Aproximación al valor de Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. ESP considerando los alcances de la determinación del riesgo país en Colombia y Perú

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(1)APROXIMACIÓN AL VALOR DE TRANSPORTADORA DE GAS INTERNACIONAL TGI SA ESP CONSIDERANDO LOS ALCANCES DE LA DETERMINACIÓN DEL RIESGO PAIS EN COLOMBIA Y PERÚ.. BORRADOR. RODRIGO ALFONSO ACOSTA PEDRAZA JUAN DAVID BALLÉN RAMÍREZ. UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERIA DEPARTAMENTO DE INGENIERIA INDUSTRIAL BOGOTA D.C. JUNIO DE 2009.

(2) TABLA DE CONTENIDO. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................. 8 1.. OBJETIVOS ............................................................................................................................. 9. 2.. ENTORNO MACROECONÓMICO Y SECTORIAL .................................................................... 10 COYUNTURA NACIONAL .......................................................................................................... 10 HISTORIA DEL SECTOR ............................................................................................................. 11 COYUNTURA SECTORIAL ......................................................................................................... 12. 3.. EL NEGOCIO DE TGI SA ESP ................................................................................................. 14 INGRESOS Y VOLÚMENES TRANSPORTADOS ...................................................................... 18 SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS ...................................................................................... 21 VENTAS ................................................................................................................................ 22 PERÚ ........................................................................................................................................ 24 CONTRATO DE CONCESIÓN EN PERÚ .................................................................................. 25 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO PERÚ .................................................................................... 25 NUEVA DEMANDA ............................................................................................................... 27 CALIFICACIÓN DE RIESGO FITCH RATINGS .............................................................................. 29. 4.. REGULACIÓN ....................................................................................................................... 30 MONOPOLIO ........................................................................................................................... 30 ¿POR QUÉ SURGEN?................................................................................................................ 30 CREADOS POR LOS GOBIERNOS .......................................................................................... 30 NATURALES ......................................................................................................................... 30 ¿CÓMO SE TOMAN LAS DECISIONES DE PRODUCCIÓN Y PRECIOS? ....................................... 31 POSICIÓN DE LOS PODERES PÚBLICOS.................................................................................... 31 LEYES ANTI MONOPÓLICAS ................................................................................................. 32 PROPIEDAD PÚBLICA ........................................................................................................... 32. 2.

(3) REGULACIÓN ....................................................................................................................... 32 CREG ........................................................................................................................................ 34 5.. VALORACIÓN ....................................................................................................................... 36 DETERMINACIÓN DE LA TASA DE DESCUENTO ....................................................................... 37 COSTO DE LA DEUDA ........................................................................................................... 37 COSTO DEL EQUITY.............................................................................................................. 38 RESULTADO DE LA TASA DE DESCUENTO ............................................................................... 63 COMPARACIÓN CON EL WACC DE LA CREG ........................................................................... 65 MÉTODOS DE VALORACIÓN .................................................................................................... 67 FLUJOS DE CAJA DESCONTADOS ............................................................................................. 68 Flujo de caja libre ................................................................................................................ 68 Flujo de Caja de Capital ....................................................................................................... 69 Resultado de la Valoración por Flujos de Caja .................................................................... 69 SENSIBILIDAD DE LAS VENTAS ................................................................................................. 83 COMPAÑÍAS COMPARABLES ................................................................................................... 85 Resultados Valoración por Comparables ............................................................................ 86 TRANSACCIONES COMPARABLES ............................................................................................ 89 Resultados por Transacciones Comparables ....................................................................... 90. 6.. CONCLUSIONES ................................................................................................................... 90. 7.. REFERENCIAS ....................................................................................................................... 93. 8.. ANEXOS ............................................................................................................................... 96 RIESGO PAÍS ............................................................................................................................ 96 BETA ...................................................................................................................................... 102 VALORACIÓN ......................................................................................................................... 103. 3.

(4) ÍNDICE DE IMÁGENES. Ilustración 1: Variación PIB Colombiano ..................................................................................... 10 Ilustración 2: Inflación Colombiana ............................................................................................. 11 Ilustración 3: Procesos Gas Natural ............................................................................................ 12 Ilustración 5: Ingresos y EBITDA por Transporte de Gas (USD MM) ........................................... 14 Ilustración 6: Participación Ingresos por Sector 2008................................................................. 18 Ilustración 7: Ingresos Facturados (miles de US$) ...................................................................... 19 Ilustración 8: Volumen Transportado ......................................................................................... 20 Ilustración 9: Red de gasoductos en Colombia ........................................................................... 21 Ilustración 10: Variación PIB Peruano ......................................................................................... 24 Ilustración 11: Inflación Peruana................................................................................................. 25 Ilustración 12: Trazado Gasoductos Regionales Ica .................................................................... 26 Ilustración 13: Infraestructura Gas Perú ..................................................................................... 26 Ilustración 14: Demanda Estimada Ica Perú ............................................................................... 27 Ilustración 15: Demanda estimada petroquímicas ..................................................................... 28 Ilustración 16: Viviendas conectadas estimadas......................................................................... 28 Ilustración 17: Ejemplo cálculo remuneración cargos ................................................................ 35 Ilustración 18: Spread Bonos Brasil - EEUU ................................................................................. 44 Ilustración 19: Retorno Diario S&P 500....................................................................................... 46 Ilustración 20: EMBI + Colombia, Perú ........................................................................................ 49 Ilustración 21: Logaritmo EMBI + Colombia ................................................................................ 52 Ilustración 22: Correlograma Logaritmo EMBI + Colombia......................................................... 53 Ilustración 23: Correlograma Diferencia Est. Logaritmo del EMBI + Colombia .......................... 56 Ilustración 24: Diferencia Est. Logaritmo del EMBI + Colombia .................................................. 59 Ilustración 25: Diferencia Est. Logaritmo del EMBI + Colombia .................................................. 60. 4.

(5) Ilustración 26: Correlograma Cuadrado Residuos....................................................................... 61 Ilustración 27: Residuales al Cuadrado Colombia ....................................................................... 62 Ilustración 28: Residuales al Cuadrado Perú ............................................................................... 62 Ilustración 29: Participación histórica por sector en los Ingresos............................................... 72 Ilustración 30: Demanda histórica de GN por Sector .................................................................. 73 Ilustración 31: Remuneración anual por pies cúbicos diarios transportados de gas.................. 73 Ilustración 32: Precios del gas natural según resoluciones CREG ............................................... 74 Ilustración 33: Participación estimada en la oferta de gas ......................................................... 75 Ilustración 34: Demanda Proyectada de Gas Natural transportada por TGI S.A en MPCD. ....... 75 Ilustración 35: Ingresos totales TGI proyectados ........................................................................ 76 Ilustración 36: Valor Terminal (millones de COP) ....................................................................... 81 Ilustración 37: Análisis de Sensibilidad Crecimiento y WACC ..................................................... 82 Ilustración 38: Márgenes Proyectados ........................................................................................ 83 Ilustración 39: Distribución Input Analyzer ................................................................................. 84 Ilustración 40: IC de 95% para el valor por FCL ........................................................................... 85 Ilustración 41: Pasos para realizar una valoración por múltiplos ............................................... 86 Ilustración 42: Valoración por Múltiplos (millones de COP) ....................................................... 89 Ilustración 43: Valoración por Múltiplos (millones de COP) ....................................................... 90 Ilustración 44: Resultados (millones de COP) ............................................................................. 92 Ilustración 45: Logaritmo EMBI + Perú........................................................................................ 97 Ilustración 46: Correlograma Logaritmo EMBI + Perú ................................................................ 98 Ilustración 47: Correlograma Diferencia Est. Logaritmo del EMBI + Perú .................................. 99 Ilustración 48: Residuos Diferencia Est. Logaritmo del EMBI + Perú ........................................ 100 Ilustración 49: Residuos Diferencia Est. Logaritmo del EMBI + Perú ........................................ 100 Ilustración 50: Correlograma Cuadrado Residuos Perú ............................................................ 101. 5.

(6) ÍNDICE DE TABLAS. Tabla 1: Oferta Gas Natural ......................................................................................................... 13 Tabla 2: Demanda Gas Natural.................................................................................................... 13 Tabla 3: Composición Accionaria ................................................................................................ 15 Tabla 4: Contratos BOMT Vigentes ............................................................................................. 16 Tabla 5: Estructura de Contratos ................................................................................................ 18 Tabla 6: Ingresos por Sector ........................................................................................................ 19 Tabla 7: Capacidad Instalada ....................................................................................................... 23 Tabla 8: Cálculo Riesgo País ........................................................................................................ 48 Tabla 9: Conformación de Grupos Colombia .............................................................................. 51 Tabla 10: Estabilización Varianza Colombia ................................................................................ 52 Tabla 11: Prueba de Raíz Unitaria: Logaritmo del EMBI + Colombia .......................................... 54 Tabla 12: Prueba de Raíz Unitaria: Logaritmo del EMBI + Perú .................................................. 55 Tabla 13: Prueba de Raíz Unitaria: Diferencia Est. Logaritmo del EMBI + Colombia .................. 57 Tabla 14: Prueba de Raíz Unitaria: Diferencia Est. Logaritmo del EMBI + Perú .......................... 58 Tabla 15: Tasa de Descuento....................................................................................................... 64 Tabla 16: Tasa de Descuento CREG ............................................................................................. 66 Tabla 17: Cargos Fijos y Variables (2002) Cusiana - El Porvenir .................................................. 70 Tabla 18: Capacidad, Volumen y Costos AO&M esperados en 2002 para Cusiana - El Porvenir 71 Tabla 19: Depreciación Activos Fijos ........................................................................................... 77 Tabla 20: Depreciación Contratos BOMT .................................................................................... 77 Tabla 21: Análisis de Sensibilidad (millones de COP) .................................................................. 82 Tabla 22: Resumen Estadístico Input Analyzer ........................................................................... 84 Tabla 23: Compañías Comparables ............................................................................................. 87 Tabla 24: Múltiplos Establecidos ................................................................................................. 89. 6.

(7) Tabla 25: Conformación Grupos Perú ......................................................................................... 96 Tabla 26: Estabilización Colombia ............................................................................................... 96 Tabla 27: Compañías Cálculo Beta ............................................................................................ 102 Tabla 28: Balance General Proyectado ..................................................................................... 103 Tabla 29: Estado de Pérdidas y Ganancias Proyectado ............................................................. 104 Tabla 30: Flujo de Caja de Tesorería Proyectado ...................................................................... 105 Tabla 31: Flujo de Caja Libre Proyectado .................................................................................. 106 Tabla 32: Flujo de Caja de Capital Proyectado .......................................................................... 107 Tabla 33: Compañías Comparables (miles) ............................................................................... 108. 7.

(8) INTRODUCCIÓN Los autores del presente trabajo contemplamos en un inicio, dos alternativas principales como proyecto de grado; una de ellas consistía en realizar la valoración de una empresa y la segunda, en estudiar el impacto del cálculo del riesgo país en las empresas reguladas. El hecho de que en abril de 2008, Transportadora de Gas Internacional S.A. E.S.P. -TGI SA ESP -, en adelante TGI, ganara un contrato de concesión por 30 años en Perú, para la realización de diseños, financiación, construcción, operación y mantenimiento del sistema de distribución de gas natural en el departamento de Ica, con el cual se busca suministrar un servicio a cinco poblaciones (Chincha, Ica, Pisco, Nazca y Marcona), cuya demanda aproximada, según estudios realizados por la empresas, es de 240 MPCD (millones de pies cúbicos por día); nos abrió la posibilidad de poner en marcha las dos ideas que parecían tan distintas a primera vista agregándole un componente nuevo, analizar la mejor forma de incorporar el riesgo único de ingresar a la economía peruana a esta empresa que dedicaba entonces al mercado de transporte de gas a nivel nacional.. 8.

(9) 1. OBJETIVOS Este trabajo tiene como principal objetivo determinar el valor de la empresa Transportadora de Gas Internacional TGI SA ESP (Empresa del grupo EEB), considerando los alcances de la determinación del riesgo país en Colombia y Perú, y la interacción con los organismos reguladores. Los objetivos específicos de este trabajo son los siguientes: •. Determinar el valor de la compañía por el método de flujos de caja descontados, y valoración por múltiplos de mercado. •. Determinar y analizar el riesgo de la compañía, teniendo en cuenta el nuevo proyecto de inversión en Perú.. •. Realizar estimaciones del riesgo país por los métodos de Default Spread, Relative Equity Market Standard Deviation y Default Spread + Relative Standard Deviation y determinar la forma de incluirlo en la valoración.. •. Determinar el modelo de series de tiempo que permite realizar el mejor pronóstico para el riesgo país.. •. Revisar la metodología para la remuneración de la actividad de transporte de gas natural propuesta por la CREG en su documento preliminar: CREG-096 del 5 de diciembre de 2008.. 9.

(10) 2. ENTORNO MACROECONÓMICO Y SECTORIAL Para entrar en el contexto económico del sector del gas, describiremos brevemente cómo se encuentra en la actualidad la economía colombiana, cuál es el origen del sector del gas natural en Colombia y cuál ha sido su desarrollo hasta el día de hoy.. COYUNTURA NACIONAL En el año 2008 la economía Colombiana fue gravemente afectada por dos factores principalmente: Por una parte, el Banco de la República subió la tasa de referencia un total de 50 puntos básicos en los primeros 7 meses mientras que la FED hacía lo contrario; lo anterior se tradujo en una caída de la inversión, del consumo y por ende en un menor crecimiento del PIB. El estallido de la burbuja hipotecaria de Estados Unidos, por otra parte, llevó a una coyuntura de crisis económica mundial, Colombia se vio gravemente afectada, por ser EEUU nuestro principal socio económico. El deterioro en los indicadores económicos es evidente. La inversión pasó de crecer a tasas del orden del 20% a cifras alrededor del 10%. El sector menos afectado ha sido el exportador. Es destacable también la participación de la inversión extranjera directa, que pese a la recesión continúa impulsando el sector minero y de hidrocarburos. Ilustración 1: Variación PIB Colombiano. Fuente: Banco de la República El índice de precios por su parte, sufrió un aumento considerable, lo cual se debió a las presiones al alza provenientes en su mayoría de la economía internacional. Cabe notar que la trayectoria de los mismos, neta de regulados y de alimentos, se comportó acorde a las. 10.

(11) proyecciones del Banco de la República. El incremento en la cotización del petróleo encareció los bienes regulados. El alto crecimiento de economías emergentes como China e India, caracterizadas por su alta población aumentó la demanda de alimentos, y por ende los precios de los mismos. La bonanza en el sector de biocombustibles motivó a los productores de caña de azúcar y maíz a dedicarse a la obtención de etanol, presionando al alza el precio de los alimentos y contribuyendo así al aumento de la inflación. Ilustración 2: Inflación Colombiana. Fuente: Banco de la República. HISTORIA DEL SECTOR La historia de gas natural en Colombia es relativamente reciente. En la década de los 50 se realizaron algunos usos de este recurso pero no fue sino hasta 1977, cuando se descubrió un yacimiento en la Guajira, que éste sector entró en pleno desarrollo. En 1986 se dio inicio a un programa de interconexión nacional y exploración que permitió ampliar el consumo de gas en las ciudades. En 1993 ECOPETROL por decisión del gobierno nacional empezó la construcción de una red que conectaría al país internamente. En 1997 se conformó la Empresa Colombiana de Gas ECOGAS separando la actividad de transporte de gas de ECOPETROL. En 2007 la Empresa de Energía de Bogotá (EEB S.A. E.S.P.) adquirió los activos de ECOGAS y constituyó la Transportadora de Gas del Interior, hoy Transportadora de Gas Internacional S.A E.S.P. - TGI.. 11.

(12) Para llevar el gas desde los yacimientos hasta los hogares, oficinas, colegios, entre otros se llevan a cabo 4 procesos que se ilustran en la siguiente gráfica. Ilustración 3: Procesos Gas Natural. Fuente: CREG Producción: Es la etapa en al cual el gas natural es extraído de los diferentes yacimientos. Se puede encontrar en dos formas, combinado con petróleo y libre. Transporte: Es la conducción del gas natural a través de las tuberías (gasoductos) desde los campos de producción hasta la puerta de las ciudades “city gate”, y a las grandes termoeléctricas. Esto conforma el Sistema Nacional de Transporte. Distribución: Conducción del gas natural a través de tuberías de baja presión, en su mayoría de polietileno, desde la entrada de la ciudad a los usuarios finales. Comercialización: Compra del gas natural a los productores para venderlo a los usuarios o a otras empresas del sector. Incluye también, actividades relacionadas con la medición del consumo a través de contadores, facturación y la atención a los clientes.. COYUNTURA SECTORIAL Las tablas y gráficas que aparecen a continuación, se basan en datos tomados de la UPME (Unidad de Planeación Minero Energética). La oferta de Gas natural se concentra principalmente en la Guajira y en Cusiana. Se presentó en 2008 un crecimiento de 24% en la Guajira, y una leve reducción en la oferta de Cusiana.. 12.

(13) Tabla 1: Oferta Gas Natural. Fuente: UPME La demanda de Gas Natural a nivel local descendió en el año 2008 de 731 a 723 MPCD. En Colombia, la reducción fue por parte del sector energético. Dentro del sector no energético, pese a que se presentaron reducciones en Refinerías y Petroquímicos, el efecto fue atenuado por un crecimiento de 6,2% en el sector industrial. Tabla 2: Demanda Gas Natural. Fuente: UPME Las exportaciones representaron el 17% de la demanda agregada en 2008, es decir 147 MPCD. La demanda agregada promedio sumó en un total de 870 MPCD, incluido el rubro de exportaciones, para el mismo año.. 13.

(14) 3. EL NEGOCIO DE TGI SA ESP Transportadora de Gas Internacional S.A. E.S.P., antes Transportadora de Gas del Interior S.A. E.S.P., es una empresa que tiene su sede social en la ciudad de Bucaramanga, Colombia, fue constituida el 19 de febrero de 2007 como un sociedad anónima por acciones, controlada por la Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. en calidad de casa matriz. TGI fue formada después de la adjudicación de los derechos y contratos de la Empresa Colombiana de Gas ESP ECOGAS, mediante un proceso que estuvo liderado por la Empresa de Energía a de Bogotá (accionista mayoritario), entre los que se encuentran incluidas redes de gasoductos distribuidos a través del país y contratos por valor de $3.25 billones de pesos. TGI presta los servicios de planeación, organización, diseño, construcción, expansión, ampliación, mantenimiento, operación y explotación comercial de los sistemas de transporte de gas natural propios y de los sistemas de transporte de hidrocarburos en todas sus formas. En el año 2008, TGI fue el mayor transportador de gas natural en Colombia con 417 MPCD. Al ser una empresa que trabaja en un monopolio de transporte de gas natural, sus tarifas sobre el servicio de transporte gas son reguladas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG, que es una Unidad Administrativa Especial del Ministerio de Minas y Energía, de acuerdo con lo previsto en los artículos 69 de la Ley 142 de 1994 y 21 de la Ley 143 de 1994. Del mismo modo, la empresa se rige principalmente por la Ley 142 o Estatuto de Servicios Públicos, por la cual se establece el Reglamento Único de Transporte de gas natural (RUT). Los ingresos y el EBITDA esperados se ilustran en el gráfico que sigue. Ilustración 4: Ingresos y EBITDA por Transporte de Gas (USD MM) 900. 640. 603. Ingresos. 422 368 210. EBITDA 258. 168. 2.007. 2.013. 2.018. 2.023. Fuente: TGI. 14.

(15) En busca de entrar en el mercado de capitales colombiano para apalancarse, y así poder llevar a cabo planes de crecimiento, el 4 de agosto de 2008, la Superintendecia Financiera de Colombia autorizó la inscripción de acciones ordinarias en el registro de valores y emisores (RNVE). Al igual, el 15 de agosto del 2008, la Bolsa de Valores de Colombia BVC autorizó también la inscripción de las acciones ordinarias en el Mercado Público de Valores. La composición accionaria de TGI a 31 de diciembre de 2008 era la siguiente: Tabla 3: Composición Accionaria. Fuente: TGI Como las deudas que tiene TGI se encuentran valoradas en dólares, la estrategia que ha usado la empresa para cubrir los riesgos naturales de la tasa de cambio ha sido con operaciones en el mercado de derivados locales con Bancolombia S.A. y el BBVA Colombia.. Contratos BOMT´S Los contratos BOMT´S (Build, Operate, Maintain and Transfer) son aquellos que se usan para desarrollar proyectos de infraestructura de alto valor financiero, y consiste en pactar con una compañía del sector privado nacional o internacional, la construcción, el mantenimiento y la opción de transferencia al término del proyecto de propiedad. El contratista entonces se encarga de operar el bien por el plazo contractual previsto (10, 15, o 20 años), y recibe una tarifa mensual del usuario que remunera el transporte y la disponibilidad.. 15.

(16) Como parte del proceso de enajenación de los activos, Derechos y contratos de ECOGAS, TGI se encargó de los siguientes contratos BOMT´S. Tabla 4: Contratos BOMT Vigentes. Fuente: TGI En el momento en que se hizo la enajenación de los activos, derechos y contrato de ECOGAS, TGI optó por realizar operación y mantenimiento a los sistemas de transporte con el fin de posicionarse como una de clase mundial, cuya principal característica estaría centrada en el conocimiento del negocio de transporte del gas natural.. Gestión Comercial La mayoría de la capacidad que tienen los gasoductos de TGI, entre los cuales se encuentran los tramos de los gasoductos de entrada al sistema nacional de transporte, se encuentra contratada. Debido a esto TGI ha tenido que diseñar nuevos servicios con lo que abrirán nuevas oportunidades al mercado del transporte del gas natural, para poder atender el aumento de la demanda del combustible en el interior del país. Entre los nuevos servicios que se ofrecen se encuentran servicios de parqueo y prestación de gas natural, servicio de desvío de entrada y o salida, transporte de gas natural de tipo interrumpible, transporte ocasional y empaquetamiento. Al implementar esta estrategia se logra cubrir el incremento de la demanda de gas, y al mismo tiempo se da una mayor utilización a los gasoductos existentes, que en definitiva termina representando mayores ingresos para la compañía sin haber tenido que incurrir en nuevas inversiones.. 16.

(17) Por otro lado, también se debe mencionar que TGI invirtió recursos en un fondo de conversiones vehiculares hasta el mes de septiembre de 2008, con el fin de incentivar la conversión de vehículos al uso de gas natural. Gracias a esta conversión se lograron aproximadamente 66.000 conversiones durante el año 2007 y 45.580 durante el año de 2008 a nivel nacional. A diciembre de 2008 se llevaba un acumulado de 280.638 vehículos convertidos a nivel país, de los cuales aproximadamente el 79% se ha logrado en las ciudades atendidas a través de los gasoductos de TGI. El servicio de parqueo interrumpible de gas natural disminuyó en forma significativa el impacto a los usuarios finales por la nula producción de gas en varios tramos. Los ingresos por dicho servicio durante el año 2008 fueron cercanos a los US$700.000. Adicionalmente se estructuró el servicio de transporte de tipo interrumpible, con el propósito de brindar al mercado oportunidades de transporte de gas natural para atender el aumento de la demanda de este combustible en el interior del país. Por último, en los gasoductos en donde se contaba con capacidad disponible, se aplicaron estrategias de contratación para poderlas contratar en firme, alcanzando así unos mayores y más estables ingresos para la compañía.. Estructura de los contratos Para el año de 2007, TGI tenia una capacidad contratada de 390 MPCD, para el año 2008 esta misma creció a 427 MPCD, lo cual equivale a un incremento del 9.5%. Esto fue debido a que se realizaron nuevos contratos y a que la capacidad de unos contratos existentes se incrementó durante el año. Del total de contratos con los que cuenta TGI, el 96% son contrato en firme (de los cuales el 80% de los ingresos son debido a cargos fijos por capacidad) que en promedio tienen una terminación en 6 años, y el 4% restante, son contratos interrumpibles y un convenio que se tiene establecido con Promigas, con un tiempo promedio de terminación de 2.1 años.. 17.

(18) Tabla 5: Estructura de Contratos. Fuente: TGI. INGRESOS Y VOLÚMENES TRANSPORTADOS En el año 2008 se facturaron ingresos por US$227.942.808 por los servicios de transporte de gas natural y otros servicios asociados, los cuales se distribuyen de acuerdo a los sectores que la compañía los atiende, como se resume a continuación. Ilustración 5: Participación Ingresos por Sector 2008. Fuente: TGI Los otros servicios asociados hacen referencia a parqueo de gas natural y servicios de transporte interrumpibles, los cuales durante el año 2008 ascendieron a la suma de US$815.240.. Ingresos facturados El año 2008 se caracterizó por el crecimiento en el consumo residencial, industrial y vehicular, los otros sectores presentaron un comportamiento estable.. 18.

(19) Tabla 6: Ingresos por Sector. Fuente: TGI A continuación se muestra cual ha sido la evolución de los ingresos facturados por TGI en el año 2008, los cuales presentaron un incremento de 12%, en comparación con los del año anterior. Esto fue debido a que la capacidad contratada en firme por algunas empresas les fue suplida gracias a la ampliación del gasoducto de Cusiana – Vasconia lograda mediante la estación compresora de Miraflores. Al igual, es importante tener en cuenta que en el año 2008 los ingresos del sector vehicular de los mercados de Bogotá y Medellín se contabilizaron en el sector distribuidor, en comparación con el año anterior, en el que se clasificaron en el sector Vehicular. En cuanto al sector comercial, en el año 2008 en promedio hubo una mayor capacidad en firme contratada, debido a la ampliación de la capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja, la cual fue asignada en su totalidad a Ecopetrol. Ilustración 6: Ingresos Facturados (miles de US$). Fuente: TGI. 19.

(20) Volumen Transportado Para el año 2008, TGI en promedio transportó volúmenes por 371 MPCD, presentando un incremento del 2% con respecto a los volúmenes transportados en el 2007 (365 MPCD). Como se puede ver, hubo un bajo incremento en el volumen transportado debido a que varios tramos de los gasoductos entraron en mantenimiento Ilustración 7: Volumen Transportado. Fuente: TGI. 20.

(21) SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS La red de gasoductos en Colombia, se encuentra dividida en el sistema de la costa, y el sistema del interior. Ilustración 8: Red de gasoductos en Colombia. Fuente: TGI. Red de Gasoductos: • Red de gasoductos directamente operados y mantenidos de 1.901 Km. •. Red de gasoductos bajo contratos BOMT de 1.801 Km.. 21.

(22) Estaciones Compresoras: TGI cuenta con: •. Seis Estaciones Compresoras con una capacidad promedio aproximada de 200 MPCD.. •. Se encuentra en proyecto la ampliación de la capacidad del gasoducto Ballena Barrancabermeja mediante tres nuevas estaciones compresoras y del gasoducto Cusiana – El Porvenir - La Belleza – Vasconia – Mariquita - Cali mediante 3 nuevas estaciones compresoras.. BOMTS • Derechos al uso de los gasoductos vía BOMT (Mariquita -Yumbo, Ballena Barrancabermeja, Boyacá - Santander) sin pagos por parte de TGI SA ESP. hasta el momento de la transferencia.. Ampliación de la red de transporte A causa del alto ritmo de crecimiento de la demanda de gas en Colombia, la cual ha sido abastecida hasta el momento por TGI, se ha evaluado la necesidad de ampliar la capacidad de los sistemas de gasoductos. La demanda de gas en el país se espera que siga en una tendencia al alza, entre un 2.4% y 5.1% por año, para la UPME (Unidad de Planeación Minero Energética) se debe estar superando los 1.100 MPCD para el año 2020. Al mismo tiempo, TGI está en búsqueda de ampliar su cobertura para satisfacer la demanda creciente.. VENTAS Los ingresos con lo que cuenta TGI se encuentran regulados, y se derivan de una base de activos remunerados y una tasa de retorno que es establecida por la CREG. Estos cargos se fijan por distancia e incorporan la capacidad de transporte de cada gasoducto. La capacidad instalada (en MPCD) por TGI para realizar el transporte de gas natural es declarada por tramos, los cuales fueron definidos para el año 2008 de la siguiente manera.. 22.

(23) Tabla 7: Capacidad Instalada. Fuente: TGI. Servicios requeridos por la normatividad vigente El RUT (Reglamento único de transporte de Gas Natural) establece que el transportador de gas natural por tuberías deberá seguir las siguientes normas: •. Ley 142 de 1994. •. Ley 401 de 1997. •. Resolución CREG 100 de 2003. •. Decreto del Ministerio de Minas y Energía 880 de 2007.. •. Resolución CREG 071 de 1999 (RUT), la cual ha sido modificado por: −. Resolución CREG 41 de 2008. −. Resolución CREG 54 de 2007. −. Resolución CREG 14 de 2003. −. Resolución CREG 102 de 2001. −. Resolución CREG 28 de 2001. 23.

(24) −. Resolución CREG-084 de 2000. Como hemos establecido en nuestros objetivos, uno de los propósitos del desarrollo de este trabajo es considerar los alcances de la determinación del riesgo país entre Colombia y Perú en la valoración de TGI. En abril de 2008, TGI SA ESP ganó un contrato de concesión por 30 años en Perú, para la realización de diseños, financiación, construcción, operación y mantenimiento del sistema de distribución de gas natural en el departamento de Ica, por lo que ha continuación describiremos como ha sido el desarrollo de la economía peruana, como ha sido establecido el contrato de concesión, y los alcances del proyecto que se llevará a cabo.. PERÚ El Perú es uno de los países de América Latina con mayor crecimiento económico en los últimos años. Si bien ha sido también afectado por la crisis económica internacional, el crecimiento proyectado por diferentes fuentes para 2009 es el más alto de la región. Ilustración 9: Variación PIB Peruano. Fuente: Banco Central de la Reserva del Perú La inflación de Perú ha sido este siglo significativamente menor a la de Colombia en los últimos años, empero, al cierre de 2008 alcanzó una cifra comparable. Las presiones inflacionarias se debieron también a los alimentos y a la cotización del Petróleo, en el primer semestre del año, el sector de minería e hidrocarburos presentó un auge histórico motivando también, un alza en el IPC.. 24.

(25) Ilustración 10: Inflación Peruana. Fuente: Banco Central de la Reserva del Perú. CONTRATO DE CONCESIÓN EN PERÚ En lo que respecta a la elaboración de proyectos internacionales, en abril del 2008, en consorcio con EEB, TGI se hizo acreedor a la adjudicación de la concesión de distribución de gas natural en el departamento de Ica (ubicado al sur del departamento de Lima), teniendo que suministrar el servicio de gas a 5 poblaciones: Chincha, Ica, Pisco, Nazca y Marcona. Hasta el momento se han realizado gestiones con diferentes industrias en Ica, haciéndose ya de 322 clientes potenciales los cuales están interesados en sustituir con gas natural su actual consumo energético. Perú es una economía en desarrollo y un país con buenas condiciones para consolidar una inversión extranjera, comparado con Colombia, tiene mayores reservas (según Perupetro las reservas totales son 30 TPC – Trillones de Pies Cúbicos) y un bajo desarrollo en el sector gasífero, con un consumo tres veces que menor que el de Colombia.. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO PERÚ Este proyecto se desarrolla en una zona desértica, por lo que no se consideran dificultades desde el punto de vista de cruces especiales. Las principales características del proyecto son: Longitud red troncal: 280 kms (aproximadamente) Municipios a atender: Chincha, Pisco, Nazca y Marcona. 25.

(26) Punto de conexión: Humay y Alto Larán Ilustración 11: Trazado Gasoductos Regionales Ica. Fuente: TGI Ilustración 12: Infraestructura Gas Perú. Fuente: TGI En el momento se está realizando la ampliación del gasoducto Camisea, Humay, Lima (por parte de TGP), el cual llegará a tener una capacidad de transporte de aproximadamente 1.100 MPCD (tiene 450 MPCD actualmente), capacidad con la que se pretende suplir la demanda futura de gas natural para la zona de Ica.. 26.

(27) NUEVA DEMANDA La cifra propuesta por Proinversión en las bases del concurso eran de 77.6 MPCD, pero al día de hoy se considera que esta ha aumentado a unos 240 MPCD. La demanda estimada como escenario base del proyecto para los próximos diez años se presenta a continuación: Ilustración 13: Demanda Estimada Ica Perú. Fuente: TGI La demanda de gas natural se puede ver incrementada pues existe baja capacidad de generación de energía eléctrica. Las generadoras térmicas suplirán la energía que las hidroeléctricas por la escasez de lluvias no alcanzan a generar. Es necesario recalcar que el gasoducto que transporta el gas de Camisea es insuficiente actualmente para atender los requerimientos del sector eléctrico.. Petroquímicas Dentro del las reservas de gas de Perú, para las petroquímicas se ha destinado 1.5 TPC, lo cual deja ver que existe un amplio potencial al respecto. Dentro de los clientes se cuenta con petroquímicas dedicadas a la producción de fertilizantes. Marcona, mediante decreto reglamentario del Ministerio de Minas y Energía se definió como polo petroquímico, esto significa que cualquier petroquímica que quiera la prestación del servicio de gas tendrá que instalarse en la zona delimitada por el proyecto. A continuación se puede ver la demanda esperada de gas que tendrán las petroquímicas a lo largo de los próximos diez años:. 27.

(28) Ilustración 14: Demanda estimada petroquímicas. Fuente: TGI. Clientes Domiciliarios En un escenario conservador se espera conectar hacia el 2016 la meta de 50.000 viviendas, cuyo sendero de crecimiento planeado se presenta a continuación: Ilustración 15: Viviendas conectadas estimadas. Fuente: TGI Dentro del proyecto existe una gran oportunidad en el sector Domiciliario, dado que del mismo se pueden extender un conjunto de servicios comerciales entre los cuales se destacan la venta y financiación de gasodomésticos, la financiación de acometidas y la venta de Seguros.. Financiación Al encontrarnos en un período de crisis mundial, la incertidumbre financiera es mayor que en otra coyuntura, actualmente se requiere un gran soporte por parte de las entidades financieras. Del éxito de la financiación dependerá que el proyecto se pueda llevar a cabo adecuadamente mitigando los riesgos que este conlleva.. 28.

(29) CALIFICACIÓN DE RIESGO FITCH RATINGS Transportadora de Gas del Interior (TGI SA ESP) según Fitch Ratings, obtiene una calificación de riesgo de doble B (BB) debido al gran crecimiento que ha presentado en la prestación de los servicios de transporte de gas natural. TGI, cuenta con la fortuna de desarrollar un negocio en un sector que se caracteriza por tener bajo riesgo. Por otro lado, al ser una compañía regulada sus ingresos son estables y predecibles. Su resultado operacional ha sido creciente en los últimos 2 años y maneja una liquidez satisfactoria gracias a su estructura de deuda y su política de inversiones acorde con los recursos de caja disponibles. Por tener ingresos nominados en dólares tiene una cobertura natural frente a las fluctuaciones de la tasa de cambio.. 29.

(30) 4. REGULACIÓN Transportadora de Gas Internacional TGI S.A. es regulado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) por prestar el servicio de un bien de primera necesidad, como lo es el gas. A continuación explicaremos el por qué surge la regulación, cuáles tipos de regulación existen y cuáles son las principales funciones que cumple la CREG en los aspectos relacionados al sector del gas.. MONOPOLIO ¿POR QUÉ SURGEN? Una empresa es un monopolio si es la única que vende un producto y si éste no tiene sustitutivos (sustitutos) cercanos. La causa fundamental del monopolio son las barreras de entrada. Los orígenes de éste tipo de barreras son: Un recurso clave es propiedad de una única empresa, las autoridades conceden a una única empresa el derecho exclusivo a producir un bien o un servicio, los costes de producción hacen que un único productor sea más eficiente que un elevado número de productores.. CREADOS POR LOS GOBIERNOS En muchos casos los monopolios surgen porque el gobierno concede a una persona o empresa el derecho exclusivo a vender un bien o servicio. Las leyes que rigen las patentes y los derechos de propiedad intelectual tienen tanto beneficios como costes sociales; los primeros son el aumento de incentivos para realizar actividades creativas y los costos son los altos precios monopolísticos.. NATURALES Una industria es un monopolio natural cuando una única empresa puede ofrecer un bien o servicio a todo un mercado con menos costes que dos o más empresas.. 30.

(31) En algunos casos el tamaño del mercado es uno de los factores de los que depende que una industria sea o no un monopolio natural, pues a medida que éste se expande el monopolio natural se puede convertir en un mercado competitivo. ¿CÓMO SE TOMAN LAS DECISIONES DE PRODUCCIÓN Y PRECIOS? La diferencia clave entre una empresa competitiva y un monopolio es la capacidad de éste último para influir en el precio de su producto, Una empresa competitiva es pequeña en relación con el mercado en el que se encuentra y por ende toma el precio del producto como dado. El ingreso marginal de los monopolios es muy diferente al de las empresas competitivas pues cuando el monopolio aumenta la cantidad vendida produce dos efectos: Mayor cantidad y menor precio. Uno de los diez principios de la economía muestra que los agentes racionales piensan en términos de cantidades marginales, es por ello que la maximización de beneficios para un monopolio se encuentra, en el punto donde su costo marginal es igual a su ingreso marginal. El ingreso marginal de un monopolista siempre será menor que el precio de su bien, en el caso de competencia este costo es igual al precio. La función de maximización de utilidades de una firma es:. = − − . Donde:. : Utilidades de la compañía P: Precio. Q: Cantidades que se venden Cx: Costos exógenos a la compañía y que no son contables Cn: Costos endógenos que la compañía si pude controlar. POSICIÓN DE LOS PODERES PÚBLICOS Un planificador social benevolente intentaría maximizar el excedente total de bienestar pues le interesa tanto los beneficios que obtienen los propietarios de la empresa, y especialmente los. 31.

(32) que reciben los consumidores. El estado en general tiene cuatro medidas en pro de lo anterior, generar leyes anti monopólicas, regular los monopolios, ser el dueño del monopolio y por último, no hacer nada.. LEYES ANTI MONOPÓLICAS Buscan preservar la libre e incontrolada competencia como regla de comercio, impidiendo la fusión de compañías que reducirían el grado de competencia. Las leyes anti monopólicas tienen costes asociados pues a veces las compañías no se fusionan para reducir la competencia, sino para reducir costos por medio de una producción conjunta más eficiente (sinergias). Los reguladores a nivel mundial han adoptado diversos esquemas regulatorios para monopolios naturales de servicios públicos, buscando lograr la mayor eficiencia posible.. PROPIEDAD PÚBLICA La tercera política es a menudo preferida en algunos países de Europa, donde el estado prefiere gestionar él mismo el monopolio y no regular una empresa privada. Sin embargo los economistas prefieren que esto no sea así pues los propietarios privados tendrán un incentivo para minimizar los costes mientras puedan sacar partido de la situación, en el caso contrario nadie intentará una reducción.. REGULACIÓN Los gobiernos suelen resolver el problema de los monopolios naturales, regulando la conducta de los monopolistas. El problema es determinar el precio que debe fijar el gobierno. 1. Si se iguala al costo medio del monopolista, éste obtendrá unos beneficios económicos nulos y además habrá pérdidas de eficiencia pues el precio ya no refleja el costo marginal de producir el bien. 2. Si se selecciona igual al costo marginal del monopolista, la asignación de recursos será eficiente para los clientes. Sin embargo, como el coste total medio de los monopolistas es decreciente, el coste marginal será menor que el coste total medio y por ende la empresa. 32.

(33) estaría perdiendo dinero ante lo cual o abandonan el negocio, o el gobierno tendría que subvencionarlos. Un segundo problema para las dos alternativas, se halla en que no hay ningún incentivo para que el monopolista reduzca los costes. En un mercado competitivo cada empresa intenta reducir costes para obtener más beneficios, sin embargo si el monopolista sabe que el organismo regulador bajará los precios en la medida en que la empresa reduce los costos y que por ende no se verá beneficiado por ello, no lo hará.. TIPOS DE REGULACIÓN PRICE CAP Este esquema fija el precio durante un tiempo determinado basado en proyecciones de demanda y de costos, de tal forma que la empresa pueda obtener una rentabilidad justa. Se considera como de altos incentivos hacia la eficiencia pues la única posibilidad que tiene la empresa para maximizar su retorno, se traduce en la reducción de costos. Al final del periodo, el regulador realiza los ajustes que considere necesarios por aumentos en costos y aumentos esperados en la eficiencia. Los riesgos en los que incurre el ente regulado, se pueden resumir en: •. Asociados a las fluctuaciones de la demanda.. •. Asociados al aumento en costos exógeno a la empresa.. Como se dijo previamente, al final del periodo la Comisión Reguladora puede estudiar el incremento en los costos y realizar el ajuste respectivo, sin embargo, nada le garantiza al agente regulado que así será. RATE OF RETURN Bajo este esquema, el ente regulador garantiza al operador, un retorno mínimo dados sus costos. De esta manera, el riesgo para la empresa regulada disminuye dado que si cambian los costos, sólo tendrá que esperar un ajuste en las tarifas. Es claro entonces, que la empresa no tiene ningún incentivo para disminuir sus costos pues en la medida en que lo hace, el regulador bajará el precio mantener el retorno pactado.. 33.

(34) Existe una relación directa entre el tipo de regulación bajo el cual opera una compañía y el riesgo sistemático a la cuál se encuentra expuesta. Más adelante analizaremos el esquema regulatorio que utiliza la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas).. CREG Las comisiones de regulación nacen en 1994 a través de las leyes 142 y 143 creadas por el gobierno nacional con el propósito de regular las actividades de servicios públicos. La CREG, Comisión de Regulación de Energía y Gas, tiene por objetivo lograr la prestación de los servicios de energía eléctrica, gas natural y gas licuado de petróleo a la mayor cantidad de personas, al costo más bajo posible, y de la mejor calidad. Garantizando también, una remuneración adecuada para las compañía encargadas de prestar estos servicios. En cuanto al sector de gas natural, la CREG regula toda la cadena productiva, la cual está compuesta por producción, transporte, distribución y comercialización. Los criterios para determinar la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte se determinan así:. Donde: It: Ingresos para el transportador CFi: Cargo fijo diario que remunera costos de inversión (US/kpcd) calculado con la tasa de Costo del capital Invertido del 11.5%, expresado en pesos. CVi: Cargo variable que remunera costos de inversión (US/kpcd) calculada con la tasa de Costo del capital Invertido del 16%, expresada en pesos. CFAO&M: Cargo fijo diario que remunera los gastos de AO&M ($/kpcd) CAP: Capacidad contratada VOL: Volumen transportado n: Número de remitentes Ingresos de corto plazo = Ingresos del transportador provenientes de servicios de transporte que excedan la capacidad contratada por un remitente, expresados en pesos.. 34.

(35) Los cargos regulados por servicios transporte son establecidos para cada gasoducto o grupo de gasoductos. Se determina un cargo fijo regulado para remunerar los gastos de administración, operación y mantenimiento y cargos variables regulados para remunerar los costos de inversión. Se determinan así: •. Los cargos fijos regulados remuneran el 0%, 20%, 40%, 50%, 60%, 80% y 100% sobre la inversión base bajo una tasa de 11.5% antes de impuestos en dólares constantes. Dichos cargos determinan los puntos A’, B’, C’. D’, E’, F’ y G’ respectivamente.. •. Los cargos variables regulados, que remuneran porcentajes del 100, 80, 60, 50, 40, 20 y 0 sobre la inversión base con una tasa de 16% A.I. sobre dólares constantes. Dichos cargos determinan los puntos A, B, C, D, E, F, G. Ilustración 16: Ejemplo cálculo remuneración cargos. Fuente: CREG Los cargos fijos por AO&M se remuneran así: a) Se calcula el valor presente en moneda local a la fecha base, de los gastos de AO&M correspondientes a la inversión Base, para casa año del horizonte de Proyección utilizando la tasa de Costo de capital invertido del 11.5%. 35.

(36) b) Se calcula el valor presente de la Demanda esperada de Capacidad correspondiente a la Inversión Base. Esta demanda será descontada con la tasa de Costo de capital invertido del 11.5% c) El cargo fijo para la remuneración de gastos de AO&M se determina como la relación entre el valor presente de los gastos de AO&M (literal a), y el valor presente de la demanda esperada de capacidad de que trata el litera b) anterior. Los cargos fijos y variables que remuneran los costos de inversión deben ser actualizados cada año transcurrido a partir de la fecha base acorde a la variación anual del índice de precios al productor de Estados Unidos teniendo en cuenta la siguiente fórmula: . = 0. − 1 0. Donde: t: Año para el cual se calcula el cargo C(t): Cargo para el año t C(0): Cargo para la fecha base PPI(t-1): PPI promedio para el mes de Diciembre del año t-1 PPI(0):PPI promedio para el mes de Diciembre la fecha base. La facturación se hará en pesos y se liquidara en el momento de la facturación a la TRM del último día del mes en que se realice el transporte, reportada por la Superintendencia Financiera, antes Superintendencia Bancaria. La actualización de los cargos por AO&M se halla de la misma manera pero respecto al índice de precios al consumidor de Colombia.. 5. VALORACIÓN A continuación presentamos cómo se realizó la aproximación al valor de TGI por el método de flujos de caja descontados. Cabe notar, que la valoración por más que sea realizada cuantitativamente, se hace bajo juicios que son subjetivos. Al igual se debe resaltar que la valoración cambia a medida que 36.

(37) nueva información es revelada, en este trabajo hemos realizado una valoración con la información pública disponible al 31 de diciembre de 2008.. DETERMINACIÓN DE LA TASA DE DESCUENTO El WACC (Weighted Average Cost of Capital) es el costo promedio ponderado de capital de las diferentes fuentes de financiación utilizadas por una empresa para fondear sus requerimientos. Es por otra parte la tasa de retorno justa que deben recibir los inversionistas, dado el costo en el que incurren en el fondeo del proyecto. Incluye tanto el capital propio, como las fuentes de financiación externas. En su forma más sencilla, se define de la siguiente manera: = Donde:. + + +. KD: Costo de la Deuda Ke: Costo del Equity %E: Peso del Equity como fuente de financiación %D: Peso de la Deuda como fuente de financiación. COSTO DE LA DEUDA El Costo de la Deuda incorpora el costo de endeudamiento para una empresa en particular, esto es, la tasa libre de riesgo más el costo de intermediación, es decir: =. + + + . Por otra parte, es bastante aceptado el tomarla como un promedio ponderado de las tasas a las cuales la compañía paga intereses sobre los pasivos existentes. Si esta parte del WACC es tomada después de impuestos, se tiene en cuenta el ahorro fiscal que se tiene por incurrir en gastos financieros sobre la deuda (Tax Shield). El WACC sería entonces:. 37.

(38) =. 1− + + + . COSTO DEL EQUITY El Costo del Equity o costo del Capital Propio es calculado tradicionalmente por el modelo CAPM (Capital Asset Pricing Model) en el cual se establece que en un mercado perfecto, o lo que es lo mismo, sin costos de transacción ni información privilegiada, el inversionista recibirá una tasa de retorno acorde con el riesgo que asume su capital. El modelo se traduce en: = + . Donde: rf: Tasa libre de Riesgo rm: Tasa de retorno del mercado βe: Beta del equity. Tasa libre de riesgo La tasa libre de riesgo corresponde al retorno de los bonos que se consideran libres de riesgo, es por esto que se utilizan comúnmente los del tesoro estadounidense, siendo recomendado utilizar los bonos de largo plazo. CÁLCULO DE LA TASA LIBRE DE RIESGO Se utilizaron los bonos del tesoro americano T-Bonds con madurez a 10 años. El valor utilizado es de 4.54% según la página oficial de la Reserva Federal teniendo en cuenta que por eficiencia del mercado, el último valor disponible es la mejor estimación a futuro.. Prima por riesgo La prima por riesgo es la diferencia entre el rendimiento del mercado y la tasa libre de riesgo. Donde la comparación se hace usualmente entre el índice más representativo de un mercado eficiente, y la tasa libre de riesgo.. 38.

(39) CÁLCULO DE LA PRIMA POR RIESGO Se considerará que los datos históricos son una buena aproximación para el futuro. La Prima por Riesgo a utilizar para análisis de largo plazo será entonces el exceso de retorno ganado por las acciones sobre los bonos del tesoro americano. Como el rendimiento del mercado se toma el índice S&P 500 por considerarse el más representativo del mercado de capitales de Estados Unidos. La serie histórica más larga 1928-2008 permitirá reducir el error estándar. Se presenta una interesante discusión sobre si se deben utilizar promedios aritméticos o geométricos. El promedio aritmético de una serie de datos {f1, f2,…, fn-1, fn} se calcula como: !"# %#. é #' =. El promedio geométrico es a su vez:. ∑*+, )* -. . 1 !"# .! é #' = /0 )* = 2),∙ )4∙…∙ )∙ )6,∙ 1. *+,. Los promedios geométricos son apropiados para medir rendimientos pasados por ser un promedio ponderado de los retornos que se han obtenido, se argumenta que son mejores predictores de las primas promedio en el largo plazo; sin embargo, es importante recalcar que el motivo del presente trabajo es descontar flujos de caja futuros proyectados, el mejor estimativo con el que se cuenta es el promedio aritmético de los retornos pasados por ser insesgado, suficiente y eficiente. Es preciso recordar también que el CAPM es un modelo aditivo por lo que tiene más sentido utilizar resultados provenientes de promedios aditivos y no multiplicativos. Los promedios aritmético y geométrico obtenidos de la serie de 1928-2008 son: 1928-2008 Arithmetic Average Geometric Average. Stocks. T.Bills. T.Bonds. 11.09%. 3.79%. 5.45%. 9.07%. 3.74%. 5.19%. 39.

(40) Risk Premium Stocks - T.Bills Arithmetic Average Geometric Average. Standard Error. Stocks - T.Bonds. Stocks - T.Bills. Stocks - T.Bonds. 7.30%. 5.65%. 2.29%. 2.40%. 5.32%. 3.88%. -. -. Para el cálculo se utilizó una hoja de Excel provista en la página web de Damodaran en la que se resumen los retornos históricos sobre las acciones, T.Bonds y T.Bills desde 1928. Al promedio aritmético se le puede restar un porcentaje para quitarle el sesgo positivo.. Beta El Beta es un número que depende de manera intrínseca del tipo de negocio que se ejerce, siendo mayor, en la medida en que la empresa es más sensible a los movimientos del mercado. Lo que se busca reconocer es el riesgo inherente al activo. A esto se le conoce como riesgo no diversificable o riesgo sistemático. Tengamos en cuenta que un inversionista típico (aquél que busca el máximo retorno a un mínimo riesgo) puede invertir en un portafolio de activos que le permite diversificar el riesgo en una gran parte. Asumiendo que los mercados valoran de manera adecuada los activos, los excesos de retorno de un activo determinado, se podrán comparar con los excesos de retorno de un portafolio de mercado mediante una regresión lineal. El Beta es la pendiente estimada tras la realización de este ejercicio. La fórmula para calcularlo es: =. 7 * , 9% . El nivel de apalancamiento financiero incrementará también el Beta del Equity de la firma dado que los inversionistas estarán enfrentándose a un riesgo mayor, en la medida que la empresa se cuente con más financiación externa. CÁLCULO DEL BETA DEL EQUITY Como se mencionó previamente, la determinación del beta está dada por una observación del mercado. Una buena aproximación es obtener una canasta de empresas que participen en el transporte de gas natural. El principal problema que se presenta es que a diferencia de Colombia, en otros países éste sector, al igual que el de energía eléctrica se encuentra integrado verticalmente. Es. 40.

(41) decir, es común ver que la empresa generadora sea la misma transportadora y distribuidora. Por lo que los betas no reflejan únicamente los efectos del transporte sino el de las demás actividades. Utilizamos aquellas empresas clasificadas con el código SIC 492 que es el equivalente a Natural Gas Utility. Dado que tomamos empresas que cotizan en Estados Unidos por ser este un mercado eficiente, es necesario verificar qué tan comparables son con TGI SA ESP Las condiciones en las que operan estas empresas de Estados Unidos son diferentes a las de Colombia, principalmente en el aspecto regulatorio. Como se mencionó previamente, en Colombia se maneja un esquema Price Cap mientras que en Estados Unidos se utiliza el Revenue Cap. Camila Escobar concluye en su proyecto para optar por el título a Ingeniera Industrial1, sobre el riesgo sistemático en los sectores regulados que existe diferencia estadísticamente significativa al 95% de que los betas promedio de los esquemas Price Cap y Rate Return son distintos en el sector eléctrico. Más aún, muestra que la regulación del tipo Price Cap aumenta el riesgo sistemático. Lo anterior lo soporta con los resultados obtenidos por Alexander et al2. En este documento, se cuantifica la diferencia entre el esquema de altos y bajos incentivos como 0,64. La canasta de empresas que se utilizaron en la determinación del Beta se encuentra en el Anexo. Los datos fueron obtenidos de la página del profesor Damodaran. Para desapalancar los Betas obtenidos de la información del mercado se utiliza la tasa impositiva de cada compañía, y su relación D/E. Aplicando la fórmula: : =. 1− ; + 1− + 1− + <. El cálculo de los Betas desapalancados se encuentra en el Anexo.. Posteriormente, éste Beta debe ser nuevamente apalancado bajo la tasa impositiva aplicada en Colombia, y con la estructura de Capital de TGI SA ESP. 1. Escobar, C. (2002). Análisis del Riesgo Sistemático y Riesgo País en el Cálculo de la Tasa de Descuento de los Sectores Regulados (Agua, Telecomunicaciones y Energía). Bogotá: Tesis, Universidad de los Andes. 2. Alexander, Ian., Mayer, Colin., Weeds, Helen. (1996). Regulatory Structure and Risk. Prepared for the World Bank.. 41.

(42) El Beta a utilizar es de: 2.79. RIESGO PAIS Dado que se está valorando una compañía en un mercado emergente, se debe agregar una prima por riesgo. Existen varias discusiones entorno a esta. Por un lado se argumenta que en una economía globalizada como la actual, la alta movilidad en el mercado de capitales hace que el riesgo país también pueda ser diversificado. No obstante, debido a los costes de transacción y a barreras en el movimiento de los flujos de capitales, es posible argumentar que los inversionistas no pueden acceder a un portafolio global. Se ha demostrado con las crisis recientes que existe una alta correlación entre los mercados. Al respecto Damodaran dice: “The returns across countries have significant positive correlation, country risk has a market risk component, is not diversifiable and can command a premium… economies around the World have become increasingly intertwined over the last decade, more recent studies indicate that the correlation across markets has risen….the resulting increase in correlation across markets has resulted in a portion of country risk being non-diversifiable or market risk” Ciertamente es más riesgoso invertir en una economía emergente como Colombia que en una desarrollada como la de Estados Unidos. Si se obtuviera la misma rentabilidad en los dos mercados, ¿Por qué un inversionista habría de invertir acá? El riesgo país es el riesgo que genera operar en una economía que se encuentra en vía de desarrollo, y refleja la estabilidad macroeconómica, los riesgos políticos y regulatorios, condiciones económicas, sociales, que pueden afectar la volatilidad de los retornos. Es otra forma de riesgo que hay en el mercado que no es tenida en cuenta en el modelo CAPM que se implementa normalmente. Habiendo aceptado la necesidad de utilizar una prima por riesgo, viene la pregunta de ¿cómo incluirlo para realizar una valoración? Generalmente hay dos caminos por los cuales se incorpora el riesgo país, una es ajustando los flujos de caja y la otra, teniéndolo en cuenta en la tasa de descuento. Las diferentes maneras de incorporar la prima en el WACC se ilustran a continuación:. 42.

(43) Bludgeon Approach Este enfoque es el más simple y más usado para tener en cuenta el riesgo país, consiste en considerar que todas las compañías en el mercado están igualmente expuestas al riesgo país. Por lo que el costo del equity de una firma en el mercado debería ser replanteado como: = + + =. Beta Approach Este enfoque es usado cuando no se está conforme con el hecho de que se considere de que todas las compañías están expuestas bajo el mismo riesgo, por lo que se asume que la compañía esta expuesta a un riesgo país que es proporcional a la exposición del mercado, lo cual es medido por el beta. Por lo tanto, el costo del equity para una firma pude ser escrita como:. = + + =. La ventaja de usar este enfoque es que el Beta está disponible con facilidad para la mayoría de las firmas. Una desventaja es que los betas está midiendo la exposición a un riesgo macro económico. Lambda Approach Este enfoque considera que cada compañía en el mercado tiene una exposición al riesgo país que es diferente a la exposición que tiene todo el mercado en si. Se define entonces un λ como una medida de la exposición de la compañía al riesgo país. Un lamba por encima o por debajo de uno, indica que la exposición de la compañía está por encima o por debajo al riesgo país. El costo del equity puede ser reescrito entonces como.. >? = + + @=. A continuación explicaremos los diferentes métodos para la medición del riesgo país. Recuerde que TGI S.A. E.S.P es una compañía con inversiones en Colombia y Perú por lo se estudiará el riesgo de cada país. Default Spread Este modelo es el más simple de todos y consiste en ver el rendimiento histórico que tienen los bonos de un país y compararlos con el rendimiento que tiene los bonos emitidos por los Estados Unidos (10 years U.S. treasury bond), para generar una diferencia denominada como default spread.. 43.

(44) Medir el riesgo país considerando el rendimiento de los bonos de un país es razonable, pero esta es una medida muy volátil ya que el rendimiento de los bonos refleja el ciclo económico por el cual esta pasando el país, por lo cual se considera mejor tomar el promedio de los dos últimos años del default spread para atenuar el efecto coyuntural, en vez del default spread de un momento dado. Ilustración 17: Spread Bonos Brasil - EEUU. Fuente: Damodaran Cuando se hace uso de default spread como indicador riesgo país, los analistas típicamente lo tienen en cuenta en el costo del equity y en el costo de la deuda. Para el análisis utilizamos el EMBI + calculado por J.P. Morgan para Colombia y Perú, teniendo en cuenta que resultan siendo aproximaciones muy similares del riesgo default. “The EMBI + tracks returns for actively traded external debt instruments in emerging market…Only issues with a current face amount outstanding of $500 million or more and a remaining life of greater than 2 1/2 years are eligible for inclusion in the index.”3 JP Morgan El promedio del EMBI + para el último año es:. Approach EMBI 3. Colombia Country Risk Premium 3,73%. Perú Country Risk Premium 3,37%. http://www.jpmorgan.com/pages/jpmorgan/investbk/solutions/research/EMBI. 44.

(45) El Spread para los bonos global 20 respecto de los bonos del tesoro americano a 10 años es para los últimos 2 años de:. Relative Equity Market Standard Deviations Este método es usado cuando se considera que la prima por riesgo del equity es el reflejo de la relación entre las volatilidades de los mercados. Para establecer esto, primero se debe determinar el riego del equity del país como la desviación estándar del precios de las acciones contra la desviación estándar del precio de la acciones en Estados Unidos. Por este método se busca estimar en definitiva la diferencia ente el riesgo de un mercado emergente y el de los Estados Unidos, para lo cual se curará las volatilidades de los dos mercados. A!B% #7! C %-"%" !7#% #-DE:FGH I =. JDE:FGH I JKL. A!B% #7! C %-"%" !7#% #-MG: = 1,11. A!B% #7! C %-"%" !7#% #-DENEO*P = 1,08 La desviación estándar relativa cuando es multiplicada por la prima de las acciones de Estados Unidos da como resultado la prima por riesgo del mercado. RS# T #UV W! #S. DE:FGH I. = A#UV W! #S. KL. ∙ A!B% #7! C %-"%" !7#% #-DE:FGH I. RS# T #UV W! #S. RS# T #UV W! #S. MG:. = 6,28%. DENEO*P. = 6,07%. De esta forma podemos calcular el riesgo país como:. S- T #UV ! #S. = RS# T #UV W! #S. Approach Relative Equity Market Standard Deviations. DE:FGH. − A#UV ! #S. Colombia Country Risk Premium 0,43%. KL. Perú Country Risk Premium 0,64%. 45.

(46) Un problema que se tiene al utilizar este método es que hay mercados emergentes muy riesgosos que tienen una baja desviación estándar debido a la iliquidez. Otro problema es que normalmente las medidas de las desviaciones estándar están dadas en términos de la moneda local, y para poder ser comparadas deben estar en las mismas unidades. Como se puede observar, existe un problema con el la desviación estándar de Colombia pues en términos relativos, es menor a la de Estados Unidos. Lo anterior como se expresó previamente, puede deberse a la iliquidez del mercado local; sin embargo, es posible que sea por la coyuntura de crisis financiera mundial. En la siguiente gráfica se puede ver que la volatilidad de los retornos diarios para el S&P 500 ha aumentado notablemente desde el segundo semestre de 2007. Ilustración 18: Retorno Diario S&P 500. 0,15 0,1 0,05 0 -0,05 -0,1 -0,15 03/01/2002. 03/01/2004. 03/01/2006. 03/01/2008. Fuente: Bloomberg Default spread + relative standard deviations Este método, a primera vista, considera que el riesgo país debe ser mayor al default risk spread. Para determinar qué tanto más, se observa la volatilidad del equity del mercado en determinado país, relativo con la volatilidad de los bonos de mercado con los cuales se ha estimado el spread. En definitiva este método busca determinar a partir del spread de la deuda cuanto más riesgoso es el equity usando desviaciones estándar relativas de bono vs. equity. Este rendimiento se estima de la siguiente forma:. 46.