El Grupo Enel, entre 2016 y 2019, no le canceló al Grupo Energía Bogotá los dividendos correspondientes a esos cuatro años, como consecuencia de la disputa legal que existía en ese momento entre las dos compañías. En efecto, con el nuevo acuerdo, Enel pagará los montos en dos plazos.
Al respecto, el vicepresidente financiero del Grupo Energía Bogotá (GEB), Jorge Andrés Tabares, informó que la compañía, ya en 2021, ha recibido una parte y está por recibir la otra de los dividendos de la operación de 2020.
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Al aplicar la fórmula de 90 %, van a recibir $235.000 millones más de flujo de caja por dividendos. Insistió en que no se llaman retenidos porque se decretaron en marzo sobre las utilidades de 2020.
Así, el retenido, puramente, es del 2016 a 2019 (cuatro años) y sobre ese tiempo la firma va a recibir $965.000 millones, los cuales esperan recibir en diciembre un 50 % y para finales del primer semestre de 2022 el otro 50 %. De esta manera van a fluir los dividendos adicionales.
En cuanto a cómo estas compañías están creciendo, Tabares explicó que la estimación le apunta a que, en los próximos dos años, es que sea del orden de los $180.000 millones adicionales de dividendo de estas compañías.
Sobre los recursos de la capitalización, el ejecutivo señaló que son recursos frescos que entran a Enel Green Power Colombia, y entran en línea con cómo se requieren esas capitalizaciones, básicamente, por el avance de los proyectos. Y la caja que tiene la compañía en la actualidad, estos son recursos que entrarán más durante 2022, entrarán gradual más o menos de manera trimestral.
Hay que decir que el monto que recibirá el GEB es de $965.000 millones, está en evaluación por parte de la Junta Directiva y la administración suministrará información de qué se va a hacer con esos recursos. No obstante, lo más probable es que una parte significativa de esos recursos se convierta en un dividendo extraordinario del GEB a sus accionistas.
“Típicamente entregamos el 70 %, pero es entre el 70 % y el 90 % la consideración que se está nadando, y tomará pues la Junta Directiva las decisiones que correspondan. Afortunadamente, la situación en este momento es muy sólida, patrimonialmente tenemos un bajo apalancamiento 3,2 deuda/ebitda, el ebitda sigue creciendo, los negocios van muy bien y seguimos generando caja positivamente”, señaló Tabares.
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Por otro lado, el vocero del Grupo Energía Bogotá (GEB) destacó que la compañía, realmente, no está pagando como si fueran unos activos en operación. De acuerdo con Tabares, la firma está, básicamente, reembolsando lo que esas compañías han invertido.
“Nos montamos a ese perfil de riesgo, entramos al negocio de solar y eólico, no comprando activos y pagando una prima, sino entrando a co-participar a desarrollar estos proyectos, de la mano de un socio”, expuso.
Frente a la compra de participación en Centroamérica, según Tabares, el GEB cree que la diversificación geográfica y de moneda es importante. “No es un tema sencillo la situación fiscal y la situación de gobernabilidad de Colombia, y tener más ingresos en dólares lo vemos como algo positivo”, apuntó el experto.
Adicionalmente, ven el fortalecimiento de una compañía con una base de ingresos mucho más grandes que involucran energías limpias, solares, eólicas y, principalmente, hídricas. Además, de tener contacto con otras ideologías, por ejemplo, la de Panamá.
“Vemos un elemento de diversificación importante y cuando se nos planteó que se quisiera involucrar estos activos, creímos que el perfil de riesgo del grupo mejora. Claramente, el crecimiento inicial está en Colombia; sin embargo, Enel tiene al menos 100 megavatios de capacidad adicional identificada para el desarrollo en Centroamérica”, subrayó el vicepresidente financiero del GEB.
También precisó que hay un crecimiento asociado a estos activos de Centroamérica, no solamente lo que se está operando.
De otra parte, Tabares aseveró que uno de los principales riesgos de retrasos en los proyectos, como Enel Green Power, es la línea que saca la energía.
“Nosotros estamos haciendo la línea colectora y desde el segundo proyecto, los dos primeros proyectos de Enel Green Power no necesitan la línea colectora, pero desde el tercero sí se necesita. Por ello, tenemos incluido en nuestra valoración las fechas que nosotros estimamos”, aseguró Tabares.
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Es así como, por el lado de tiempos, tenemos la mejor información sobre cuándo estarían listos estos proyectos en operación. Entre tanto, sobre el capex, hay tres elementos de mitigación de riesgo: uno es la experiencia que tiene Enel global, lo que limita el potencial sobrecosto natural en estos proyectos.
“Realmente, el componente de la tecnología es un elemento muy importante ya sea de paneles solares o las turbinas solares son muy importante en el costo total de los proyectos. Entonces la posibilidad de que haya sobrecostos la vemos muy baja”, concluyó el ejecutivo.
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