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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
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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
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
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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 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
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.
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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
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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.
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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
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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
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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.
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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.
-14
ene.
-15
jul.
-15
ene.
-16
jul.
-16
ene.
-17
jul.
-17
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)
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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
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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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