E-07-7224 Asocodis-Uniandes-EstudioWACC

ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE DISTRIBUIDORES DE ENERGÍA
ELÉCTRICA - 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 A C C)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.
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RESUMEN EJECUTIVO
CONFIDENCIAL
1
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 capital
de las empresas que están relacionadas con la actividad de distribución de energía eléctrica
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2
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 patrim onio
Rentabilidad operativa (Utilidad operativa/ACTIVO )
Actividad
Peso ACT
CD
CDG
CDGT
PROMEDIO
37,38%
-7,92%
-15,52%
0,16%
-4,43%
6,14%
-3,68%
0,40%
3,75%
4,40%
3,55%
-4,67%
-2,36%
1,27%
3,62%
5,14%
-5,14%
-3,50%
-0,18%
2,17%
4,30%
59,06%
1,24%
4,65%
6,70%
7,68%
6,60%
4,14%
5,20%
5,50%
5,57%
5,31%
-2,39%
-3,14%
4,06%
3,01%
6,38%
0,89%
3,10%
4,64%
5,01%
4,67%
100,00%
2002
2003
2004
2005
2006
2002
2003
2004
2005
2006
3,71%
Fuente SIU y cálculos de los consultores
* ACTIVO = Capital de trabajo operativo + activos no corrientes.
E B IT D A /A C T IV O
Actividad
Peso ACT
2002
2003
2004
CD
37 , 38 %
5 ,99 %
8 , 35 %
12 ,24 %
CDG
3 ,55 %
3 ,53 %
4 , 95 %
12 ,08 %
CDGT
59 , 06 %
12 ,65 %
11 , 35 %
11 ,68 %
PROMEDIO
100 ,00 %
9 ,83 %
10 , 00 %
11 ,90 %
Fuente SIU y cálculos de los consultores
* ACTIVO = Capital de trabajo operativo + activos no corriente
2005
2006
13 , 49 %
13 , 63 %
13 , 81 %
10 , 08 %
13 , 82 %
8 , 90 %
11 , 49 %
10 , 84 %
Pasivo / (Pasivo +Patrim onio)
Actividad
Peso ACT
2002
2003
2004
CD
37 , 38 %
35 ,01 %
24 , 23 %
23 ,63 %
CDG
3 ,55 %
36 ,76 %
18 , 04 %
16 ,08 %
CDGT
59 , 06 %
37 ,46 %
17 , 54 %
15 ,94 %
PROMEDIO
100 ,00 %
36 ,52 %
20 , 06 %
18 ,82 %
Fuente SIU y cálculos de los consultores
* Pasivo incluye Deuda financiera, provisiones y otros pasivo
2005
2006
26 , 36 %
24 , 14 %
16 , 27 %
15 , 33 %
17 , 69 %
14 , 34 %
19 , 49 %
18 , 12 %
" 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.
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3
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 i v 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
4,00%
2 ,0 0 %
-
- CD
-----
0 ,0 0 %
,V 2003
2002
2004
2005
20 06
±
- CDG I
CDGT |
- 2 ,0 0 %
-4,00%
nnoz,
Endeudam iento
(Deuda Financiera / Deuda Financiera + Patrim onio)
30 , 00 %
25 , 00 %
20 , 00 %
N.
15 , 00 %
10 , 00 %
5 , 00 %
0 , 00 %
2002
—
2003
— CD - - B
2004
- -CDG
2005
2006
= ----- C D G T
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.
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•
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 DIFICULTADES
INHERENTES 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, M etodología 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 B ook & Cost o f Capital Book, sector 4911.
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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/W inter 63-76.
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6
donde:
R = Prima de riesgo país
Rc = Riesgo de crédito soberano
cre/;= 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 por
Damodaran) 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,
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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 político
Riesgo de inestabilidad jurídica
Riesgo de deficiente calidad en la administración de justicia
Riesgo en la calidad del régimen regulatorio (general, no específico del régimen de
distribución eléctrica).
6.-
RIESGOS DEL
ELÉCTRICA
NEGOCIO
DE
DISTRIBUCIÓN
DE
ENERGÍA
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 costos
Riesgo regulatorio (esquema regulatorio, calidad de la regulación).
Riesgo cambiario
Riesgos asociados a la inflación
Pérdidas técnicas
Pérdidas no técnicas (comercialización).
11 Damodaran, A. 2003. “Country risk and company exposure: theory and practice.” Journal o f Applied
Finance. Fall/W inter 63-76.
12 Este ya se encuentra en valores cercanos a los 200 puntos básicos, con una tendencia al alza.
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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 im e n r e g u l a t o r io
E
l e m e n t o s c u b ie r t o s p o r e l
REGULADOR
E
l e m e n t o s n o c u b ie r t o s p o r
EL R E G U L A D O R
Precio máximo (price-cap)
Precio
Demanda
Costos exógenos (no
controlables)
Costos endógenos ( controlables)
Precio máximo con traslado de
costos (pass through)
Precio
Costos exógenos (no
controlables)
Demanda
Costos endógenos ( controlables)
Ingreso máximo
Precio
Demanda
T asa de retomo
Precio
Demanda
Costos endógenos
Costos exógenos
Fuente: Alexander e Irwin (1996) p. 8.
Costos endógenos
Costos exógenos
Ninguno
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:
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S is t e m a d e
B e t a p r o m e d io
REGULACIÓN
Incentivos de alto poder
{Price Cap, Revenue
Cap)
Intermedios
Incentivos de bajo
poder {Rate o f Return)
0.57
0.41
0.35
Fuente: Alexander, M eyer 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, M eyer 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
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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 lire e y e a r (2042 to 24041 m e d ia n s
EBIT in te rest c o v e ra g e (x)
FED in te re st co v erag e (x)
AA
A
BBB
BB
B
4.4
3.1
2.5
1.5
1.9
5.4
4 .0
3.9
2.6
1.6
N et c a sh flo w /c a p ita l ex p e n d itu re s (%)
8 6 .9
76.2
100.2
90.9
92.5
F FO /average to ta l d e b t l% l
3 0 .6
16.2
18.1
11.5
21.6
Total debt,'T otal d e b t + equity (%)
4 7 .4
53.0
58.1
70.6
4 7 .2
Com m on dividend p ay o u t ffc)
7 8 .2
72.3
64.2
68.7
(4.8)
R eturn on com m on equity (tí)!
11.3
10.8
9.9
4 .4
6.9
13 Standard & Poor's, Corporate Ratings Criteria, Año 2006, vía Internet
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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, forw ard looking,, a partir de la situación que se observa en este
momento.
Situación 3: forw ard 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%.
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PARÁMETROS
V ariable
D escripción
Prom edio históricos
Forw ard Looking
Forw ard Looking
Situación 1
Situación 2
Situación 3
a
\ -a
P roporción de deuda en la estructura de financiación
20%
20%
P roporción de patrim onio en estructura
80%
80%
80%
Te
Tasa im puesto corporativos
33,00%
33,00%
33,00%
kD
Costo de la deuda
13,57%
13,57%
13,57%
rf
Tasa libre de riesgo
8,12%
5,92%
5,54%
Km
Prim a riesgo mercado
5,07%
5,14%
6,14%
P
Beta desapalancado D am odaran
0,63
0,63
0,63
A /i
D iferencial de beta adicional para activos regulados por techo de
0,22
0,22
0,22
20%
precios
ó
Spread bonos deuda soberana
4,30%
2,50%
2,50%
A
Cociente volatilidades acciones y bonos
1,28
1,28
1,28
1
N ivel de exposición de las firm as a riesgo país
1,22
1,22
1,22
71 rp
Prim a 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:
RESULTADOS
Situación 1
B + A/?
Situación 2
Situación 3
Inflación Usa
2,50%
2,50%
Inflación Colom bia
5,00%
5,00%
5,00%
D evaluación
2,44%
2,44%
2,44%
Beta ajustado, riesgo regulatorio (Price cap)
2,50%
0,85
0,85
0,85
0,992
0,992
0,992
//
Beta apalancado
KE
Costo de la aportación patrim onial (SUS)
19,87%
14,92%
15,54%
K ■. ($)
Costo de la aportación patrim onial ($)
22,80%
17,73%
18,36%
k D *(1-0
Costo de la deuda después de im puestos ($)
9,09%
9,09%
9,09%
WACC
Costo Prom edio Ponderado de capital ($)
16,50%
20,06%
16,00%
WACC (Rt Costo prom edio Ponderado de capital real, despúes de imptos
14,34%
10,48%
10,95%
WACC (Rt Costo prom edio Ponderado de capital real, antes de im ptos
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:
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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,
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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 del
apalancamiento 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.
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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 estimación
del 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 promedio
ponderado 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 por
Damodaran (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 distribución
eléctrica, 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.
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O.
El análisis que se realizó en el desarrollo del trabajo de consultoría, muestra que
existen 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.
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