MERCADO DE VALORES

Tras un año con menor generación de electricidad por vientos por debajo de lo previsto, la sociedad anónima salió a explicar la situación y qué pasará con las utilidades de los 10.054 pequeños ahorristas que invirtieron en él.

El 18 de abril de 2018, una asamblea de accionistas del parque eólico Valentines (Areaflin S.A.) -80% es de pequeños ahorristas e inversores institucionales y 20% de UTE- resolvió por unanimidad repartir todos los dividendos que dejó el primer año de operación de este desarrollo.

Así a 10.054 inversionistas que aportaron US$ 44 millones en diciembre de 2016 (US$ 20 millones de ahorristas minoristas y US$ 24 millones de inversores institucionales) les correspondió US$ 4,32 millones, es decir 10% de retorno sobre el capital invertido. La producción del parque se vende a UTE a un precio ya estipulado por contrato.

Pero, este año la situación es diferente, por distintos motivos las utilidades a repartir serán menores y Areaflin se vio en la necesidad de salir a aclarar públicamente lo sucedido.

En una nota enviada a la Bolsa de Valores de Montevideo, Areaflin recordó que “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)”.

En esa línea, puntualizó que “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”.

Por eso “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”.

Areaflin señaló que “respecto a la proyección de la distribución de dividendos a efectivizarse en 2019, es pertinente indicar que “la energía generada en el año 2018 se ubicó en el entorno de un 10% por debajo de las estimaciones previas” lo 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 que estamos frente a una disminución temporal de la velocidad del recurso viento”, explicó.

“Esta situación no tiene porqué mantenerse en el tiempo y en base a modelos de simulación, es esperable que en períodos de tiempo más extensos, se revierta”, agregó.

Además de menores ventas por menor generación de electricidad, estuvo el concepto “impuesto a la renta diferido” que “no se incluye en los modelos financieros porque las hipótesis utilizadas suponen una evolución acompasada de la inflación y la devaluación”. Lo que sucedió en 2018 fue que la “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”, señaló el informe.

“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”, añadió.

La sociedad anónima recordó que la distribución de utilidades correspondiente al cierre de ejercicio 2017, cuyos fondos se transfirieron a los inversores a principios de junio de 2018 (como fue mencionado), 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”.

Así, “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%”, afirmó Areaflin.

“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”, concluyó.