puesta
en
marcha de la nueva
unidad
de generación LMS-100.
Dentro de este
marco, la S.E. y la Subsecretaria de la Energía
Eléctrica (SSSE), contando con
la aprobación del Ministerio de Planificación Federal,
Inversión Pública y Servicios del margen de utilidad presentado por Central Térmica Güemes S.A. a través
de la Res. MPFIPyS
N° 897/08 y Res. MPFIPyS
N° 608/09, autorizo durante el año 2009, 35 contratos de Central Térmica Güemes S.A. con
Agentes del MAT,
adicionales a los contratos aprobados en el año 2008, llegando
a una Potencia total contratada de 96,2
MW.
Como
consecuencia de la autorización de los contratos, durante el ejercicio
2009 se vendieron 417,97 GWh,
bajo la modalidad antes mencionada.
La SSSE, a través
de su Nota N° 1187/09 aprobó
a partir
de diciembre de 2009
un contrato de Disponibilidad de Potencia suscripto
por Central Térmica Güemes S.A. , con
GENERACIÓN MEDITERRÁNEA S.A. para
el respaldo de los
contratos del
Servicio de
Energía Plus por
una
Potencia Máxima de
20
MW,
lo que
le permite a Central Térmica
Güemes S.A. acortar
el riesgo de Precio de compra de Energía en el Mercado cuando la nueva unidad de generación
LMS-100 no está generando.
Fuente: Memorias y Balances de Central Térmica Güemes S.A. (1992/2011)