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INCIDENCIA DE LA IMPLEMENTACIÓN DE LA RESOLUCIÓN 138 DE 2015

DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG) SOBRE LA

VIABILIDAD FINANCIERA DE LAS PLANTAS MENORES EN EL MERCADO

ELÉCTRICO COLOMBIANO

YONEIDY RESTREPO MESA

UNIVERSIDAD EAFIT

ESCUELA DE ECONOMÍA Y FINANZAS

MAESTRÍA EN ADMINISTRACIÓN FINANCIERA

MEDELLÍN

2015

2

INCIDENCIA DE LA IMPLEMENTACIÓN DE LA RESOLUCIÓN 138 DE 2015

DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG) SOBRE LA

VIABILIDAD FINANCIERA DE LAS PLANTAS MENORES EN EL MERCADO

ELÉCTRICO COLOMBIANO

Trabajo presentado como requisito parcial para optar al título de magíster en

Administración Financiera

Yoneidy Restrepo Mesa

Asesora: Sandra Gaitán Riaño, M. A. F., Ph. D. (cand.)

UNIVERSIDAD EAFIT

ESCUELA DE ECONOMÍA Y FINANZAS

MAESTRÍA EN ADMINISTRACIÓN FINANCIERA

MEDELLÍN

2015

3

Incidencia de la implementación de la resolución 138 de 2015 de la Comisión de

Regulación de Energía y Gas (CREG) sobre la viabilidad financiera de las plantas

menores en el mercado eléctrico colombiano

Yoneidy Restrepo Mesa1

Sandra Gaitán Riaño2

Resumen

En este trabajo se cuantifica el impacto sobre la viabilidad financiera de las plantas menores

en el mercado eléctrico colombiano (MEC), al modificarse las reglas de participación en el

mecanismo del cargo por confiabilidad (CxC) a partir de la implementación de la resolución

138 de 2015 por parte de la CREG. Se utiliza un modelo de valoración según la metodología

de descuento del flujo de caja libre (FCL) con una tasa propia para el sector, calculada

mediante la consideración de las diferentes fuentes de financiación y la estructura de ingresos

y costos de una central hidroeléctrica de 19,9 MW teniendo en cuenta los beneficios por venta

de energía y remuneración de la energía firme y los egresos asociados con la inversión, los

costos operativos y los propios del MEC. Se encuentra que la implementación de la nueva

regulación traería consigo impactos importantes que afectarían, incluso, la viabilidad de

dichas plantas de generación.

Palabras clave

Plantas menores, cargo por confiabilidad, regulación de la energía en Colombia, valoración,

viabilidad financiera.

Abstract

In this paper is quantified the impact on the financial viability of smaller plants in the

Colombian Electricity Market-MEC by modifying the rules of participation in the mechanism

of firm energy payment (Cargo por Confiabilidad) from the implementation of the norm

Resolución CREG 138/2015. A valuation model is used under the methodology of discounted

Free Cash Flow – FCF with a rate for the sector, considering the different sources of funding

and structure of income and costs of a 19.9 MW hydroelectric plant taking into account

1 yonerpo@yahoo.com

2 sgaitanr@eafit.edu.co

4

benefits from energy sales and firm energy remuneration and expenses associated with the

investment, operating costs and MEC's own. It is found that the implementation of the new

regulation would result in significant impacts affecting even the viability of these power

plants.

Key words

Smaller plants, firm energy payment, Colombian regulation for electricity, valuation,

financial viability.

1. Introducción

El sector eléctrico colombiano ha evolucionado de manera significativa durante los últimos

años desde la promulgación de las leyes 142 de 1994 o de servicios públicos domiciliarios

(Congreso de Colombia, 1994a) y 143 del mismo año o eléctrica (Congreso de Colombia,

1994b), en las que se establecieron las condiciones y los fundamentos del marco regulatorio

de uno de los mercados eléctricos de referencia internacional (Castañeda, 2014), basado en

un mercado mayorista en el que se permite la competencia y participación de agentes

privados en diferentes actividades de la cadena productiva de acuerdo con principios de

eficiencia, calidad y continuidad (Ayala y Millán, 2003).

Con el fin de asegurar la confiabilidad en el sistema eléctrico colombiano en el largo plazo e

incentivar la expansión en la generación, se implementó el mecanismo del CxC (Restrepo

Estrada, Arango Aramburo y Vélez Álvarez (2012) mediante el cual se asignan en forma

5

anticipada, por medio de una subasta,3 obligaciones de energía firme (OEF)4 hasta por

20 años, lo que les permite a los agentes recibir ingresos constantes por el mismo período e,

incluso, dar el apalancamiento necesario para el cierre financiero de algunos proyectos de

generación. Los conceptos, las reglas del mecanismo y las condiciones de participación para

cada una de las tecnologías y tipos de plantas existentes en el MEC se definieron en la

resolución CREG 071 de 2006, por medio de la cual se limitó la participación a las plantas

que hacen parte del despacho central y quedaron excluidas, tanto de los beneficios como de

las obligaciones que implica la inclusión en el CxC, aquellas con capacidad inferior a los

20 MW, denominadas plantas menores (CREG, 2006a).

El mencionado tratamiento especial a las plantas menores en lo relacionado con el CxC y

otros beneficios asociados con la comercialización de la energía han favorecido su

desempeño financiero, con lo que se ha generado flexibilidad en su operación y se han

reducido las barreras de entrada al mercado dado que requieren una menor inversión y que

pueden presentar menores dificultades en términos socioambientales respecto a las que

participan en el despacho central. Esta situación ha llevado a una proliferación de promotores

de dicho tipo de plantas y ha traído como consecuencia el aumento de proyectos registrados

(mas no desarrollados) ante la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y el

desaprovechamiento de las cuencas hídricas del país, fenómeno que ha impedido el desarrollo

3 Para las plantas nuevas se emplea el mecanismo de subasta de reloj descendente y para las existentes la

asignación a prorrata según las necesidades del sistema.

4 Obligación de energía firme: vínculo resultante de la subasta, o del mecanismo que haga sus veces, que impone

a un generador el deber de generar, de acuerdo con el despacho ideal, una cantidad diaria de energía durante

el período de vigencia de la obligación cuando el precio en bolsa supere el de escasez.

6

de otro tipo de proyectos hidroeléctricos que podrían dar mayor confiabilidad y calidad al

sistema (CREG, 2014).

Al considerar lo expuesto antes, en especial que las plantas menores no están comprometidas

a entregar su energía firme cuando es requerida por el sistema5, se generaron distorsiones en

la eficiencia y operación del cargo, lo que permitió que a las plantas mencionadas les sea

remunerada una energía superior a su energía firme (CREG, 2015). Con el fin de eliminar

dichas distorsiones, la entidad en mención modificó la reglamentación relacionada con la

participación de las plantas no despachadas desde el centro respectivo en el mecanismo de

CxC mediante la implementación de la resolución CREG 138 de 2015 razón por la cual se

evalúa en el presente trabajo la incidencia de dicho cambio regulatorio sobre la viabilidad

financiera de las plantas menores. Con tal propósito se plantea un modelo basado en el

método de descuento del FCL para cuantificar el valor de una empresa-proyecto (planta

menor típica) en diferentes escenarios regulatorios –con CxC y sin el mismo– para

compararlos con posterioridad.

En el modelo se consideran los ingresos provenientes de la venta de energía y remuneración

de la energía firme del cargo por confiabilidad (ENFICC) y los costos operativos y de ley

estipulados para el tipo de planta evaluada en el MEC.

5 Estas plantas fueron excluidas del cargo, por lo que no cuentan con OEF, si se supone que su contratación se

daría a través de contratos del tipo “pague lo contratado”, lo que asegura una energía firme en el sistema; sin

embargo, la modalidad empleada en la actualidad corresponde a contratos del tipo “pague lo generado”, sin

compromisos de entrega de alguna cantidad de energía específica.

7

Los resultados permiten evidenciar que la implementación de la resolución CREG 138 de

2015, que reglamenta la participación de las plantas menores en el CxC, afecta de manera

importante sus costos e ingresos porque los incrementa en un 15% y un 30%, en su orden, lo

cual impacta de modo directo sus flujos de caja libre y, por tanto, sus valores como alternativa

de inversión, por lo que son de gran utilidad para promotores de proyectos y empresas de

generación.

El documento está organizado de la siguiente forma. En la sección 2 se presenta el marco

teórico. En la 3 se explica la metodología utilizada. En la 4 se ofrecen los resultados obtenidos

y en último lugar están las conclusiones, en la sección 5.

2. Marco teórico

Para realizar la evaluación y la definición de la viabilidad financiera de un proyecto de planta

menor y su posterior comparación que permita definir y cuantificar el impacto del cambio

regulatorio, se plantea un modelo de valoración que tiene en cuenta los flujos de caja

proyectados con el fin de reflejar la estructura de costos e ingresos de dicho tipo de proyectos

a la luz de la normatividad actual y las condiciones de mercado, en especial en aquellos

aspectos relacionados con la comercialización de energía.

2.1. Mercado eléctrico colombiano

La reforma al sector eléctrico realizada en Colombia durante el año 1994 dio paso a un

esquema de mercado, lo que dejó atrás el control del Estado sobre el sector de servicios

públicos y permitió la participación de agentes privados motivados por intereses económicos

8

(Álvarez, 2005), lo que llevó a una mejora importante en la prestación del servicio en

aspectos claves como la calidad, la cobertura y las tarifas del servicio (Santa María, von der

Feher, Millán, Benavides, Gracia, y Schutt, 2009).

A partir de dicha reforma se implementó el reglamento de operación6, en el cual se distinguen

dos tipos de generadores o unidades de generación: aquellos con una capacidad superior a

20 MW, obligados al despacho central (CREG, 1994), y los menores de la mencionada

cantidad, que no participan en el mismo, que se denominan plantas menores (CREG, 1996a;

2001b). Además, se definieron los esquemas para la comercialización de energía como los

contratos bilaterales de tipo forward, en los cuales la cantidad, el precio de venta y demás

particularidades se acuerdan con libertad y sin restricción alguna y las transacciones de corto

plazo se llevan a cabo en la bolsa de energía, que refleja el costo de oportunidad en el cual

las plantas de generación declaran su disponibilidad de energía y presentan cada día la oferta

de precios (CREG, 2001a; 1995).

Fuera de lo anterior, con el fin de asegurar la confiabilidad del sistema se implementó desde

los inicios del mercado eléctrico el denominado cargo por capacidad (CREG, 1996b), pago

que remuneraba la seguridad aportada por la capacidad instalada de cada unidad de

generación que fue reemplazado diez años más tarde por el cargo por confiablidad diseñado

6 Reglamento de operación: conjunto de principios, criterios y procedimientos establecidos para realizar el

planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el

funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica.

9

por el profesor Crampton (Crampton y Stoft, 2006) y que fue el resultado de numerosos

estudios realizados por la CREG. (Villareal Navarro y Córdoba de la Rosa, 2008).

El esquema hasta acá presentado permite asignar OEF de manera anticipada para cubrir la

demanda proyectada hasta por 20 años, con lo que se aseguran los ingresos de las plantas que

participan en dicho mecanismo y se incentiva, a su vez, la expansión en la generación

mediante la construcción de nuevos proyectos y la entrada de nuevos inversionistas (CREG,

2014). La asignación de las OEF se realiza en función de la ENFICC, que corresponde a la

máxima energía eléctrica que es capaz de entregar una planta de generación durante un año

de manera continua en condiciones extremas de bajos caudales y se remuneran a un precio

fijo (indexado) por todo el período de vigencia de las obligaciones denominado CERE

(CREG, 2006b).

Las condiciones de participación de las plantas menores en el mercado eléctrico mayorista

(MEM) han sido especiales, en lo fundamental en el mercado spot en el son tomadoras de

precio equivalente al costo marginal del sistema y deben declarar únicamente su

disponibilidad para hacer parte de la base del despacho. Además, no participan en el

mecanismo del CxC.

Solo a partir de la implementación de la resolución CREG 138 de 2015, con la cual se

modifican las reglas de participación de las plantas menores en el CxC, deberán acogerse al

nuevo esquema y adoptar aquellos aspectos relacionados con la liquidación centralizada de

acuerdo con su ENFICC, su energía media y su cumplimiento de los lineamientos operativos.

10

2.2.Valoración y evaluación financiera

El valor de una empresa o proyecto se mide por la capacidad de generar recursos para sus

inversionistas. A la hora de realizar una valoración se debe tener en cuenta para qué y para

quién se hace la valoración, con el fin de que sus resultados sean lo más asertivos posible.

Existen diferentes métodos de valoración, como se presenta en la Tabla 1; los basados en el

descuento de flujos considerados son los más adecuados para el caso de estudio (Fernández,

2015).

Tabla 1 Principales métodos de valoración

Balance Cuenta de resultados Mixtos

Valor contable

Valor contable ajustado

Valor de liquidación

Valor sustancial

Activo neto reales

Múltiplos de:

Beneficio: PER

Ventas

Ebitda

Otros múltiplos

Clásico

Unión de expertos

Contables europeos

Renta abreviada

Otros

Descuentos de flujos Creación de valor Opciones

Free cash flow

Cash flow de acciones

Dividendos

Capital cash flow

APV

EVA

Beneficio económico

Cash value added

CFROI

Black y Scholes

Opciones de invertir

Ampliar el proyecto

Aplazar la inversión

Usos alternativos

Notas: PER = price earnings ratio; APV = adjusted present value; CFROI = cash flow return on

investment

Fuente: Fernández, 2015, página 2.

El modelo de valoración planteado se basa en el método de descuento del FCL, en el cual se

supone que el valor del proyecto está representado por el valor presente de los flujos futuros

que el mismo generaría. Para aplicar dicha metodología se requiere estimar una tasa de

descuento o costo de capital de acuerdo con las características del sector, la estructura

financiera y las condiciones de mercado (Damodaran, 2006). La valoración se realiza de

acuerdo con la ecuación 1

11

𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑝𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑜 = ∑𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜𝑠 𝑓𝑢𝑡𝑢𝑟𝑜𝑠

(1+𝑊𝐴𝐶𝐶)𝑡 + 𝑉𝑅𝑛𝑡=0 (1)

Donde:

𝑊𝐴𝐶𝐶: costo promedio ponderado de capital

Flujos futuros: flujo de caja futuro generado por el proyecto

𝑉𝑅: valor residual

2.3.Estructura de ingresos, costos e inversiones

Para llevar a cabo la valoración se considera la estructura de ingresos y costos según las

particularidades de plantas menores en el MEC (Gil, Smith y Ángel, 2004).

Ingresos: provienen de la venta de energía, ya sea a través de contratos o por su participación

en bolsa. Según la resolución CREG 071 de 2006, a las plantas que no están en el despacho

central no les aplican los procesos comerciales relacionados con el CxC. No obstante, dado

que la efectividad y el resultados del mecanismo del último, en términos de expansión y

aseguramiento en la cobertura de la demanda fueron cuestionados y por tal motivo se

implementó la nueva reglamentación, además de los ingresos por venta de energía, las plantas

menores recibirán la remuneración de la ENFICC que les sea asignada según el reglamento

del CxC, lo que modifica su esquema de operación y su estructura de ingresos.

Costos operacionales y de inversión: están conformados por los que son propios de

operación, con inclusión de los costos de mantenimientos y administrativos, los de ley y los

asociados con la participación en el MEC, que, al igual que los ingresos, también se

modifican con la implementación de la resolución CREG 138 de 2015, ya que se incluyen

12

los asociados a la participación en el CxC, como el recaudo del CERE y los administrativos

relacionados con los procesos de asignación de las OEF.

Los costos de inversión corresponden a los requeridos para instalación y puesta en marcha

de una central hidroeléctrica y varían por múltiples factores como ubicación, esquema, valor

de la mano de obra, impuestos, y otras particularidades.

3. Metodología

En primer lugar se presenta una caracterización del MEC. Para este caso en particular, los

aspectos que aplican para las plantas menores a partir de la revisión de la normatividad

vigente para el sector contenida en las leyes colombianas y las resoluciones de la CREG.

Una vez identificadas y estimadas las variables asociadas con una planta menor en Colombia,

se construyen los flujos y se procede a valorar, mediante la metodología del FCF empleando

el modelo construido en Excel® para un período de 25 años, un proyecto típico (hipotético)

bajo las diferentes condiciones regulatorias, que permite identificar, desde el punto de vista

financiero, el impacto de la inclusión de las plantas menores en el CxC. Por último, se realiza

un análisis de sensibilidad y de incertidumbre para cada una de las variables tenidas en cuenta

en la valoración, para lo cual se utiliza la herramienta @risk. El proceso seguido para la

valoración se presenta en la Figura 1.

13

Características del proyecto

Beneficios

Capacidad

instalada

Energía media y

Enficc

Costos de

inversión

Costos de operación

y mantenimiento

Costos

Proyecciones

Marco regulatorio y mercado

Costos de ley y

asociados con el

MEC

Canal de

comercialización Precios de venta CERE

Estados financieros

P&G FCO

Supuestos financieros y macroeconómicos Indicadores de Valor y

Sensibilidad Estructura

financiera WACC Deuda

Indicadores

macroeconómicos

Figura 1. Proceso de valoración

Fuente: elaboración propia

El modelo planteado está dividido en ocho secciones que contienen la información requerida

para llevar a cabo la valoración. A continuación se detalla cada una de ellas, las variables que

la conforman y su estimación:

Macroeconómicos: contiene las proyecciones de los supuestos macroeconómicos empleados

como IPC, IPP, DTF y tasa de cambio.

Costo de capital (WACC): contiene la tasa empleada para descontar el flujo de caja libre

proyectado. Para su estimación se emplea una metodología dinámica y precisa denominada

rolling WACC, que consiste en determinar el WACC en cada período de proyección con base

en la evolución de la composición de las fuentes de capitalización (Copeland, Koller y

Murrin, 2000).

Para la estimación del costo del patrimonio se utilizó el modelo CAPM (capital asset pricing

model) como se presenta en la ecuación 2, teniendo en cuenta la información del portal del

profesor Aswath Damodaran (2006), en el que el valor estimado está en dólares y por lo tanto

14

se emplean datos del sistema financiero del país para obtener su equivalente en pesos

colombianos.

𝑘𝑒 = 𝑟𝑓 + 𝛽(𝑟𝑚 − 𝑟𝑓) + 𝑅𝑝 (2)

Donde:

𝑘𝑒: costo de capital

𝑟𝑓: tasa libre de riesgo, correspondiente al rendimiento de los bonos del Tesoro

norteamericano a diez años con tasa spot (agosto de 2015).

𝑟𝑚 − 𝑟𝑓: premio por el riesgo de mercado; se estima como la diferencia entre el rendimiento

promedio (aritmético) del mercado y la tasa libre de riesgo de los bonos del tesoro

norteamericano a diez años.

𝛽: riesgo operacional del sector; como referencia se toma el valor del beta desapalancado

reportado por Damodaran (2006) correspondiente al sector de energía, al que se le aplica

corrección por caja, endeudamiento y tamaño de la compañía.

𝑅𝑝: tasa de riesgo de país estimado mediante la metodología EMBI (emerging markets bonds

index).

Para estimar el costo de la deuda, 𝑘𝑑, se tiene en cuenta la tasa DTF más un spread de acuerdo

con las características del proyecto.

Por último, se aplica la ecuación 3 para estimar el WACC y se obtienen los resultados

presentados en la Tabla 2.

𝑊𝐴𝐶𝐶 = [𝑘𝑑(1 − 𝑡𝑎𝑥) (𝐷

𝐷+𝐸) + 𝑘𝑒 (

𝐸

𝐷+𝐸)] (3)

Donde:

𝑊𝐴𝐶𝐶: costo de capital promedio ponderado (weighted average cost of capital)

𝑘𝑑: costo de la deuda

15

𝑘𝑒: costo de capital

𝑡𝑎𝑥: tasa de impuesto

𝐷: valor del mercado de la deuda

𝐸: valor del mercado del patrimonio

Tabla 2. Estimación del WACC

Período

Porcentaje

de Ke

Porcentaje

de Kd WACC

2015 14,6% 0,0% 14,6%

-2 2016 6,9% 3,6% 10,5%

-1 2017 6,7% 3,4% 10,1%

0 2018 7,0% 3,2% 10,2%

1 2019 7,5% 2,8% 10,4%

2 2020 8,1% 2,5% 10,5%

3 2021 8,6% 2,1% 10,7%

4 2022 9,0% 1,8% 10,8%

5 2023 9,5% 1,5% 11,0%

6 2024 10,0% 1,2% 11,2%

7 2025 10,4% 0,8% 11,3%

8 2026 10,9% 0,6% 11,4%

9 2027 11,3% 0,3% 11,6%

10-25 2028- 2043 11,7% 0,0% 11,7%

Fuente: elaboración propia

Técnicos: contiene los parámetros que definen las características técnicas y el flujo de fondos

del proyecto; para este fin se supone una planta típica de 19,9 MW, que corresponde al límite

de capacidad para clasificar como una planta menor en el MEC.

Para cuantificar los ingresos se supone la energía que puede ser entregada por la central

estimada como un promedio de la energía producida por las plantas menores con capacidad

de 19,9 MW que participan en la actualidad en el MEC y que la misma será vendida a través

de contratos con precios pactados en forma libre. Ver Tabla 3.

16

Tabla 3. Generación promedio en plantas menores en el MEC

Período

FP

promedio FP máximo FP mínimo Energía media

2004 0,97 1,00 0,25 168,54

2005 0,69 0,85 0,52 120,54

2006 0,76 0,94 0,54 132,05

2007 1,01 1,00 0,51 175,52

2008 1,06 1,00 0,54 185,43

2009 0,61 0,77 0,34 105,49

2010 0,68 0,85 0,46 117,81

2011 0,77 1,00 0,56 134,83

2012 0,65 0,80 0,45 113,93

2013 0,61 0,84 0,44 107,19

2014 0,60 1,00 0,29 104,27

2015 0,55 0,81 0,30 95,16

Promedio 0,75 0,90 0,43 130,06

Nota: FP = factor de planta

Fuente: elaboración propia

Para definir el precio de los contratos se hizo una revisión de los precios de los mensuales

desde 1997 y se contrastaron con los costos marginales resultantes de la simulación del

MPODE7 publicada por Expertos en Mercados, XM (2015) entre enero de 2008 y junio de

2015. A partir de la información recopilada se encontró que las proyecciones de MPODE no

permiten estimar los precios de contratos tal y como se muestra en la Figura 2. Las

7 El MPODE o SDDP (stocahstic dual dynamic programing) es un modelo de despacho hidrotérmico con

representación de la red de transmisión que se utiliza en los estudios operativos de corto, mediano y largo plazo.

Calcula la política operativa estocástica de mínimo costo de un sistema hidrotérmico teniendo en cuenta detalles

operativos de las plantas hidroeléctricas y térmicas, representación de los mercados spot y de los contratos de

suministro, incertidumbre hidrológica, detalles del sistema de transmisión, variación de la demanda,

restricciones de suministro (tanto del commodity como del transporte) del gas natural.

Además de la política operativa de mínimo costo, el modelo calcula distintos índices económicos tales como el

costo marginal de operación (por submercado y por barra), las tarifas de peaje y los costos de congestionamiento

de la red, los valores del agua por planta, el costo marginal de restricciones de suministro de combustible y

otros.

17

proyecciones que se acercan en mejor medida a los precios reales corresponden a las de

diciembre de 2013 y de junio de 2009, como se muestra en la Figura 3; no obstante, siguen

estando bastante alejadas de los precios reales; por lo tanto los precios empleados en el

modelo se estiman a partir de una regresión lineal simple de los precios de contratos para el

período 2009-2015.

Figura 2. Precios de contratos y costos marginales del MPODE

Fuente: elaboración propia con base en Expertos en Mercado, XM (2015)

Figura 3. Regresión lineal de precios de contratos

Fuente: elaboración propia con base en Expertos en Mercado, XM (2015)

-

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

ene.

-09

sep

.-09

may

.-10

ene.

-11

sep

.-11

may

.-12

ene.

-13

sep

.-13

may

.-14

ene.

-15

sep

.-15

may

.-16

ene.

-17

sep

.-17

may

.-18

ene.

-19

sep

.-19

may

.-20

ene.

-21

sep

.-21

may

.-22

ene.

-23

sep

.-23

may

.-24

ene.

-25

CONTRATOS

mar-14

jun-14

sep-14

dic-14

mar-15

sep-10

dic-10

mar-11

jun-11

sep-11

sep-12

dic-12

mar-13

jun-13

sep-13

dic-13

jun-15

y = 0.0093x - 251.18

R² = 0.8899

50.0

70.0

90.0

110.0

130.0

150.0

170.0

190.0

210.0

230.0

ene.

-09

jul.

-09

ene.

-10

jul.

-10

ene.

-11

jul.

-11

ene.

-12

jul.

-12

ene.

-13

jul.

-13

ene.

-14

jul.

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ene.

-15

jul.

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ene.

-16

jul.

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ene.

-17

jul.

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ene.

-18

jul.

-18

ene.

-19

jul.

-19

ene.

-20

jul.

-20

ene.

-21

jul.

-21

ene.

-22

jul.

-22

ene.

-23

jul.

-23

ene.

-24

jul.

-24

Pcontratosdic-13jun-09Lineal (Pcontratos)

18

A continuación, para estimar los ingresos del CxC, que aplica únicamente para el nuevo

escenario regulatorio, se considera la ENFICC estimada a partir del promedio del factor de

planta mínimo para las plantas con capacidad de 19,9 MW que participan en el MEC, como

se muestra en la Tabla 3. Este factor asciende a 0,43, lo que arroja una energía firme de

55,90 GWh-año. El valor al cual se remunera la ENFICC y el valor que debe ser devuelto al

Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) corresponde al precio de

cierre de la última subasta de asignación de OEF y asciende a 16,38 USD/MWh (2015).

Los costos de operación y mantenimiento son los que se derivan de un costo unitario anual

que resulta de tomar como referencia estudios adelantados por empresas de ingeniería y

agencias sectoriales nacionales e internacionales, así como costos conocidos para diferentes

plantas de escala comparable. Se incluyen también en la evaluación los costos de ley, según

lo definido en la normatividad vigente:

Transferencias del sector eléctrico: definida por el artículo 222 de la ley 1450 de 2011, que

modificó el artículo 45 de la ley 99 de 1993. El valor aplicado en el presente estudio es de

COP4,1226/kWh.

Cargos por ASIC, Centro Nacional de Despachos (CND) y Liquidador y Administrador de

Cuentas (LAC): la metodología para la remuneración de estos servicios la establece la CREG;

al aplicar los cálculos correspondientes se llega a un estimativo de COP2.700/kW-año.

Gastos de funcionamiento de la CREG y la Superintendencia de Servicios Públicos

Domiciliarios (SSDP): corresponde al aporte para cubrir los gastos de funcionamiento de

19

estas dos entidades, reglamentado por el artículo 22 de la ley eléctrica. El monto estimado de

este rubro es de COP1.400/kWaño.

Impuesto de Industria y Comercio: cargo definido en la ley 56 de 1981; se considera un valor

aproximado de COP460/kW.

Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no Interconectadas (FAZNI):

fondo creado mediante los artículos 81 al 83 de la ley 633 de 2000, modificada por el artículo

190 del Plan Nacional de Desarrollo 2015-2018 (ley 1753 de 2015). Este rubro asciende a

COP1,90/kWh.

Además, se consideran otros costos asociados con el mercado como el de conexión y los de

arranque y parada, así como los restantes definidos en la ley 56 de 1981.

Costos de inversión (CAPEX): contiene de manera agregada los costos de inversión para el

desarrollo del proyecto y el flujo de desembolsos. Para su estimación se tiene en cuenta un

costo unitario a partir de referencias internacionales y nacionales de proyectos desarrollados

en los últimos años.

Proyecciones: contiene las proyecciones de ingresos y costos a partir de los parámetros

técnicos y las variables macroeconómicas.

Estados de resultados (pérdidas y ganancias o P&G) y flujo de caja operativo (FCO): contiene

los construidos a partir de las proyecciones.

Deuda: contiene la estructura de la deuda supuesta para el desarrollo del proyecto, teniendo

en cuenta el nivel de endeudamiento típico para el sector, una relación deuda/patrimonio de

20

70/30, un plazo total del crédito de 13 años con un período de amortización de diez y un

período de gracia de tres, correspondiente a la etapa de construcción.

Valoración: por último, en esta sección se presentan los flujos empleados para la valoración

del proyecto, es decir, el flujo de caja libre operativo (FCLO), la tasa empleada para descontar

los flujos en cada período estimada a partir del método de rolling Wacc y los resultados

obtenidos. Los indicadores considerados en la evaluación son: valor del proyecto, TIR y el

costo unitario de generación (CUG), que refleja el costo de producción de un kWh teniendo

en cuenta la anualización de la inversión y los costos operativos.

Los resultados reflejan una evaluación determinística pero más adelante se realiza un análisis

de sensibilidad e incertidumbre para el comportamiento de las variables más significativas

en la valoración.

4. Resultados

Mediante la metodología presentada y según el modelo construido con las variables descritas,

se realiza la valoración de una planta menor típica cuyas características principales se

presentan en la Tabla 4, en primera instancia sin tener en cuenta el cambio regulatorio, es

decir, de acuerdo con el escenario que estuvo vigente durante los últimos nueve años en el

MEC (2006-2015) y más tarde en el escenario regulatorio actual.

Tabla 4. Características de la planta menor típica

Capacidad instalada [MW] 19,9

Factor de planta 0,75

Energía media [GWhaño] 130,0

ENFICC [GWhaño] 55,9

Fuente: elaboración propia

21

En la Tabla 5 se muestran los resultados obtenidos que permiten identificar el impacto que

tiene sobre los indicadores del proyecto evaluado la participación en la liquidación del CxC.

Tabla 5. Resultados de la valoración en ambos escenarios

Sin cargo Con cargo

Valor del proyecto [millones de COP] 23.014 2.787

CUG [COP/kWh] 155,8 202,75

TIR [%] 13,1 11,4%

Fuente: elaboración propia

Para el escenario sin CxC, los resultados son positivos. Al modificar la estructura de costos,

que incluye los asociados con el CxC, tal y como se esperaba se reducen los indicadores

evaluados y, por tanto, los beneficios del proyecto. Para el valor del proyecto se encuentra

una reducción de 20.227 millones de pesos, que equivalen al 88%, al pasar de 23.014 a

2.787 millones de pesos; este cambio se presenta debido a que el incremento en el costo es

superior a los ingresos adicionales afectando el FCL del proyecto, como se muestra en la

Figura 4.

Figura 4. Ingresos y egresos del proyecto para ambos escenarios regulatorios

Fuente: elaboración propia

$(30,000)

$(20,000)

$(10,000)

$-

$10,000

$20,000

$30,000

$40,000

$50,000

$60,000

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

20

30

20

31

20

32

20

33

20

34

20

35

20

36

20

37

20

38

20

39

20

40

20

41

20

42

20

43

Ingresos y egresos del proyecto [millones COP]

Ingresos sin CxC Ingresos con CxC Egresos sin CxC Egresos con CxC

22

El CUG presenta un incremento del 30,2% y se debe a la modificación de la composición de

los costos. En la Figura 5 se presentan los costos para el primer año de operación, en los que

se destaca, para el caso sin CxC, la participación de los relacionados con la operación y el

mantenimiento, con un 52% del total, seguidos de las transferencias de ley, con un 20%; para

el escenario con CxC, la devolución del CERE representa el 70% de los costos y desplaza

los demás rubros, que cobran menor relevancia.

Figura 5. Composición de los costos operativos del proyecto

Entidades: incluye costos de funcionamiento de CREG, SSPD, ASI, CND y LAC

Otros: incluye costos de impuestos de industria y comercio y predial

Fuente: elaboración propia

En cuanto a la TIR en la evaluación sin incluir el CxC, se encuentra un valor positivo de

13,1%, con una reducción de 1,7 puntos porcentuales, que equivalen al 13% para el escenario

con CxC; a pesar de esta disminución, ambos valores se ubican por encima de la tasa

promedio de descuento empleada en la valoración.

En último lugar, teniendo en cuenta que el comportamiento de las variables empleadas en la

valoración no es determinístico, se realiza un análisis de sensibilidad de los indicadores para

Devolución

del CERE

0%

Fazni

9%

Transferencia

s

20%

Arranque y

parada

10%

Administración,

operación y

mantenimiento

52%

Conexíón

5%

Entidades

3%

Otros

1%

Devolución

del CERE

70%Fazni

3%

Transferenci

as

6%

Arranque y

parada

3%

Administración,

operación y

mantenimiento

15%

Conexión

2%

Entidades

1%Otros

0%

Costo total

2.992 millones de COP Costo total

10.064 millones de COP

23

considerar el efecto de la energía media, la ENFICC, la tarifa de venta de la energía, la

inversión, los índices macroeconómicos y los costos operativos.

En la Figura 6 se presenta el análisis de tornado realizado con el software @risk que permite

identificar la incidencia de las variables de entrada sobre los indicadores obtenidos. Para este

caso se presenta el Valor del proyecto siendo similares los resultados para los demás

indicadores estimados (TIR y CUG).

a. Evaluación sin CxC

b. Evaluación con CxC

Figura 6. Análisis de tornado para el valor del proyecto

Fuente: elaboración propia

24

Se aprecia que la producción energética y la tarifa de venta son las variables que mayor

incidencia tienen en el valor del proyecto, pues son las que determinan el total de los ingresos

para el escenario sin CxC y el 85% si se considera el mismo. En este sentido, la ENFICC no

tiene tanta influencia sobre los resultados obtenidos, puesto que determina solo el 15% de los

ingresos. Después se encuentra la inversión y en seguida los índices macroeconómicos, de

los cuales depende de manera directa la proyección de los flujos.

a. Evaluación sin CxC

b. Evaluación con CxC

Figura 7. Distribución de probabilidad del valor del proyecto

Fuente: elaboración propia

25

Dado que se empleó el método de rolling Wacc, en el que el valor del proyecto se estima a

partir de iteraciones, el mismo arroja resultados inconsistentes cuando el valor es inferior o

igual a cero, por lo que los resultados obtenidos no reflejan el valor esperado del proyecto

sino un valor distorsionado en magnitud mas no en signo, lo que equivale a decir que no

deben considerarse los valores mínimos obtenidos y deben interpretarse como iguales a cero.

Teniendo en cuenta lo anterior, y como se ve en la Figura 7, para el escenario sin CxC, con

una probabilidad del 90% el valor del proyecto se encuentra entre 0 y COP46.454 millones,

mientras que para el nuevo escenario regulatorio con el rango se reduce y con una

probabilidad el 90% el valor del proyecto se ubicaría entre 0 y COP23.101 millones.

a. Evaluación sin CxC

b. Evaluación con CxC

Figura 8. Distribución de probabilidad del TIR Fuente: elaboración propia

26

Como se muestra en la Figura 8, la TIR obtenida para la valoración sin incluir CxC puede

alcanzar valores hasta del 15,58%, mientras que si se incluye el mismo solo lograría 13,95%.

A pesar de la reducción, ambos valores, al ser comparados con la tasa de descuento para

todos los períodos evaluados, son superiores, lo que indica, según el criterio de valoración

por TIR, que ambas alternativas de inversión son válidas.

a. Evaluación sin CxC

b. Evaluación con CxC

Figura 9. Distribución de probabilidad del CUG Fuente: elaboración propia

27

El CUG es un indicador importante en el sector eléctrico porque permite conocer el costo de

producir un kWh y es útil para compararlo con los precios de venta de la energía. Para el

escenario sin CxC, el valor más bajo que puede tomar, con un 90% de probabilidad, es de

COP131/kWh, que se ubica por debajo de la tarifa de venta supuesta en la valoración,

mientras que en el nuevo escenario, dados los altos costos adicionales, este valor mínimo

asciende a COP171/kWh, que supera la tarifa de venta supuesta en el análisis, equivalente a

COP140/kWh.

5. Conclusiones

La implementación de la resolución CREG 138 de 2015 trae consigo impactos en aspectos

relacionados con el MEC, como, por ejemplo, la expansión, el cambio en la base del

despacho, los precios de la energía eléctrica y la confiabilidad del sistema, de acuerdo con lo

presentado en los comentarios a la resolución CREG 037, pero también en el desempeño

financiero de las plantas menores.

Con el cambio regulatorio, los ingresos de una planta menor con las características de la

central evaluada se incrementan de manera proporcional a su ENFICC en alrededor de un

15%. No obstante, los costos operativos también presentan un importante crecimiento,

cercano al 30%. Estas variaciones en la estructura de costos e ingresos generan una reducción

del FCL a partir del cual se estiman los indicadores financieros del proyecto.

Los resultados obtenidos muestran la conveniencia de las plantas menores como alternativa

de inversión si las mismas no hacen parte del mecanismo del CxC; con la implementación de

la resolución CREG 138 de 2015, que reglamenta la participación de ellas en dicho

28

mecanismo, se presenta una reducción en los indicadores financieros evaluados que

compromete, incluso, la viabilidad respectiva.

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