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En el marco de la política de comunicación de Areaflin S.A. con el público en general, por este medio es de nuestro interés informar sobre la situación del parque eólico Valentines.
En relación con los dividendos a percibir por sus accionistas y en términos generales, deben realizarse las siguientes precisiones:
—Las acciones que adquirieron los inversores son títulos de renta variable, por lo cual los dividendos a recibir por los accionistas dependen directa y exclusivamente del desempeño del emprendimiento en cada año (resultado económico de la empresa).
—La rentabilidad estimada del entorno de 10% anual, proyectada previo a la emisión de acciones, corresponde a una medida de retorno que considera los flujos planificados para los 20 años del proyecto, con montos fluctuantes que se irán compensando en el tiempo. No es correcto suponer que cada año los accionistas deban recibir el 10% del monto invertido. Tampoco es correcto suponer que como un año la empresa distribuyó a sus accionistas determinado monto, el resto de los períodos futuros también deban recibir una cifra similar.
Respecto a la proyección de la distribución de dividendos a efectivizarse en 2019, es pertinente indicar que:
—Ventas. La energía generada en el año 2018 se ubicó en el entorno de un 10% por debajo de las estimaciones previas estipuladas en el prospecto de emisión (las cuales fueron validadas por las consultoras técnicas internacionales), efecto que se traduce en menores ingresos por ventas de la sociedad respecto a los previstos. Esta realidad se ha verificado también en otras centrales eólicas del país, situación que ha sido analizada por el equipo técnico, quien ha arribado a la conclusión de que estamos frente a una disminución temporal de la velocidad del recurso viento. En efecto, y para nuestro caso en particular, el promedio real registrado ha sido del entorno de 7,6 m/s, mientras que el modelo financiero proyectado se elaboró considerando una velocidad de viento promedio de 8,2 m/s, basada en datos de registros históricos de varios años previos. Esta situación no tiene por qué mantenerse en el tiempo, y con base en modelos de simulación, es esperable que en períodos de tiempo más extensos esta situación se revierta.
—Gastos de Operación y Mantenimiento (O&M). El contrato de construcción de la central estableció que durante los dos primeros años de su funcionamiento no correspondía abonar gastos por O&M, siendo que dicho costo está implícito en su construcción. La aplicación de las Normas Internacionales de Información Financiera requirió reconocer el costo de O&M, sacándolo de la inversión inicial, lo que redunda en un gasto mayor en los dos primeros años de operación del parque, situación que el modelo original recogía de diferente manera (se amortizaba como parte del activo de la sociedad en sus 20 años de vida estimada).
—Impuesto a la Renta diferido. Este concepto no se incluye en los modelos financieros porque las hipótesis utilizadas suponen una evolución acompasada de la inflación y la devaluación. Teniendo en cuenta que en este período el tipo de cambio (relación dólar–peso) ha presentado considerables fluctuaciones y una gran apreciación de la moneda estadounidense, ello ha generado un impacto adverso en el resultado del ejercicio 2018.
—Los efectos antes indicados determinan que la distribución prevista de resultados del ejercicio 2018 presentará un flujo inferior al proyectado en el modelo financiero original para este año.
No obstante lo antes indicado, es importante considerar:
—Que la distribución de utilidades correspondiente al cierre de ejercicio 2017, cuyos fondos se transfirieron a los inversores a principios de junio de 2018, incluyó un efecto positivo derivado de un impacto inverso de la evolución del tipo de cambio, que representó el pago de dividendos por aproximadamente el doble de lo previsto en el modelo financiero inicial.
—Si se actualiza el capital aportado por los inversores en 2015 y 2016, el monto total acumulado de distribuciones de resultados 2017 y 2018 (actualizado) representará un 10,9% de dicho monto, mientras el modelo original preveía fuera 10,6%.
En síntesis, la rentabilidad del proyecto continúa manteniéndose alineada con las proyecciones iniciales. Si se supone que la generación energética volverá a ubicarse en el nivel esperado según los promedios históricos de velocidad de viento y la inflación y devaluación se mantendrán acompasadas, la rentabilidad del proyecto continuará situándose en el entorno de 10% según modelo financiero original.
