ASOCODIS ESTIMACIÓN DEL WACC INFORME FINAL

1. ASOCODISESTIMACIÓN DEL WACCINFORME FINAL UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE ADMINISTRACIÓN SEPTIEMBRE 6 DEL 2007

2. OBJETIVO DEL TRABAJO • Objetivo:Determinar 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”.

3. ESTIMACIÓN DEL WACC EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARTE I CONSIDERACIONES GENERALES

4. Costo Promedio Ponderado de Capital • Costo promedio ponderado de capital como tasa remuneratoria. • (WACC)t = W1 Kd*(1-t) + W2 KE • Costo de la aportación patrimonial utilizando el modelo C.A.P.M • KE = RF + [E(RM) – RF ]* BJA • BJA = BJNA * [1+ (1-t)*(Deuda/Patrimonio)]

5. ESTIMACIÓN DEL COSTO DEL PATRIMONIO A TRAVÉS DEL CAPM

6. WACC, RESOLUCIÓN 013 DE MARZO DE 2.002ANEXO RESUMEN

7. WACC, RESOLUCIÓN 013 DE MARZO DE 2.002

8. EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA. ASPECTOS CRÍTICOS EN LA METODOLOGÍA ACTUALRESOLUCIÓN 013 DE MARZO DE 2.002 • 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. • Problema de los betas: Su dependencia de la fuente de información y su inestabilidad en el tiempo, tal y como se analizó en el trabajo a partir de la 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. • Riesgo regulatorio: como estimar los ajustes sobre betas estimados en países con sistemas regulatorios diferentes al nuestro (Price Cap y Revenue Cap)

9. EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICAASPECTOS CRÍTICOS EN LA METODOLOGÍA ACTUALRESOLUCIÓN 013 DE MARZO DE 2.002 • Estructura de capital, relacionada con la imposibilidad real que han tenido las empresas para llegar a una utilización de un 40% de deuda. • Costo de la deuda, a partir de las tasas a las cuales las empresas estaban consiguiendo deuda en ese momento. • 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. • Riesgo país: los ajustes necesarios al EMBI, para reflejar el riesgo país

10. ESTIMACIÓN DEL WACC EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARTE II BETAS NO APALANCADOS Y LAS DIFICULTADES INHERENTES A LA SELECCIÓN DE UN BETA

11. BETAS: A. DAMODARANEMPRESAS DE ENERGÍA ELÉCTICA EN USA, EUROPA Y MERCADOS EMERGENTES

12. SENSIBILIDAD DEL BETA EN EL TIEMPOFuente: A. Damodaran

13. BETAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN USA Cuando se usen los datos de Damodaran, se toma como beta el promedio de los betas no apalancados por región, ponderado por la proporción del valor de mercado del equity en cada región. Este valor es 0.63. Nótese que el promedio de los betas apalancados obtenido en Bloomberg es 0.78.

14. BETAS MORNINGSTAR (IBBOTSON)SIC 4911: sector de energía eléctrica Los valores presentados por Morningstar para estadísticas financieras incluyen median y composite para la industria como un todo o SIC, el 10% de compañías mas grandes en la industria y el 10% de compañías más pequeñas en la industria; las compañías más grandes y más pequeñas se determinan con base en las ventas del año fiscal más reciente Morningstar, Cost of Capital, 2007 Yearbook (Data through March 2007), página 6

15. Estudio de ANEEL para Brasil(Beta no apalancado, 0.273)

16. BETAS APALANCADOS PARA EL SECTOR DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, ESTADOS UNIDOS, YAHOO FINANCE.

17. COSTO PROMEDIO PONDERADO DE CAPITALA. DAMODARAN RESULTADOS PARA DIFERENTES SECTORES EN USA.

18. Betas y las fuentes de información • El beta apalancado actual tiene como fuente los datos de Ibbotson, servicio de información que ha sido adquirido recientemente por Morningstar. Los consultores adquirieron las bases de datos de Ibbotson 2007 tanto para costo del capital como para betas, encontrando que la discriminación más fina de empresas del sector eléctrico llega a 4 dígitos de la clasificación uniforme estándar SIU. • Se revisaron fuentes alternas para el cálculo del beta, tanto en mercados maduros como emergentes, de muy buena reputación. En algunas de ella la información para la estructura de capital no era completa (por ej, yahoo finance) y en otras (por ejemplo, ANEEL) no se pudieron validar los resultados a partir de información actual en los mercados sobre las empresas analizadas.

19. Betas y las fuentes de información • La base de datos de A. Damodaran para Estados Unidos (con información tomada de value line), 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 Ibbotson.

20. PROPUESTA PARA LA SELECCIÓN DEL BETA • No usar betas de otros mercados emergentes porque son medidas inestables (y con betas superiores a 1 en la mayoría de los casos). • Usar las estimaciones de Damodaran para tasa libre de riesgo, prima del mercado (que cubren períodos muy largos en el tiempo en cada caso) y betas de empresas eléctricas de servicio público. Puesto que las bases de datos de Damodaran son muy consultadas por los profesionales de valoración de firmas a nivel internacional, usan información de Value Line son de libre acceso, traen transparencia y comparabilidad a los valores elegidos y reducen el potencial de discusión.

21. ESTIMACIÓN DEL WACC EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARTE III ANÁLISIS FINANCIERO DE EMPRESAS

22. Objetivo: • Análisis de la rentabilidad y estructura de capital de las empresas que están relacionadas con la actividad de distribución de energía eléctrica en la vigencia regulatoria del 2002 al 2006.

23. Metodología: • Se toman las empresas donde la actividad de distribución este involucrada. CD, CDG, CDGT. • Se realizó un análisis de los estados financieros del 2002 al 2006, periodo en el que aplica la regulación vigente. • Se obtienen los promedios de indicadores según peso relativo de los activos de la empresa o de cada actividad.

24. BALANCE AJUSTADO Metodología:

25. SECTOR ELÉCTRICOESTRUCTURA DEL BALANCE (AJUSTADA)

26. ANÁLISIS DE RENTABILIDADSECTOR ELÉCTRICO

27. Análisis de rentabilidad Fuente SIU y cálculos de los consultores • La rentabilidad del patrimonio ha presentado en los años 2002 al 2006 una recuperación en los tres tipos de empresas analizados, hasta llegar a una rentabilidad cercana al 5% anual.

28. Análisis de rentabilidad Fuente SIU y cálculos de los consultores • La rentabilidad operativa del activo presenta el mismo tipo de comportamiento para el periodo regulatorio analizado. Para las empresas CD y CDG, luego de iniciar con rentabilidades negativas lograron una rentabilidad cercana al 4% anual en reales y antes de impuestos.

29. Análisis de Endeudamiento Fuente SIU y cálculos de los consultores • La utilización del apalancamiento financiero es muy baja, a pesar de iniciar en el 2002 con un 20% en promedio llegó a niveles del 13% en el 2006. • La caída en el nivel de endeudamiento tiene una tendencia contraria al mejoramiento en los niveles de rentabilidad. Esto muestra como el estrés financiero por deuda había llevado a un deterioro en las rentabilidades tanto del patrimonio como del activo.

30. ANÁLISIS FINANCIERO – EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICACONCLUSIONES • 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. Sin embargo, creemos que hay suficiente evidencia para afirmar que la rentabilidad dista de la mencionada previamente e implícita en la fórmula tarifaria vigente.

31. ANÁLISIS FINANCIERO - EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CONCLUSIONES • 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. • 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.

32. ESTIMACIÓN DEL WACC EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARTE IV OTROS ESTUDIOS

33. OTROS ESTUDIOS RELACIONADOS • I. Damodaran, Aswat. 2005. Estimating Risk Parameters. Stern School of Business, New York. • II. Damodaran, Aswat. 2005. Country Risk & Company Exposure: Theory & Practice. Stern School of Business, New York. • III. ANEEL. 2006. 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. • IV. ERC. 2006. Energy Regulatory Commission, Philippines, Perfomance Based Regulation of Privately Owned Electricity Distribution Utilities, Julio 26 de 2006.

34. OTROS ESTUDIOS RELACIONADOS • V. OFGEM. 2004. Electricity Distribution Price Control Review Background Information on The Cost of Capital. 24 de marzo de 2004. • VI. Strategic Finance Group, SFG Consulting. 2005. Report for Western Power in relation to the Economic Regulation Authority´s 2005 Network Access Review, 19 de mayo de 2005. • VII. Roger Buckland y Patricia Fraser. Risk and Return Sensibility in UK Electricity Utilities, 1990 – 1999. • VIII. Serrano Javier. 2005. Informe final a la CRA sobre el trabajo de estimación de la tasa remuneratoria del capital invertido para empresas de acueducto y alcantarillado en Colombia.

35. OTROS ESTUDIOS RELACIONADOS • IX. Campbell R. Harvey. Country Risk Components, the Cost of Capital, and Returns in Emerging Markets. • X.-Robert G. Bowman, and Susan R. Bush. Using Comparable Companies to Estimate the Betas of Private Companies. • XI. Documento CREG – 113, Diciembre 17 de 2003, Principios generales y Metodología para establecer los cargos por uso de los sistemas de transmisión regional y distribución local. Resultado del trabajo de consultoría que sirvió como base para lo pertinente en la Resolución 082,

36. OTROS ESTUDIOS RELACIONADOS • XII. Resolución CREG 082; por la cual se aprueban los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local. • XIII. Documento CREG-022, Marzo 20 de 2002. Costo promedio de capital: metodología de cálculo para la distribución de energía eléctrica y gas combustible por redes. Explica el enfoque metodológico y los parámetros para el cálculo del WACC:

37. COMPARACIÓN ESTUDIOS

38. ESTIMACIÓN DEL WACC EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARTE V RIESGO PAÍS

39. Riesgo país • Riesgo adicional no diversificable que implica para un inversionista invertir en un determinado país. • Solución propuesta por Solnik (1974): cálculo de un β 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 en el mercado norteamericano) • Sin embargo esta propuesta no ha sido exitosa al incluir países emergentes, especialmente por ausencia de datos y por imperfecciones en los mercados de capitales

40. Riesgo país • Práctica tradicional de firmas de banca de inversión: (utilizada también por la CREG): Riesgo país =spread de los títulos soberanos sobre los títulos libres de riesgo. • Problema con esta metodología: No reconoce que el patrimonio tiene, por su propia naturaleza, un riesgo superior a la deuda.

41. COMPORTAMIENTO DEL EMBI COLOMBIA

42. Riesgo país: Propuesta • La metodología actual asimila el riesgo país del patrimonio al spread de los títulos de deuda soberana. Esta es una práctica común en la banca de inversión, pero equivocada. El riesgo de los instrumentos de deuda es distinto del riesgo de los instrumentos de patrimonio en mercados emergentes, siendo un múltiplo mayor que 1 del spread de los títulos de deuda soberana. Adicionalmente, el inversionista marginal se ve afectado por el nivel de exposición al riesgo país. • La metodología actual usa también una serie de tiempo muy corta para el spread de títulos de deuda soberana, lo que en las actuales circunstancias de ajuste estructural en los instrumentos de deuda a nivel mundial conduciría a usar valores artificialmente bajos de spread. Lo que queda claro de los recientes problemas en el sector de hipotecas inmobiliarias en Estados Unidos es la alta vulnerabilidad de los países emergentes a choques externos. Los spreads inferiores a 200 puntos básicos pueden ser cosa del pasado.

43. Riesgo país: Propuesta • Propuesta de este trabajo: corregir la actual medición de riesgo país, usando el método de Damodaran (aplicado en este trabajo) de multiplicar un mejor estimativo del spread por una medida del riesgo relativo de los instrumentos de patrimonio contra los de deuda en mercados emergentes, y luego por un factor de exposición del inversionista marginal al riesgo país.

44. Riesgo país:PROPOSICIÓN DE A. DAMODARAN

45. Riesgo país • Sin embargo, el valor más probable en los próximos años para el spread es de 250 puntos básicos, de acuerdo al consenso del mercado. • El uso de la relación σ(índice) / σ(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; ver figura 9 de Borensztein, Eichengreen y Panizza 2006). 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%.

46. Riesgo país 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). Mas adelante se precisa este punto

47. ESTIMACIÓN DEL WACC EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARTE VI SENSIBILIDAD AL PERÍODO DE ESTIMACIÓN

48. WACC en reales y en dólares

49. Estimación y series de tiempo • Las series de tiempo para calcular la prima del mercado (Equity Risk Premium) y la tasa libre de riesgo son contradictorias, porque en el primero de los casos se usa el promedio desde 1928, mientras que en el segundo caso se usa un promedio de sólo dos años (Metodología actual) • En el trabajo se utilizan períodos de estimación equivalentes a la vida útil de los activos; sin embargo se tiene en cuenta el posible comportamiento en los próximos años (looking forward )

50. ESTIMACIÓN DEL WACC EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARTE VII RIESGOS DEL NEGOCIO DE DISTRIBUCIÓN