estimaciÓn del wacc para empresas de...

ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE DISTRIBUIDORES DE ENERGÍAELÉCTRICA - ASOCODIS

METODOLOGÍA Y ESTIMACIÓN DEL COSTO PROMEDIO PONDERADO DE CAPITAL (WACC), PARA EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA

RESUMEN EJECUTIVO

1.- OBJETIVO Y SITUACIÓN ACTUAL

El trabajo realizado por la Facultad de Administración de la Universidad de los Andes tiene como objetivo la determinación de la tasa de retorno de la actividad de distribución de energía eléctrica en Colombia para el periodo regulatorio 2008-2012, teniendo en cuenta la metodología vigente y con base en las metodologías de remuneración normalmente usadas en la actividad de distribución eléctrica. El destinatario del trabajo es la Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica, ASOCODIS; con el equipo de trabajo de la Universidad de los Andes1 colaboraron para su realización los expertos de las empresas asociadas que participaron en las diferentes actividades programadas, en las cuales realizaron importantes aportes que contribuyeron al logro del objetivo del trabajo. En el momento se encuentra vigente la Resolución CREG 013 de 2.002, que establece como tasa remuneratoria un valor del 16.06% en términos reales antes de impuestos, para los niveles de tensión I, II y III (price cap) y del 14.06%, para el nivel de tensión IV (revenue cap).

2.- COSTO PROMEDIO PONDERADO DE CAPITAL COMO ESTIMADOR DE LA TASA REMUNERATORIA DEL CAPITAL INVERTIDO

Como tasa remuneratoria del capital invertido se utiliza el costo promedio ponderado de capital (WACC por sus siglas en inglés) y para su cálculo se define una estructura de capital (combinación entre deuda financiera y patrimonio o “equity”) y se aplica la siguiente relación:

(W ACC)t= W iK dt*(l-t) + W 2K Et

Donde Kdt*(l-t), corresponde al costo de la deuda después de impuestos en una fecha dada y KEt corresponde al costo de la aportación patrimonial o “equity” en la misma fecha, que desde el punto de vista teórico corresponde al costo de oportunidad de los accionistas. En este trabajo se optó por una estructura adecuada de capital, definida esta última como la máxima utilización de la deuda financiera que permite mantener una calificación de grado de solvencia, consistente con enfoques modernos de regulación que buscan facilitar el

1 El equipo estuvo conformado por Javier Serrano R, Director de la Escuela de Posgrados, Francisco Azuero, Ph.D y Director del Area de Finanzas, Eric Rodríguez, Ph.D y Juan Benavides B, Ph.D, todo profesores de planta e investigadores de la Facultad de Administración de la Universidad de los Andes.ESTIMACIÓN DEL WACC PARA EMPRESAS DE DISTIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 1FACULTAD DE ADMINISTRACIÓN UNIANDES ASOCODISRESUMEN EJECUTIVO CONFIDENCIAL

acceso de las empresas a los mercados financieros y evitar los costos asociados con el stress financiero y eventualmente con una situación de bancarrota. Para el cálculo del costo del patrimonio se utilizó el modelo C.A.P.M., con su formulación conocida, a partir del beta apalancado que involucra riesgo comercial y financiero, según la cual este costo se expresa de acuerdo con la relación:

K E = R F + [E(Rm) - R f ]* BjA

Para el costo de la aportación patrimonial utilizando el modelo CAPM hay que definir un beta no apalancado (riesgo comercial), una estructura de capital, la tasa libre de riesgo y el premio al riesgo en un mercado específico; los procesos de estimación como se muestra en el trabajo realizado son complejos en la medida que son altamente sensibles al período utilizado y a las fuentes de información seleccionadas tal y como se muestra en el desarrollo del estudio. Así mismo, las dificultades de utilizar parámetros locales generalmente lleva a la necesidad de utilizar parámetros de otros mercados maduros (por ejemplo, Estados Unidos), lo cual a su vez requiere ajustar la expresión para el cálculo de la aportación patrimonial por el riesgo país. La metodología utilizada en el trabajo actual es similar a la metodología de estimación implícita en la resolución CREG No 013 de 2.002, con diferencias que se anotan posteriormente; no obstante que la misma es sólida y bien fundamentada, se debe hacer una revisión en puntos tales como:

1- Longitud de las series de tiempo, para la estimación de los parámetros relevantes, consistente en que la estimación de los parámetros (por ejemplo, los del CAPM) es extremadamente sensible al período de tiempo que se utiliza para su estimación.

2- Problema de los betas: su dependencia de la fuente de información y su inestabilidad en el tiempo, tal y como se discute ampliamente en el informe detallado, bajo el encabezado Betas: información presentada en diferentes fuentes. Así mismo, no es fácil encontrar información sobre betas que apliquen únicamente a medir el riesgo operacional o comercial de empresas que únicamente tienen la actividad de distribución de energía eléctrica.

3- Riesgo regulatorio: como estimar los ajustes sobre betas estimados en países con sistemas regulatorios diferentes al nuestro (Price Cap y Revenue Cap)

4- Estructura de capital, relacionada con la imposibilidad real que han tenido las empresas para llegar a una utilización de un 40% de deuda en su estructura de capital.

5- Costo de la deuda, a partir de las tasas a las cuales las empresas estaban consiguiendo deuda en ese momento, que han cambiado significativamente.

6- Costo del Patrimonio, utilizando el modelo C.A.P.M., con los parámetros estimados según lo expuesto en los puntos anteriores y con la estructura de capital sugerida, para el cálculo del beta apalancado.

7- Riesgo país: los ajustes necesarios al EMBI, para reflejar el riesgo país

3- ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN FINANCIERA DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

En este numeral se resume el resultado del análisis de la rentabilidad y estructura de capitalde las empresas que están relacionadas con la actividad de distribución de energía eléctricaESTIMACIÓN DEL WACC PARA EMPRESAS DE DISTIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 2FACULTAD DE ADMINISTRACIÓN UNIANDES ASOCODISRESUMEN EJECUTIVO CONFIDENCIAL

en la vigencia regulatoria del 2002 al 2006. La idea central era mirar si la rentabilidad reconocida por la regulación es comparable con la rentabilidad obtenida por la empresas en este sector y si la estructura de capital propuesta del 40% deuda financiera y 60% patrimonio es una estructura alcanzadle; para ello se analizaron los estados financieros de las empresas que tienen la actividad de distribución involucrada, comercialización y distribución (CD); comercialización, distribución y generación (CDG); y comercialización, distribución, generación y transmisión (CDGT)2. La fuente utilizada para este fin fue el SUI. Así mismo y paralelamente, con la misma fuente de información, se analizó el grupo de empresas de distribución y comercialización agrupadas en ASOCODIS. El periodo de análisis se concentró en los años del periodo regulatorio vigente (2002 a 2006) y se calcularon indicadores promedio de cada grupo de actividades (CD, CDG, CDGT) e indicadores promedio de los tres grupos. Esos promedios se obtienen ponderando por el peso relativo de los activos de cada empresa o de cada grupo. Adicionalmente, se realizó un ajuste a la definición de activos para poder definir un balance ajustado donde se tenga separada la deuda financiera, las provisiones y los otros pasivos; en este balance ajustado el pasivo corriente operativo pasa a restar del activo corriente, para establecer el capital de trabajo neto. Los resultados numéricos obtenidos en forma resumida se muestran en los siguientes cuadros:

Rentabilidad del patrimonio Rentabilidad operativa (Utilidad operativa/ACTIVO)

Actividad Peso ACT 2002 2003 2004 2005 2006 2002 2003 2004 2005 2006

CD 37,38% -7,92% -15,52% 0,16% -4,43% 6,14% -3,68% 0,40% 3,75% 4,40% 3,71%CDG 3,55% -4,67% -2,36% 1,27% 3,62% 5,14% -5,14% -3,50% -0,18% 2,17% 4,30%

CDGT 59,06% 1,24% 4,65% 6,70% 7,68% 6,60% 4,14% 5,20% 5,50% 5,57% 5,31%

PROMEDIO 100,00% -2,39% -3,14% 4,06% 3,01% 6,38% 0,89% 3,10% 4,64% 5,01% 4,67%

Fuente SIU y cálculos de los consultores* ACTIVO = Capital de trabajo operativo + activos no corrientes.

EB ITD A /ACTIVO

Actividad Peso ACT 2002 2003 2004 2005 2006

CD 37 ,38% 5 ,99% 8 ,35% 12 ,24% 13 ,49% 13 ,63%

CDG 3 ,55% 3 ,53% 4 ,95% 12 ,08% 13 ,81% 13 ,82%

CDGT 59 ,06% 12 ,65% 11 ,35% 11 ,68% 10 ,08% 8 ,90%

PROMEDIO 100 ,00% 9 ,83% 10 ,00% 11 ,90% 11 ,49% 10 ,84%

Fuente SIU y cálculos de los consultores* ACTIVO = Capital de trabajo operativo + activos no corriente

Pasivo / (Pasivo +Patrimonio)

Actividad Peso ACT 2002 2003 2004 2005 2006

CD 37 ,38% 35 ,01% 24 ,23% 23 ,63% 26 ,36% 24 , 14%

CDG 3 ,55% 36 ,76% 18 ,04% 16 ,08% 16 ,27% 17 ,69%

CDGT 59 ,06% 37 ,46% 17 ,54% 15 ,94% 15 ,33% 14 ,34%

PROMEDIO 100 ,00% 36 ,52% 20 ,06% 18 ,82% 19 ,49% 18 , 12%

Fuente SIU y cálculos de los consultores* Pasivo incluye Deuda financiera, provisiones y otros pasivo

" En el trabajo no se hizo análisis de la sola actividad de distribución de energía eléctrica, ante la imposibilidad real de obtener la información adecuada para este propósito.ESTIMACIÓN DEL WACC PARA EMPRESAS DE DISTIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 3FACULTAD DE ADMINISTRACIÓN UNIANDES ASOCODISRESUMEN EJECUTIVO CONFIDENCIAL

En las siguientes figuras se resume el análisis financiero en términos de rentabilidad operativa sobre activos y endeudamiento financiero:

R e n t a b i l i d a d o p e r a t i v a d e l a c t i v o (Util O p e r a t i v a / A c t iv o ) En r e a l e s y a n t e s d e i m p u e s t o s

- - CD- - - - - - CDG I

± CDGT |

Endeudamiento (Deuda Financiera / Deuda Financiera + Patrimonio)

30 ,00%

25 ,00%

20 ,00%

15 ,00%

10 ,00%

5 ,00%

0 ,00%

El análisis realizado permitió a los consultores establecer las siguientes conclusiones sobre el desempeño financiero de las empresas durante el período analizado. Se hace la salvedad que las mismas se aplican a empresas integradas en diferentes niveles (CD, CDG, CDGT) en la medida que no se pudo aislar la actividad de distribución para realizar el correspondiente análisis.

• La rentabilidad operativa del activo obtenida por las empresas de distribución de energía eléctrica en Colombia es baja (4% en reales y antes de impuestos) y dista de aquella implícita en la resolución CREG 013 de 2002, que supone una rentabilidad del 16.06% en reales antes de impuestos. Esta rentabilidad es sobre activos acotados según la reglamentación vigente pero en nuestro trabajo la rentabilidad se estimó tanto en términos de utilidad como en términos de EBITDA sobre activos contables ajustados, lo cual genera una diferencia significativa. Sin embargo, creemos que hay suficiente evidencia para afirmar que la rentabilidad dista de la mencionada previamente e implícita en la fórmula tarifaria vigente.

N.

2002 2003 2004 2005 2006

— — C D - - B - - C D G = -----C D G T

4,00%

2 ,0 0 %

0 ,00 %

- 2 ,0 0 %

-4,00%

nnoz,

,V 20032002 2004 2005 2006

ESTIMACIÓN DEL WACC PARA EMPRESAS DE DISTIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 4FACULTAD DE ADMINISTRACIÓN UNIANDES ASOCODISRESUMEN EJECUTIVO CONFIDENCIAL

• El nivel de endeudamiento financiero promedio no supera el 18%, estando por debajo del 40% que se reconoce en la estructura de capital optima que se supone para la construcción de WACC según la regulación vigente.

• El patrimonio constituye la principal fuente de financiamiento y en algunos casos donde hay uso mínimo o inexistente de la deuda financiera, como fuente de financiamiento, se está perdiendo la oportunidad y la ventaja del escudo fiscal. Aunque puede haber limitaciones propias del mercado de capitales que dificultan el acceso de las empresas, algunas empresas van a tener que hacer un esfuerzo para mejorar su gestión financiera.

4.- BETAS NO APALANCADOS Y LAS DIFICULTADESINHERENTES A LA ESTIMACIÓN DE UN BETA

Los betas se obtienen de diferentes fuentes de información (por ejemplo, Bloomberg, Reuters, Damodaran, Morningstar, Yahoo Finance). La información que se presenta en diferentes fuentes de información para el sector de energía eléctrica es divergente y muy sensible a la fuente, tal y como se demostró en este trabajo; así mismo no se encuentra información sustancial de betas sobre empresas que realicen únicamente la actividad de distribución de energía eléctrica. A manera de ejemplo, la información presentada por A. Damodaran para los Estados Unidos y promediando las tres regiones permitiría obtener un beta no apalancado de 0.64 (promedio simple)3. En la información correspondiente a mercados emergentes y para empresas de distribución de energía eléctrica a la misma fecha, el beta no apalancado promedio resulta en 1.034; para el caso de Europa, el Beta promedio no apalancado para distribución resulta de 0.44, que se eleva 0.695 para el apalancamiento mostrado, significativamente inferior al que se mostró para países emergentes; el beta no apalancado utilizado por ANEEL fue de 0.2736, mientras que el Beta no apalancado ajustado del sector 4911 composite según Morningstar es de 0.36 y el median, es de 0.477. La dispersión de valores muestra dificultad inherente de la metodología en el momento de seleccionar un beta de referencia para hacer la estimación específica del costo de capital para una empresa.

Propuestas de este trabajo, (i) no usar betas de otros mercados emergentes porque son medidas inestables (y con betas superiores a 1 en la mayoría de los casos); (ii) usar las estimaciones de Damodaran para tasa libre de riesgo, prima del mercado (que cubren cerca de veinte años en cada caso) y betas de empresas eléctricas de servicio público. Puesto que las bases de datos de Damodaran están entre las más consultadas por los profesionales de valoración de firmas a nivel internacional y son de libre acceso, traen transparencia y comparabilidad a los valores elegidos y reducen el potencial de discusión. La base de datos

3 Fuente, A.Damodaran (www.stem.nyu.edu/~adamodar). Capítulo de Valuation, Betas fo r Industry.4 Ibidem.5 Ibidem.6 ANEEL. Nota Técnica No 302/2006, Metodología de cálculo de la tasa de remuneración de las concesiones de distribución de energía eléctrica, 19 de diciembre del año 2006.1 Morningstar (Ibbotson); Beta Book & Cost o f Capital Book, sector 4911.ESTIMACIÓN DEL WACC PARA EMPRESAS DE DISTIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 5FACULTAD DE ADMINISTRACIÓN UNIANDES ASOCODISRESUMEN EJECUTIVO CONFIDENCIAL

http://www.stem.nyu.edu/~adamodar

de Damodaran para Estados Unidos presenta información individual de los betas apalancados y de la estructura de deuda y patrimonio de 69 firmas clasificadas como “empresas eléctricas de servicio público”, distintas de las firmas clasificadas como “productores”, una clasificación más fina que la contemplada por Ibbotson8.

5.- RIESGO PAIS

Existen diferentes modalidades para incluir el riesgo país en el modelo CAPM. Solnik (1974) propone calcular un beta para un país de la misma manera en que se calcula para una industria en un portafolio de una economía nacional (las primeras pruebas del CAPM se hicieron sobre el mercado norteamericano). El riesgo sistémico (no diversificable) se calcula como la contribución que harían las inversiones en dicho país a la varianza de un portafolio diversificado a nivel mundial. Aunque los primeros estudios aplicados a países desarrollados fueron prometedores, su generalización en el tiempo y a países emergentes arrojaron resultados no lógicos: en el estudio de Harvey (1995) no se encontró ninguna correlación entre los betas calculados y los rendimientos promedios.9 Puesto que uno de los supuestos básicos del modelo exigiría una completa integración de los mercados de capitales emergentes a los mercados mundiales, los anteriores resultados no serían sorprendentes.

La alternativa para incorporar el riesgo país en el costo del equity normalmente usada por firmas consultoras y de banca de inversión, es tomar la fórmula normal del retomo esperado y sumarle el spread de los bonos soberanos del país. El spread se calcula como la diferencia entre los rendimientos de un bono del gobierno del país analizado y los bonos de un título libre de riesgo (usualmente los emitidos por el gobierno de los Estados Unidos) de igual maduración. La CREG usó este procedimiento para calcular el WACC del actual período regulatorio. La interpretación económica de este procedimiento es dudosa. El costo patrimonial tiene un riesgo superior al de la deuda. El spread, al estar asociado con la percepción de la probabilidad de incumplimiento del país emisor de los títulos de deuda, no captura los riesgos del patrimonio.

Para corregir este problema, Damodaran (2003)10 propone calcular el riesgo patrimonial de un país como el producto del riesgo de crédito de la deuda soberana (medido por el spread sobre los títulos libres de riesgo) por el cociente entre la volatilidad del mercado accionario (traducido a dólares) y la del mercado de bonos:

RP=RC* ^ -cr

8 Se descartaron los betas del estudio de ANEEL, en la medida que no fue posible replicar los resultados que se muestran en el mismo, con la información de bolsa de las empresas referenciadas en el estudio mencionado.9 El beta calculado en este documento para Colombia fue de 0,145, pero el coeficiente de regresión entre el Beta y los retornos esperados no es estadísticamente diferente de 0.10 Damodaran, A. 2003. “Country risk and company exposure: theory and practice.” Journal o f Applied Finance. Fall/Winter 63-76.ESTIMACIÓN DEL WACC PARA EMPRESAS DE DISTIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 6FACULTAD DE ADMINISTRACIÓN UNIANDES ASOCODISRESUMEN EJECUTIVO CONFIDENCIAL

donde:

R = Prima de riesgo país

Rc = Riesgo de crédito soberanocre/;= Volatilidad del mercado accionario (IGBC denominado en US$)

<7C = Volatilidad del mercado de bonos soberanos

El cociente de volatilidades debe ser mayor que uno (el riesgo del equity es mayor que el riesgo de la deuda). Se han propuesto otros modelos de riesgo país para países emergentes, en su mayoría con el propósito de suplir las deficiencias derivadas de la ausencia de un mercado de deuda pública en moneda extranjera emitida por el país o de la ausencia de un mercado accionario. Estas deficiencias no se aplican al caso colombiano.

El riesgo país así calculado se aplica a una empresa promedio. Pero no todas las empresas están expuestas en la misma proporción al riesgo país. Su grado de exposición dependerá de la proporción de sus ingresos o de sus activos que obtenga en el país analizado. A. Damodaran propone entonces la siguiente fórmula para calcular el retomo esperado del capital patrimonial, incorporando en él riego país:

Retorno esperado= r f + /Aprima de riesgo de mercado maduro) + /.(prima riesgo país)

X mide la exposición de la empresa al riesgo país correspondiente con relación a la empresa promedio del país. Este parámetro se calcula de la siguiente manera:

donde:

A. = Exposición de la compañía j al riesgo país

T - = Proporción de los ingresos de la compañíaj obtenidos en el país

t = Proporción de los ingresos de la compañía promedio obtenido en el país

Los factores determinantes del valor de A son la participación del país en los ingresos o en los activos, tanto de la empresa o sector analizado, como de la empresa promedio del país. De esta manera, una empresa típicamente exportadora tendrá un A inferior a 1, mientras que una empresa o sector cuyas ventas estén concentradas en el mercado interno, como en el caso de las empresas reguladas, tendrán un A superior a 1. Se toma como r (sugerido porDamodaran) la participación que las exportaciones tienen en el PIB. Frente a la alternativa utilizada por la CREG en 2002, esta manera de medir el riesgo que el país tiene es más realista. Este enfoque permite agrupar riesgos relacionados con la inestabilidad jurídica, la calidad de la administración de justicia, la calidad e independencia del régimen regulatorio,


el riesgo político, etc.; ésta es la alternativa que se ha utilizado en este trabajo. En síntesis la estimación del riesgo país, necesaria para situar la inversión en Colombia, siguió la recomendación del Profesor A.Damodaran presentada en el trabajo mencionado previamente11.

Por ello, la estimación de la prima por riesgo país, utilizando la metodología esbozada comprendió los siguientes pasos:

Selección del valor más probable en los próximos años para el spread de la deuda colombiana frente a la del emisor de los Estados Unidos de 250 puntos básicos.12 El uso de la relación er(índice) / er(bonos) = [33.37% / 26.15%] = 1.28 de Brasil para Colombia es plausible porque la diferencia de spreads en el período de cálculo en Brasil tiende a compensarse por el efecto de las diferencias de capitalización del mercado de bonos (más de 60% en Brasil, versus alrededor del 30% en Colombia. Hay que anotar que este valor es inferior al promedio de 1.5 estimado por Damodaran para países emergentes.En definitiva, el valor de la prima de riesgo país para Colombia que se propone en este estudio es 1.22 x 2.50% x 1.28 = 3.90%.

Este enfoque del riesgo país permite agrupar bajo este concepto las contingencias derivadas de:

Riesgo políticoRiesgo de inestabilidad jurídicaRiesgo de deficiente calidad en la administración de justiciaRiesgo en la calidad del régimen regulatorio (general, no específico del régimen de distribución eléctrica).

6.- RIESGOS DEL NEGOCIO DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

En el trabajo se analizaron los diferentes riesgos que enfrentan las empresas de distribución de energía eléctrica en el contexto colombiano, tales como:

Riesgo país Riesgos de demanda Comportamiento de los costosRiesgo regulatorio (esquema regulatorio, calidad de la regulación).Riesgo cambiarioRiesgos asociados a la inflaciónPérdidas técnicasPérdidas no técnicas (comercialización).

11 Damodaran, A. 2003. “Country risk and company exposure: theory and practice.” Journal o f Applied Finance. Fall/Winter 63-76.12 Este ya se encuentra en valores cercanos a los 200 puntos básicos, con una tendencia al alza. ESTIMACIÓN DEL WACC PARA EMPRESAS DE DISTIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 8 FACULTAD DE ADMINISTRACIÓN UNIANDES ASOCODISRESUMEN EJECUTIVO CONFIDENCIAL

Los riesgos país y demanda (beta) fueron analizados previamente; en este informe ejecutivo solamente se hace referencia al análisis de otro de los riesgos estudiados, el denominado riesgo regulatorio, que comprende dos conceptos:

- Riesgos asociados al sistema regulatorio- Riesgo de intervención regulatoria (calidad del régimen regulatorio)

El estudio clásico de Alexander e Irwin, clasifica el riesgo regulatorio en las siguientes categorías:

R é g i m e n r e g u l a t o r i o E l e m e n t o s c u b i e r t o s p o r e l

R E G U L A D O R

E l e m e n t o s n o c u b i e r t o s p o r

E L R E G U L A D O R

Precio máximo (price-cap) Precio DemandaCostos exógenos (no controlables)Costos endógenos ( controlables)

Precio máximo con traslado de costos (pass through)

PrecioCostos exógenos (no controlables)

DemandaCostos endógenos ( controlables)

Ingreso máximo PrecioDemanda

Costos endógenos Costos exógenos

T asa de retomo Precio Demanda Costos endógenos Costos exógenos

Ninguno

Fuente: Alexander e Irwin (1996) p. 8.

El sistema de precio máximo traslada a la empresa los riesgos de demanda y la totalidad de los costos. El sistema de precio máximo con traslado de costos {pass through) permite que los costos exógenos (es decir, aquellos fuera del control de la empresa) se trasladen a la tarifa. El sistema de ingreso máximo libera a la empresa del riesgo de la demanda. Cuando se busca garantizar a la empresa regulada una tasa de retomo, los distintos componentes del riesgo, demanda, y costos tanto exógenos como endógenos, son cubiertos por la tarifa. Ello no implica que el sistema de tasa de retorno esté completamente libre de riesgo, en la medida que los cambios en costos no pueden ser trasladados de manera instantánea a la tarifa.

Cuando se utiliza una metodología de cálculo de los betas a partir de un mercado, como el norteamericano, donde opera el sistema de tasa de retomo, y se busca aplicar dicho parámetro a un régimen regulatorio diferente, como el de precio máximo, se corre el riesgo de subestimar el riesgo sistemático. La evidencia de este diferencial de riesgo se ha recogido al comparar los betas desapalancados entre empresas sometidas a uno o a otro tipo de regulación. Para el caso específico del sector eléctrico, Alexander et al. (1996, p. 29) encuentran que un sistema de bajo poder tiene un beta de 0,35, mientras que uno de altos incentivos tendría un beta de 0.57, como se observa en el siguiente cuadro:


Sis t e m a d e

REGULACIÓNB e t a p r o m e d io

Incentivos de alto poder{Price Cap, Revenue

Cap)

0.57

Intermedios 0.41Incentivos de bajo poder {Rate o f Return)

0.35

Fuente: Alexander, Meyer y Weeds, 1996.

Por ello y con relación al riesgo regulatorio se llegó a las siguientes conclusiones y recomendaciones:

Un ajuste según los resultados del trabajo de Alexander, Meyer y Weeds (1996).

La metodología actual de la CREG asimila erróneamente la metodología de ingreso regulado {revenue cap) con una regulación de baja potencia, basado en un trabajo para el sector de las telecomunicaciones (error de interpretación de la normativa vigente). Los consultores encontraron un trabajo efectuado por Alexander y otros en 1996, donde se calculan los diferenciales de beta para tres categorías de sistemas regulatorios (alta, media y baja potencia) y donde se incluye tanto a los sistemas de techos de precios (price cap) como los de ingreso regulado en la clasificación de sistemas de alta potencia.

Propuesta de este trabajo, adoptar un beta para los cuatro niveles de tensión que sea consistente con su regulación por altos incentivos. Para ello se debe añadir el diferencial entre beta apalancado encontrado para Estados Unidos (baja potencia) y el beta apalancado para sistemas de altos incentivos (precio máximo, ingreso máximo)

Otra recomendación es la de utilizar la misma tasa remuneratoria o WACC para los niveles de tensión I, II y III (SDL,Er/ce Cap) y para el nivel de tensión IV (SLR, Revenue Cap), no obstante el mayor riesgo del esquema de Price Cap-, esta recomendación se basa en la inexistencia de estimativos confiables sobre el mayor valor del beta de un sistema regulatorio frente al otro; el planteamiento actual implícito en la resolución 013, de un diferencial 0 para el nivel de tensión IV (SLR, Revenue Cap), igual al de un sistema rate o f return, no es consistente con el mayor riesgo regulatorio existente. Tampoco el valor intermedio, ya que el mismo corresponde a un sistema discrecional, que no corresponde a alguno de los dos, como se analizó ampliamente en el trabajo; los sistemas de alto poder incluyen el de techo de precios (RPI-X) y el de ingreso máximo.

7.- COSTO DE LA DEUDA Y ESTRUCTURA DE CAPITAL

En el estudio se analiza la evolución de las tasas de interés en los mercados internacionales, con énfasis en los Estados Unidos, y en Colombia, y los spreads por riesgo de solvencia de


diferentes tipos de emisores frente al emisor soberano de los Estados Unidos con la misma duración efectiva; estas se encuentran en un nivel histórico muy bajo con unas expectativas altas de un aumento en el corto y mediano plazo como consecuencia de la coyuntura monetaria internacional en la medida que las tasas de largo plazo han permanecido relativamente constantes frente al aumento de las tasas de interés de corto plazo, y más recientemente por la crisis que se ha comenzado a gestar en los mercados financieros, originada en parte por el deterioro del mercado subprime de vivienda en los Estados Unidos. Como consecuencia de lo anterior se concluye que en el corto y mediano plazo existe una probabilidad alta de aumento de las tasas de interés tanto internas como externas y de los spreads por calificación de solvencia, incluyendo el spread del gobierno colombiano frente al emisor soberano de los Estados Unidos, que se mide a través del EMBI para Colombia, el cual hace parte de la medición de la prima por riesgo país; este ya se sitúa alrededor de los 200 puntos básicos y con una tendencia al alza.

Para calcular el costo de la deuda se analizó la evolución de la tasa DTE desde enero de 1986 en términos nominales y reales, encontrándose que la tasa real promedio en todo el período analizado (enero de 1.986 a julio de 2.007) es de 4.91%, con una desviación estándar de 3.77%, mientras que la tasa DTE real promedio para los últimos diez años, hasta julio de 2.007 es de 3.94%. Para el cálculo del costo de la deuda se supuso que la DTE real va a aumentar al promedio histórico de los últimos diez años, con una proyección de 4% en términos reales, lo cual con una inflación proyectada del 5% nos lleva a una tasa DTE efectiva y nominal proyectada del 9.20%. Estas empresas pueden conseguir deuda a mediano plazo en el mercado con un spread promedio del 4%, lo cual lleva a un costo de la deuda por intereses del 13.57%.

En relación con la estructura de capital y bajo la hipótesis de mantener una estructura de capital acorde con una calificación de grado de inversión que facilite el acceso de las empresas a los mercados financieros y evite costos de stress financiero y eventualmente de bancarrota, se analizó la literatura financiera para encontrar la relación existente entre calificación del riesgo de solvencia y algunos indicadores de riesgo financiero, para empresas de servicios públicos domiciliarios. El cuadro finalmente 13 utilizado y tomado de Standard & Poor's fue el siguiente:

T lireey e a r (2042 to 24041 m edians

AA A BBB BB BEBIT in te re s t c o v e ra g e (x) 4 .4 3.1 2 .5 1.5 1.9

FED in te r e s t c o v e ra g e (x) 5 .4 4 .0 3 .9 2 .6 1.6

N e t c a s h f lo w /c a p i ta l e x p e n d itu re s (%) 8 6 .9 76 .2 100.2 90.9 92.5

F F O /av erag e to ta l d e b t l% l 3 0 .6 16.2 18.1 11.5 21.6

Total d eb t,'T o ta l d e b t + e q u ity (%) 4 7 .4 53 .0 58.1 70.6 4 7 .2C om m on d iv idend p ay o u t ffc) 7 8 .2 72 .3 64.2 68.7 (4.8)

R e tu rn on c o m m o n e q u ity (tí)! 11.3 10.8 9 .9 4 .4 6 .9

13 Standard & Poor's, Corporate Ratings Criteria, Año 2006, vía Internet


Se construyó un modelo de simulación (empresa modelo) y con base en los resultados de las empresas del sector de energía eléctrica (ver numeral 3), se procedió a simular diferentes estructuras financieras hasta que se incumpliera con algunos de los indicadores financieros necesarios para grado de inversión. Al proyectar el PyG y el EBITDA según esta empresa modelo observamos como el máximo nivel de endeudamiento (deuda financiera) para lograr calificación de riesgo BBB se presenta con un endeudamiento entre un 16% y 18% siendo consistente con el nivel de endeudamiento promedio que presentó el sector (17,7%). La variable más restrictiva que condiciona ese nivel de endeudamiento es la cobertura de intereses (UAII / Intereses); por ello en nuestro trabajo utilizamos una estructura de capital 20% deuda financiera y 80% patrimonio.

8.- ESTIMACIÓN DEL WACC

La estimación de los parámetros relevantes para determinar el costo de la aportación patrimonial y por consiguiente el costo promedio ponderado de capital es extremadamente sensible al período escogido para estimar estos parámetros, tal y como se analizó ampliamente en el estudio. La propuesta del presente estudio es usar series mensuales de 10 años de longitud (hasta diciembre de 2006) cuando haya necesidad de estimar los parámetros del mercado maduro; y usar 5 años de historia mensual de los spreads de deuda soberana. Como método de estimación se usan promedios aritméticos simples, una mejor alternativa que los promedios geométricos.

En el cuadro se presentan los valores de los parámetros utilizados en la estimación del costo de la aportación patrimonial y del costo promedio ponderado de capital, que se desprende como conclusión del estudio, para tres situaciones; la recomendación final se basa en la Situación 2 (resaltada), que consideramos es la más ajustada a la realidad actual:

Situación 1: Tasa libre de riesgo y premio al riesgo, estimados con una serie de 20 años (A. Damodaran), Promedio EMBI, estimado con una serie de 5 años

Situación 2: Tasa libre de riesgo y premio al riesgo, estimados con una serie de 10 años (A. Damodaran). EMBI, forward looking,, a partir de la situación que se observa en este momento.

Situación 3: forward Looking a partir de los valores actuales, bajo la hipótesis de un aumento de tasas de interés de 100 puntos básicos y una disminución del premio al mercado de 100 puntos básicos. La rentabilidad del S&P 500, se estimó con base en los resultados observados en los últimos 3 años, 11.68% {Tomado de S &P); el rendimiento actual de las Notas del Tesoro Americano a 10 años, 4.54%,(EN Treasury, Agosto 31, 2007); por lo tanto, el premio al riesgo actual, 7.14%.


PARÁMETROSVariable Descripción Promedio históricos Forward Looking Forward Looking

Situación 1 Situación 2 Situación 3a Proporción de deuda en la estructura de financiación 20% 20% 20%\ - a Proporción de patrimonio en estructura 80% 80% 80%Te Tasa impuesto corporativos 33,00% 33,00% 33,00%

k D Costo de la deuda 13,57% 13,57% 13,57%

rf Tasa libre de riesgo 8,12% 5,92% 5,54%

Km Prima riesgo mercado 5,07% 5,14% 6,14%

P Beta desapalancado Damodaran 0,63 0,63 0,63

A /i Diferencial de beta adicional para activos regulados por techo de precios

0,22 0,22 0,22

ó Spread bonos deuda soberana 4,30% 2,50% 2,50%A Cociente volatilidades acciones y bonos 1,28 1,28 1,281 Nivel de exposición de las firmas a riesgo país 1,22 1,22 1,22

71 rp Prima riesgo país (Vi T ) 5,51% 3,20% 3,20%

i Krp Exposición a riesgo país 6,72% 3,90% 3,90%

Los resultados obtenidos, según los supuestos hechos y los parámetros estimados fueron:

RESULTADOSSituación 1 Situación 2 Situación 3

Inflación Usa 2,50% 2,50% 2,50%

Inflación Colombia 5,00% 5,00% 5,00%

Devaluación 2,44% 2,44% 2,44%

B + A/? Beta ajustado, riesgo regulatorio (Price cap) 0,85 0,85 0,85

// Beta apalancado 0,992 0,992 0,992

K E Costo de la aportación patrimonial (SUS) 19,87% 14,92% 15,54%

K ■. ($) Costo de la aportación patrimonial ($) 22,80% 17,73% 18,36%

k D *(1-0 Costo de la deuda después de impuestos ($) 9,09% 9,09% 9,09%

WACC Costo Promedio Ponderado de capital ($) 20,06% 16,00% 16,50%

WACC (Rt Costo promedio Ponderado de capital real, despúes de imptos 14,34% 10,48% 10,95%

WACC (Rt Costo promedio Ponderado de capital real, antes de imptos 21,40% 15,64% 16,35%

En el cuadro anterior se muestra un valor del 16.00 % para el costo promedio ponderado de capital en pesos nominales después de impuestos (WACC $), Situación 2, utilizando la metodología establecida y los parámetros estimados, con base en la información del Profesor A.Damodaran; el valor anterior es equivalente a 10.48% en términos reales después de impuestos, con una inflación esperada del 5% y a un 15.64% en términos reales antes de impuestos, utilizando la misma transformación usada en la Resolución CREG 013 del año 2.002, para establecer la cifra equivalente a esa fecha (16.06%). Este valor del 16.00% en nominales después de impuestos, equivalente a 10.48% en términos reales después de impuestos, es el que estamos sugiriendo como un estimador razonable de la tasa remuneratoria con la mejor información disponible en el momento actual. El valor en referencia fue estimado para un sistema price cap (niveles de tensión I, II y III), pero al mismo tiempo estamos sugiriendo que se le utilice para el nivel IV (revenue cap).

9.- CONCLUSIONES

A continuación un conjunto de conclusiones que corresponden a los hallazgos principales del trabajo, los cuales se presentan en este informe:


A. El parámetro adecuado para remunerar la rentabilidad de la inversión en activos fijos de empresas de distribución de energía eléctrica debe ser el costo promedio ponderado de capital (WACC); el problema principal en la estimación del WACC, para un período tarifario, se encuentra en la estimación del costo del patrimonio {equity, recursos propios) aportado por el inversionista, ya que la misma se toma incierta tanto por razones metodológicas como por la estimación de los parámetros que se utilizan como insumo.

B. En la teoría existen varias aproximaciones metodológicas para estimar el costo promedio ponderado de capital de una empresa (modelos de distribución de dividendos, APT o modelos de varios factores, CAPM, rentabilidades implícitas en modelos de opciones, etc.); sin embargo en la práctica, prima la utilización del modelo CAPM, no obstante el cuestionamiento que se suele hacer sobre la pertinencia de sus supuestos y los problemas que involucra la estimación empírica del mismo, para un período específico.

C. Los trabajos revisados sobre estimación del Costo Promedio ponderado de capital en diferentes jurisdicciones legales (Brasil, Inglaterra, Filipinas, Australia), utilizan el modelo CAPM para estimar el costo de la aportación patrimonial dentro del costo promedio ponderado de capital; difieren en la metodología de estimación de los parámetros de entrada, en los ajustes al beta de algún mercado tomado como punto de partida, en los riesgos adicionales que involucran más allá del riesgo operativo (comercial) y del riesgo financiero y en el tratamiento de los impuestos.

D. La resolución 013 del año 2002, que establece un costo promedio ponderado de capital del 16.06% en reales antes de impuestos como la tasa remuneratoria para empresas de distribución de energía eléctrica en Colombia en los niveles de tensión I, II y III (SDL, Price Cap), se calculó utilizando la metodología del CAPM para estimar el costo de la aportación patrimonial; así mismo, allí se estipula una tasa del 14.06% en reales antes de impuestos, como la tasa remuneratoria para el nivel de tensión IV (STR, Reverme Cap) En nuestra opinión las debilidades de la metodología actual tienen que ver, entre otras, con la estructura de capital utilizada, la estimación de la prima por riesgo país y la longitud del período utilizado para estimar los parámetros del modelo CAPM, específicamente la tasa libre de riesgo y el premio al riesgo.

E. En este documento se utiliza una metodología similar a la utilizada en la resolución CREG 013 de 2.002, con importantes aportes en los temas que se mencionaron como debilidades de la metodología actual; especialmente se hace una discusión extensa sobre los riesgos del negocio de distribución, su inclusión o no en el costo promedio ponderado de capital, la forma como se debe ajustar el riesgo país más allá de simplemente de sumar el valor esperado del EMBI y la definición de una estructura de capital con un menor porcentaje de deuda.

F. Para analizar la rentabilidad del negocio de distribución se realizó un esfuerzo importante en la dirección de separar la información sobre las diferentes actividades que realizan las empresas incumbentes de distribución agrupadas en ASOCODIS,


para hacer una estimación individual de la rentabilidad que está obteniendo cada actividad; sin embargo, no se pudo concretar nada, en la medida que las empresas hasta ahora están realizando el trabajo de separación de la información contable, a nivel de costos de ventas y de operación, con estados de avance diferentes y no van a avanzar significativamente dentro de este año. Aunque metodológicamente se pudiera establecer esa separación y la correspondiente estimación, los problemas que se van a encontrar en la asignación de activos y pasivos a cada una de las actividades involucradas, van a consumir un tiempo apreciadle sin que se pueda garantizar la confianza en los resultados que se obtendrían al final de este trabajo.

G. En este estudio se evidenció que la rentabilidad operativa de los activos de las empresas que tienen el negocio de distribución de energía eléctrica, durante el período analizado, dista bastante de la rentabilidad supuesta en el cálculo de la tasa remuneratoria a los activos acotados de la resolución 013 del año 2002. La rentabilidad operativa del activo obtenida por las empresas de distribución y comercialización de energía eléctrica en Colombia es baja (4% en reales y antes de impuestos) y dista de aquella implícita en la resolución CREG 013 de 2002, que supone una rentabilidad del 16.06% en reales antes de impuestos. Esta rentabilidad es sobre activos acotados según la reglamentación vigente; en nuestro trabajo también se hicieron estimaciones en términos de EBITDA, que no cambian la conclusión principal de esta parte del trabajo, respecto a una baja rentabilidad operativa del negocio.

H. Cuando se fijó la tasa remuneratoria a través de la Resolución 013 del año 2002, no se evaluó adecuadamente la posibilidad de alcanzar la estructura de capital implícita en esa resolución (40% de deuda y 60% de patrimonio); los resultados del análisis financiero de las empresas, muestran que la utilización de la deuda dista bastante de lo que suponía se podría lograr en términos de una estructura adecuada de capital en la resolución 013. En este trabajo se muestra que las empresas, en parte como consecuencia de la baja rentabilidad operacional, tendrían un riesgo elevado de no alcanzar una calificación de grado de inversión, si la utilización de la deuda en la estructura ajustada de capital supera un 20%.14

I. Aunque la ley 633 del año 2000, cambió significativamente el estatus de las empresas de servicios públicos domiciliarios como sujetos del impuesto de renta, las empresas de energía eléctrica continúan haciendo una utilización muy baja del apalancamiento financiero y por lo tanto perdiendo las ventajas que se derivan del mismo, especialmente en lo que tiene que ver con una disminución de su costo promedio ponderado de capital.

J. Las Empresas de distribución analizadas, hacen una baja utilización delapalancamiento financiero, y para aquellas en las cuales la utilización de la deuda es poco significativa, hay un espacio importante para mejorar su eficiencia financiera. Sin embargo la baja rentabilidad del negocio no deja mucha capacidad de

14 El indicador más sensible y por lo tanto el más restrictivo es el de cobertura de gastos financieros. ESTIMACIÓN DEL WACC PARA EMPRESAS DE DISTIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 15 FACULTAD DE ADMINISTRACIÓN UNIANDES ASOCODISRESUMEN EJECUTIVO CONFIDENCIAL

endeudamiento, ya que en términos internacionales rápidamente perderían su calificación como grado de inversión.

K. En la definición de la estructura adecuada de capital y por lo tanto en la estimacióndel costo promedio ponderado de capital se optó por la alternativa de establecer la misma hasta el límite de endeudamiento en el cual se perdería la calificación de grado de inversión, opción acorde con las recomendaciones de algunos reguladores, no sólo para facilitar el acceso a los mercados financieros sino también para evitar situaciones de stress financiero que pudieran aumentan la probabilidad de existencia de costos de bancarrota; para nuestro caso el límite a que se hace referencia resultó en un 20%, esto es (deuda financiera sobre activo ajustado) igual al 20%.

L. Es necesario tener en cuenta el riesgo país en la estimación del costo promedioponderado del capital. La CREG adoptó para el actual período regulatorio el enfoque tradicional, consistente en identificarlo con el diferencial de rendimiento entre los títulos soberanos emitidos por el país frente al de los títulos del gobierno norteamericano. La interpretación económica de este procedimiento no es clara. El costo patrimonial tiene un riesgo superior al de la deuda. El spread, al estar asociado con la percepción de incumplimiento del país emisor de los títulos de deuda, no captura los riesgos propios del patrimonio.

M. El procedimiento utilizado en este estudio, siguiendo la metodología sugerida porDamodaran (2003) propone calcular el riesgo patrimonial de un país como el producto del riesgo de crédito de la deuda soberana (medido por el spread mencionado), por el cociente entre la volatilidad del mercado accionario y la del mercado de bonos. Dada la alta volatilidad encontrada para este indicador en el mercado colombiano, se utilizó como referente el de otro país emergente (Brasil). Por otra parte, en el cálculo del riesgo país es necesario, siguiendo nuevamente la metodología propuesta por Damodaran, tener en cuenta la exposición relativa al riesgo país de las empresas de distribución eléctrica con relación a la empresa promedio del país. Al producir exclusivamente para el mercado interno, las empresas de distribución están tienen un grado de exposición al país superior al promedio de la economía.

N. En Estados Unidos, país de referencia para el cálculo de los betas de distribucióneléctrica, existe un régimen de tasa de retorno. Los sistemas de ingreso máximo y de precio máximo utilizados en Colombia son más riesgosos, como lo demuestra la literatura, lo cual exige un ajuste del beta. Si bien la CREG consideró este factor en la metodología del actual período regulatorio, ajustó únicamente los activos en los cuales se aplica el precio máximo. Consideró equivocadamente que las metodologías de ingreso máximo y de tasa de retorno eran equivalentes. Por otro lado, el parámetro de ajuste que utilizó fue derivado de un estudio del sector de telecomunicaciones. Nuestra propuesta consiste en utilizar el diferencial específico del sector eléctrico calculado por Alexander, y aplicar dicho diferencial a todos los niveles de tensión de distribución eléctrica, incluyendo los niveles superiores de tensión.


O. El análisis que se realizó en el desarrollo del trabajo de consultoría, muestra queexisten los argumentos para seleccionar diferentes valores del beta no apalancado, indicador del riesgo operacional o comercial del negocio, en la medida que el valor seleccionado es dependiente de la fuente de información utilizada, con diferencias importantes entre fuentes de información, sensible a los períodos de tiempo utilizados para la estimación de los parámetros y adicionalmente el valor estimado es inestable en el tiempo. Así mismo, tampoco se puede aislar para la sola actividad de distribución. Nuestra recomendación es la de utilizar el beta que aparece en la página WEB del Profesor A.Damodaran, para el sector de electric utilities en los Estados Einidos, que para nuestro caso resultó en 0.6315, en la medida que el mismo se basa en información de Value Line, la información relevante está abierta al público en general, se tiene acceso a la lista de empresas por lo cual se puede replicar, y se ha vuelto una fuente de consulta permanente, especialmente de tipo académico.

P. Para el beta sugerido en el punto anterior y para los parámetros utilizados,correspondientes a los que resultan de la información del Profesor A. Damodaran, incluyendo una estructura de capital 20% deuda y 80% patrimonio, un valor razonable del WACC para todos los niveles de tensión, en términos reales, sería de 10.48% después de impuestos, equivalente a un 16.00% en términos nominales después de impuestos, para un inflación esperada del 5% que a su vez equivale a un 15.64% en términos reales antes de impuestos, utilizando la misma definición implícita en la resolución No 013 de 2.002.

15 Promedio ponderado por nivel de capitalización.ESTIMACIÓN DEL WACC PARA EMPRESAS DE DISTIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 17FACULTAD DE ADMINISTRACIÓN UNIANDES ASOCODISRESUMEN EJECUTIVO CONFIDENCIAL

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