Hernán Dobry

Historias y noticias

Desarrollo Energético

25 enero, 2018

MSU Energy colocó un bono por USD 600m a 7 años para refinanciar su deuda bancaria y con proveedores

Río Energy, UGEN y UENSA, unidades de generadora eléctrica MSU Energy, colocaron 600 millones de dólares en un bono con vencimiento en 2025 a una tasa del 6,875% en Nueva York. El precio final de la operación fue de 99,317% del valor nominal por lo que el nuevo título tendré un rendimiento final del 7%.
La empresa esperaba recaudar hasta 650 millones de dólares en la transacción que fue manejada por JP Morgan, Citigroup, Itaú Unibanco, mientras que el Banco de Crédito y Securitización (BACS), BAF Securities, Banco de Galicia, Banco Hipotecario, Banco Itaú Argentina, Industrial and Commercial Bank of China (ICBC) y Banco Macro actuaron como colocadores locales.
Los fondos serán utilizados para para cancelar dos préstamos sindicados y deuda de corto plazo con bancos y otra con General Electric (GE) que fueron usado para comenzar con la construcción de sus centrales térmicas General Rojo, Baker y Villa María.
Los fondos serán 36% para UGEN, 35% para UENSA y 29% para Río Energy. Las firmas esperan usar USD 50 millones para capital de trabajo y para pagar un préstamo sindicado de 109 millones, con una tasa del 6,5%, con Banco de Galicia, Banco Hipotecario, BACS, Banco Macro e ICBC, con vencimiento en junio de 2022, que la primera utilizó para financiar las obras de la planta Baker.
A su vez, la segunda usará parte del dinero para abonar un crédito de 104 millones de dólares, con una tasa del 6,5% y vencimiento en agosto de 2022, con las mismas entidades financieras que utilizó para levantar su central térmica Villa María.
Las tres empresas utilizarán otros 145 millones de dólares (110 para Río Energy, 20 millones para UGEN y 15 para UENSA) para saldar un préstamo corporativo con GE que utilizaron para pagar el EPC y las nueve turbinas LM6000 que instalaron en las tres plantas.
En tanto, 136 millones de dólares serán usado para abonar tres créditos entre compañías (36 millones de Río Energy, 49 millones de UGEN y 51 millones de UENSA) con MSU Energy Holding, garantizado por Gramercy y otros fondos administrados por CarVal.
Finalmente, utilizarán parte del dinero para pagar 24 millones de dólares en préstamos de corto plazo con BAH (10 millones de UGEN, 10 millones de UENSA y 4 millones de Río Energy) destinados a capital de trabajo.
Río Energy también saldará un crédito de 2 millones de dólares con Banco Piano, uno de 3,5 millones con Banco Industrial y UGEN hará lo propio con uno por 3,5 millones con la misma entidad, todos con vencimiento en junio de 2018.
Además de los 600 millones de dólares conseguidos en la colocación, las tres empresas recibieron 4,8 millones extra de un préstamo a corto plazo para financiar capital de trabajo y otro de 40 millones con una tasa del 8,3% con vencimiento en diciembre de BAF para inversiones en activos.
Las tres empresas debieron afrontar la construcción de las tres plantas para generar un total de 450 MW, que requirieron una inversión de 518 millones de dólares: 172 millones para General Rojo, 171 millones para Baker y 175 millones para Villa María.
UGEN y UENSA fueron adjudicadas con un contrato por 19.900 dólares por MW/mes a 15 años para levantar las centrales térmicas Barker y Villa Maria, de 150 MW cada una, mientras que Río Energy recibió un PPA de 20.900 dólares por MW/mes para su proyecto General Rojo de 150 MW en la licitación realizada en 2016 por el Ministerio de Energía y Minería.
A su vez, ganaron otros tres por 15 años para convertir en ciclos combinados sus tres plantas y agregar una producción de 308 MW durante la licitación de cogeneración y cierre de ciclos que se llevó a cabo en octubre de 2017.
MSU está negociando con diversas compañías para adjudicar el EPC y espera usar turbinas GE en los proyectos. Las obras requerirán cerca de 350 millones de dólares que podría financiar con nuevos créditos sindicados y corporativos. La empresa está negociando un préstamo con UBS, Credit Suisse y Morgan Stanley y otro con su proveedora estadounidense para costear la compra de los equipos para generar electricidad.

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