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Proyecto de
Grado
2019-2
Nombre Código
Alejandro Gamboa Bayona 201423539
Daniel Felipe González Ramírez 201522136
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APROXIMACION AL VALOR DE LA EMPRESA INTERCONEXION ELECTRICA S.A
DANIEL FELIPE GONZALEZ RAMIREZ 201522136 ALEJANDRO GAMBOA BAYONA 201423539
PROYECTO PARA OPTAR AL TITULO DE INGENIERO INDUSTRIAL
ASESOR: JULIO E. VILLAREAL NAVARRO
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD INGENIERÍA
DEPARTAMENTO INGENIERÍA INDUSTIAL
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Tabla de Contenido
1. Introducción ... 5
2. El Sector Eléctrico ... 6
3. El Sector Eléctrico en Colombia ... 8
3.1 Historia en Colombia ... 8
3.2 Estructura Actual en Colombia ... 9
3.3 Estructura Tarifaria ... 11
3.4 Transmisión de Electricidad en Colombia ... 12
4. El Sector Eléctrico en Brasil ... 15
4.1 Estructura Actual en Brasil ... 15
4.2 Transmisión Eléctrica en Brasil ... 17
5. El Sector Eléctrico en Perú ... 19
5.1 Estructura Actual en Perú ... 19
5.2 Transmisión Eléctrica en Perú ... 20
6. Chile y su Infraestructura Vial ... 23
7. Interconexión Eléctrica S.A ... 25
7.1 Presencia de ISA en Latinoamérica y Centroamérica ... 27
7.1.1 Presencia de ISA en Colombia (Líneas de Transmisión) ... 27
7.1.2 Presencia de ISA en Brasil (Líneas de Transmisión) ... 28
7.1.3 Presencia de ISA en Perú (Líneas de Transmisión) ... 29
7.1.4 Presencia de ISA en Chile (Líneas de Transmisión) ... 29
7.1.5 Presencia de ISA en Bolivia y Centroamérica (Líneas de Transmisión) ... 29
7.1.6 Presencia de ISA en Chile (Concesiones Viales) ... 30
7.2 Riesgos de la Empresa ... 31
7.3 Información Relevante ... 33
8. Modelo de Valoración ... 34
8.1 Tasa de Descuento ... 35
8.1.1 Tasa de Descuento para Colombia ... 35
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8.1.3 Tasa de descuento para transmisión de electricidad en Chile ... 40
8.1.4 Tasa de Descuento para Brasil... 41
8.1.5 Tasa de Descuento para Perú ... 42
9. Valoración por Flujo de Caja ... 43
9.1 Propuesta de Proyección de Ingresos ... 43
9.2 Descuento de Flujo de Caja Libre ... 45
9.3 Valor de la operación de ISA en Colombia ... 51
9.1 Valor de la operación de ISA en Chile ... 52
9.4.1 Valoración de las concesiones viales en Chile ... 55
9.4.2 Valoración de la transmisión en Chile ... 57
9.5 Valor de la operación de ISA en Brasil ... 59
9.6 Valor de la operación de ISA en Perú ... 61
9.7 Valor de Interconexión Eléctrica S.A ... 62
9.8 Valor de la acción para Interconexión Eléctrica S.A ... 63
10. Valoración por múltiplos ... 63
11. Análisis de Sensibilidad ... 65
11.1 Resultados Análisis de Sensibilidad para Colombia ... 66
11.2 Resultados Análisis de Sensibilidad para Brasil ... 67
11.3 Resultados Análisis de Sensibilidad para Perú ... 67
11.4 Resultados Análisis de Sensibilidad transmisión en Chile ... 68
11.5 Resultados Análisis de Sensibilidad concesiones viales en Chile ... 69
11.6 Resultados Análisis de Sensibilidad del valor total de ISA ... 70
12. Conclusiones ... 71
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1. Introducción
El objetivo del siguiente trabajo es lograr una aproximación del valor actual de la empresa Interconexión Eléctrica S.A (ISA) utilizando las técnicas de valoración, flujos de caja descontados y múltiplos de mercado. Para esto, se utilizará la información financiera pertinente de la empresa para lograr obtener un valor coherente con la operación de la compañía.
Es importante mencionar que se tomó la decisión de valorar la empresa Interconexión Eléctrica S.A (ISA) por su presencia en el continente y su importancia en el desarrollo de este. Pero más importante, se decidió valorarla debido a los planes del gobierno para vender su posición accionaria en esta, que actualmente se encuentra en un 51%, buscando suplir el hueco fiscal estimado en 7 billones de pesos que dejó la ley de financiamiento que se aprobó a finales del 2018.
Debido a que ISA es una empresa que opera en una gran cantidad de países en Latinoamérica, es necesaria la realización de una valoración por suma de partes ya que la operación en estos países se comporta diferente por el tipo de negocio que ofrecen y por sus respectivas regulaciones. En este caso se valorarán cuatro partes de ISA asociadas a la operación en los países que representan un 98,28% de sus ingresos operacionales totales. Estos son Colombia, Chile, Brasil y Perú. Luego de determinar el valor para cada país, se sumarán los resultados para conocer el valor aproximado de Interconexión Eléctrica S.A
La valoración de la operación en cada país se hará por el método de flujos de caja descontados, donde se busca encontrar el valor de mercado del activo de una compañía y su capacidad operativa para generar flujos de caja futuros. Estos flujos se van a ver reflejados en la rentabilidad para los inversionistas de capital. Para esta metodología se establece un periodo de valoración, en este caso serán 10 años, en el cual se hará una proyección de la operación de la empresa reflejada en su flujo de caja libre. Estos flujos se traen a valor presente utilizando una tasa de descuento apropiada para la empresa, en este caso mediante la metodología de costo promedio ponderado de capital (WACC), la cual tiene en cuenta el valor del dinero en el tiempo, sus riesgos sistemáticos y el riesgo del país en donde opera. Adicional a la valoración por flujos de caja descontados, se realizará también una valoración por múltiplos para establecer un rango en el que debería encontrarse el valor de ISA según una comparación por múltiplos de mercado con compañías que operen en el mismo sector y tengan características similares. Finalmente, y con el fin de darle más robustez al modelo, se hará también un análisis de sensibilidad en el que se varíen parámetros que afectan el modelo y a su vez el valor de la compañía. Este análisis provee también un rango en el que puede moverse el valor de la compañía en dado caso que alguno de los parámetros utilizados como el crecimiento de un país o cambios en la tasa de descuento sean distintos a los supuestos en el modelo.
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2. El Sector Eléctrico
A pesar de tener una variedad de negocios, el transporte de energía eléctrica es el que constituye la mayor parte de los ingresos de ISA (entre un 50% y 60%), es por eso por lo que es pertinente entender cómo funciona el sector eléctrico y se debe partir por entender que es la energía eléctrica. Para comprender lo que significa este término primero se va a definir que es la corriente eléctrica y el voltaje. La corriente eléctrica es el movimiento de electrones por un medio, conocido como conductor. La fuerza que empuja estos electrones en una dirección determinada es lo que se conoce como voltaje y este movimiento de partículas es lo que genera la energía eléctrica. Actualmente, la inmensa mayoría de la energía que solemos utilizar está en forma de energía eléctrica y se debe a que es una energía fácil de generar, transportar y transformar en otros tipos de energía como: térmica, lumínica, mecánica, etc.
La unidad básica para la medición de energía eléctrica se conoce como Vatios y como es una unidad pequeña, es común expresarla también en Kilovatios. Para la medición de energía eléctrica la medición más común son los kilovatios-hora kWh, que corresponde al trabajo que se hace por el movimiento de cierta cantidad de electrones con una fuerza determinada durante una hora.
En el mundo en el que vivimos, la energía eléctrica es fundamental para el día a día, en donde sea que nos encontremos, ya sea un hogar, una escuela, un hospital o un restaurante siempre veremos un bombillo o algún aparato o electrodoméstico alimentándose de esta. Según el banco mundial, y como se observa en el siguiente gráfico, el consumo de energía a nivel mundial lleva más de 40 años en aumento constante.
Fuente: Datos Banco Mundial
Todo parece indicar que este comportamiento no se va a detener, según La Agencia Internacional de la Energía (AIE) - Institución creada por la OCDE (Organización para la
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Cooperación y el Desarrollo Económico) que administra las políticas de energía de los países miembros para generar energía confiable, limpia y adquirible – el constante aumento de la población mundial, el cual señalan se encuentra en un 3,4% anual, hará que el consumo de energía para el 2040 se eleve en un 30%, lo que sería equivalente a agregar otra China y otra India a la demanda de energía actual, o el equivalente a agregar una ciudad del tamaño de Shanghái a la población urbana del mundo cada cuatro meses.
Previsiones de demanda de electricidad por regiones
Fuente: El País
Es claro ahora que la demanda de esta energía esta extremadamente alta y en aumento, por lo que debe existir un sistema que sea capaz de suplirla de forma consistente y eficaz. El proceso de la generación de energía eléctrica se divide en 4 subprocesos debido a la gran serie de procedimientos que requiere, estos 4 procesos son:
● Generación: Aquí se efectúa la producción de la energía eléctrica, en este proceso se aprovechan el movimiento del agua, la luz del sol o del poder energético de combustibles por medio de máquinas que las transforman en energía. Esto se hace en centrales de diferentes tipos: hidroeléctricas, hidráulicas o térmicas. Existe una distinción entre la energía obtenida por medios naturales, que es llamada primaria, y la obtenida por medio de combustibles, llamada secundaria.
● Transmisión: Este es el proceso de transporte de la energía desde las centrales de generación hasta puntos de gran consumo como entradas a regiones o ciudades, por medio de cables sostenidos por torres, que gracias a ciertas características especiales son capaces de transportar grandes cantidades de energía en largas distancias, llegando así a diferentes zonas de un país.
● Distribución: Una vez transmitida la energía a un lugar donde se encuentra una región de consumidores, empieza el proceso de distribución por medio de cables similares, pero de menor tamaño, para poder enviar menores cantidades a todos los sectores de la región, asegurando que cada habitante pueda adquirirla.
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● Comercialización: Este es el proceso en el cual las empresas compran a los productores grandes cantidades de energía con el objetivo de venderla a los usuarios. Estas empresas son las que se encargan de los procesos de facturación del servicio, lectura de medidores y son las que están en contacto directo con el consumidor y deben administrar la atención o reclamos de estos.
Para entender mejor el proceso se puede ver la siguiente ilustración
Fuente: ISA Inter Colombia
3. El sector eléctrico en Colombia
3.1 Historia en Colombia
La historia de la energía eléctrica en Colombia empieza a finales del siglo XIX, cuando varios inversionistas privados decidieron implementar una red de lámparas que iluminarían las calles de Bogotá, constituyendo así la primera empresa dedicada a la generación, distribución y venta de electricidad. Inicialmente, el uso de energía eléctrica se limitaba a la iluminación pública, pero gradualmente empezó a ser usado en comercios hasta llegar al uso residencial por parte de las familias más adineradas. Con el fin de impulsar la electrificación en el país, el estado se convierte en dueño de las empresas de electricidad y crea en 1946 el Instituto de
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Aprovechamiento de Aguas y Fomento Eléctrico, hoy conocido como el Instituto Colombiano de Energía Eléctrica (ICEL).
Interconexión Eléctrica S.A. (ISA) es creada en la década de los 50 con el fin de interconectar diferentes sistemas regionales. A partir de ahí el sector tuvo demasiados problemas, en términos de su situación financiera en las décadas 70 y 80 debido a la recesión mundial de la economía, aumento en el precio del petróleo y la crisis de la deuda internacional y en términos de eficiencia en los 90 donde se evidenciaron resultados altamente desfavorables en términos de la eficiencia administrativa, operativa y financiera, causando el más grande racionamiento de energía en la historia del país.
De esta manera, a partir de la constitución de 1991, se acepta que la competencia es esencial para lograr que los servicios públicos sean eficientes, por lo que se acepta la entrada a cualquier agente que desee prestar estos servicios separándose así del estado, el cual empezara a servir como un regulador de estos agentes. Adicionalmente, para cumplir con este objetivo, el Estado reestructura el Ministerio de Minas y Energía, disolvió la Comisión Nacional de Energía y creó tres unidades administrativas especiales, la Comisión de Regulación de Energía (CREG) convertida en 1994 en la actual Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), la Unidad de Información Minero Energética (UPME) y la Comisión de Planeación Minero-Energética (UPME).
3.2
Estructura Actual en Colombia
El esquema que se utiliza para un tener un sector eficiente involucra a las todas las empresas del sector, ya sea por generación, transporte, coordinación o implementación de normas para tener productos de buena calidad a bajo precio, este esquema se puede ilustrar de la siguiente manera.
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El gobierno, por medio del Ministerio de Minas y Energía, se encarga del diseño y dirección de políticas para lograr administrar los recursos naturales no renovables del país asegurando su mejor y mayor utilización.
La Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), es la encargada del planeamiento energético integral además de asesorar y ayudar al Ministerio de Minas y Energía en la difusión de las políticas que afectan al sector. Adicionalmente, es la encargada de gestionar el Plan de Expansión de Referencia Generación y Transmisión, definiendo las obras que se deben realizar a nivel del STN (Sistema de Transmisión Nacional), organizando los procesos de convocatoria pública y la selección de los inversionistas que realizaran dichas obras. Para lograr todos sus objetivos, la UPME se apoya en el Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT) en el que participan diferentes agentes del sector, entre ellos el operador del sistema y administrador del mercado –XM, el Consejo Nacional de Operación– CNO que propone acuerdos operativos para el acertado desempeño del sistema y el CACSSE, quien se encarga de hacerle seguimiento permanente al sistema para el adecuado cubrimiento de la demanda de energía eléctrica.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), se encarga de la regulación del mercado de préstamo de servicio, por medio del establecimiento de las fórmulas tarifarias aplicables a los sistemas de transporte de energía eléctrica. Asimismo, debe mantener la eficiencia, equidad, transparencia, calidad y neutralidad del servicio de energía eléctrica. También, debe velar por promover la competencia y evitar alguna posición dominante de los agentes.
En cuanto a Supervisión y control se encuentra a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliario, quien es la principal encargada de vigilar a los agentes y sancionar las violaciones a las leyes y reglas vigentes establecidas por el Ministerio de Minas y Energía. Lo que buscan todos los actores de este esquema es lograr entregar un servicio eficiente y de calidad a todos los usuarios del país. Estos usuarios hacen parte del y están clasificados como:
● Regulados: Persona Natural o Jurídica que se rige por las normas de la Comisión de Regulación de Energía y Gas a la hora de comprar electricidad. Aquí se encuentran principalmente usuarios comerciales, oficiales y los residenciales clasificados por estratos socioeconómicos, y algunos industriales.
● No regulados: Persona Natural o Jurídica que tiene un consumo de energía superior a 2Mw (Megavatios). Ellos tienen la capacidad de negociar libremente los costos de las actividades relacionadas con la generación y comercialización de energía. En este nivel de consumo están industriales y comerciales que son grandes consumidores.
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3.3 Estructura tarifaria
Una de las formas en las que el Estado controla el mercado de la energía es por medio de la regulación de las tarifas que se cobran a la hora de comprar y vender electricidad. Para identificar los costos que se cobran a los distintos usuarios se utiliza la Estructura Tarifaria. El costo que se aplica es la suma de los costos agregados de cada una de las etapas de transporte: Generación, transmisión, distribución, comercialización y administración. Actualmente, se utiliza la estructura estipulada en la resolución CREG 119 de 2007.
El precio que se cobra varía dependiendo de:
n: Nivel de tensión de conexión del usuario.
m: El mes para el cual se calcula el Costo Unitario de Prestación del Servicio. i: El Comercializador Minorista.
j: El Mercado de Comercialización.
Y es calculado por medio de la siguiente ecuación:
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑒𝑟𝑣. = (𝐺𝑚𝑖𝑗+ 𝑇𝑚+ 𝐷𝑛𝑚+ 𝑃𝑅𝑛𝑚𝑖𝑗+ 𝑅𝑚𝑖+ 𝐶𝑣𝑛𝑚𝑖𝑗) ∗ 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 + 𝐶𝑓𝑚𝑗
En donde:
Gm,i,j: Costo de compra de energía ($/kWh) para el mes m, del Comercializador
Minorista i, en el Mercado de Comercialización j.
Tm: Costo por uso del Sistema Nacional de Transmisión ($/kWh) para el mes m. Dn,m: Costo por uso de Sistemas de Distribución ($/kWh) correspondiente al nivel
de tensión n para el mes m.
Cvm,i,j: Margen de Comercialización correspondiente al mes m, del
Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j que incluye los costos variables de la actividad de comercialización, expresado en ($/kWh).
Rm,i: Costo de Restricciones y de Servicios asociados con generación en $/kWh
asignados al Comercializador Minorista i en el mes m.
PRn,m,i,j : Costo de compra, transporte y reducción de pérdidas de energía ($/kWh)
acumuladas hasta el nivel de tensión n, para el mes m, del Comercializador Minorista i, en el Mercado de Comercialización j.
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Cfm,j: Costo Base de Comercialización ($/factura) correspondiente al mes m, para el Mercado de Comercialización j.
Es así como se asegura que un usuario que se encuentra físicamente ubicado en las proximidades de un embalse o de una central de generación, enfrentara costos iguales que otro de las mismas condiciones socioeconómicas, ubicado en cualquier parte del mismo sistema, en el mismo nivel de tensión y atendido por el mismo comercializador de energía.
3.4 Transmisión de Electricidad en Colombia
En Colombia, las redes de líneas de transporte de energía eléctrica se dividen en el Sistema de Transmisión Nacional, Sistema de Transmisión Regional y Sistema de Distribución Local, que según la Resolución CREG-103 de 2000 son definidas de esta manera:
“Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de
energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV.” (Caballero y Chahín,
2011).
“Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema interconectado de transmisión de
energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un Sistema de Distribución Local”.
(Caballero y Chahín, 2011).
“Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transmisión de energía eléctrica
compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un Sistema de Transmisión Regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local”. (Caballero y Chahín,
2011).
Las redes que no pertenecen a la STN están clasificadas por ciertos niveles de tensión, como se puede observar:
● Nivel 4: mayor o igual a 57,5 kV y menor a 220 kV ● Nivel 3: mayor o igual a 30 kV y menor de 57,5 kV ● Nivel 2: mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV ● Nivel 1: menor a 1 kV
Actualmente, Colombia cuenta con 26,700.63 km de líneas de transmisión en todo el país, la cantidad de líneas por nivel de tensión están distribuidas de la siguiente manera:
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Fuente: Parámetros Técnicos de SIN
Las líneas de la STN son las de mayor importancia para el sistema debido a que operan con los niveles más altos de tensión, lo que les permite transmitir grandes cantidades de energía a grandes distancias desde las centrales de generación hasta los centros de distribución y consumo.
Como se había discutido anteriormente, sabemos que la demanda de energía eléctrica a nivel mundial va a aumentar considerablemente por varios años y Colombia no es la excepción. Según la UPME (2018), se espera que la demanda de energía eléctrica tenga un crecimiento promedio del 2,85% hasta el 2031. Por esta razón, la UPME cuenta con un esquema por más de 20 años de expansión del sistema de transmisión, el cual le permite mantenerlo de forma que supla la demanda que el país necesita. De manera, el proceso se puede dividir en cuatro grandes fases como se muestra en la siguiente figura:
Fuente: Ministerio de Minas y Energía - UPME.
● Fase 1 - Planeamiento: Esta fase está compuesta por la toma de información necesaria para realizar un análisis detallado, técnico y económico que permite identificar las necesidades del país para así lograr elaborar el Plan de Expansión de
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referencia de Generación y Transmisión, en términos de transmisión, este plan define una de red a 15 años y se establece las obras de transmisión a ser ejecutadas vía ampliación o vía convocatorias públicas. Este plan es después aprobado y adoptado por el Ministerio de Minas y Energía para su adopción formal mediante resolución. (Ministerio de Minas y Energía – UPME, 2013).
● Fase 2 - Preparación Convocatoria: Una vez adoptado el plan se empieza a preparar la convocatoria pública de cada proyecto a través de la elaboración de los Documentos de Selección del Inversionista. En esta etapa se les permite a los generadores, Operadores de Red y/o grandes consumidores hacer solicitudes especiales de activos de transmisión. En el caso de los Operadores de Red, antes de solicitar la garantía se le consulta si está o no interesado en ejecutar las obras del STR asociadas. En caso de no estarlo, se debe recurrir a una convocatoria del STR. Todos los postulados deben contar con las garantías necesarias para realizar los proyectos, garantías que son aprobadas por XM. (Ministerio de Minas y Energía – UPME, 2013). ● Fase 3 - Selección del inversionista: Esta fase comienza con una audiencia de presentación del proyecto, se comunica el costo de la interventoría, el cual se incluye como parte de la oferta económica de cada inversionista y después de que las consultas sobre el proceso del inversionista hayan sido respondidas, se da un plazo para que el inversionista termine de preparar su oferta. Después de esto, en otra audiencia pública, se adjudica al inversionista que haya ofertado el menor valor presente de los ingresos que espera recibir durante los primeros 25 años de operación del proyecto. Posterior a ser adjudicado, el inversionista debe cumplir con unos requisitos complementarios, tales como la constitución como transmisor en caso de no serlo, la firma del contrato de fiducia y la constitución de la garantía que respalda la entrada en operación del proyecto en la fecha definida y bajo las condiciones establecidas en la normatividad. Es importante indicar que, según la normatividad vigente, ISA debe presentar una oferta en todas las convocatorias para asegurar que se ejecuten todos los proyectos. (Ministerio de Minas y Energía – UPME, 2013). ● Fase 4 - Ejecución del proyecto: Esta última fase se compone por los esfuerzos
finales que debe hacer el inversionista para empezar el proyecto, entre los cuales están la realización de los diseños, adquisición de suministros, tramitación de la licencia ambiental y la obtención de los permisos correspondientes. El proyecto finaliza con la puesta en servicio y declaración de operación comercial ante el Centro Nacional de Despacho (CND), dependencia que hace parte de XM. (Ministerio de Minas y Energía – UPME, 2013).
Para el año 2030, la UPME tiene la siguiente visión del Sistema de Transmisión Nacional en Colombia.
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Fuente: UPME
4. El sector eléctrico en Brasil
4.1 Estructura actual en Brasil
La estructura del sector eléctrico en Brasil no se distancia mucho de la Colombia, donde Instituciones del Estado y empresas privadas trabajan en conjunto para brindar un servicio eficiente y de calidad para todos los habitantes del país. Este esquema se puede ilustrar de la siguiente manera:
16 Fuente: Ministério de Minas e Energia de Brasil
Cada uno de los actores tiene un rol especifico que debe cumplir para así lograr tener un mercado de energía eléctrica que logre suplir la demanda del país.
Ministerio de minas e Energia (MME): Esta entidad gubernamental es el actor más importante de la estructura, es responsable de la planificación, gestión y desarrollo de la legislación del sector, así como de la supervisión y control de la ejecución de las políticas dirigidas al desarrollo energético del país.
Conselho Nacional de Política Energética (CNPE): Presidido por el Ministro de Minas y Energía, es el órgano asesor del Presidente de la República que define la política energética del país, con el objetivo de garantizar la estabilidad del suministro de energía.
Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE): Creado en 2004, con la función de monitorear y evaluar permanentemente la continuidad y seguridad del suministro de electricidad en todo el territorio nacional. También es presidido por el MME.
Empresa de Pesquisa Energética (EPE): Tiene como objetivo proporcionar servicios al Ministerio de Minas y Energía (MME) en el área de estudios e investigaciones destinadas a subsidiar la planificación del sector energético en términos de generación y transmisión. También se encarga de la prestación de soporte técnico para la realización de las subastas. Agência Nacional de Energía Elétrica (ANEEL): Regula y supervisa la generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad. Define las tarifas de transporte, consumo y garantiza el equilibrio económico y financiero de las concesiones. Tiene un rol similar al que tiene la CREG en Colombia.
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Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS): Es el organismo responsable de coordinar y controlar la operación de las instalaciones de generación y transmisión de electricidad en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y de planificar la operación de los sistemas aislados del país, bajo la supervisión y reglamento de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica. Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE): Es responsable de la liquidación contable y financiera en el mercado energético a corto plazo. La institución es responsable de calcular y divulgar el Precio de Liquidación de Diferencias (PLD), utilizado para valorar las operaciones de compra y venta de energía.
4.2 Transmisión Eléctrica en Brasil
El sistema de transmisión de Brasil es conocido como el Sistema Interconectado Nacional (SIN), este está compuesto por las instalaciones de la Red Básica (RB) y las instalaciones de la Red Básica Fronteriza (RBF). De acuerdo con la Resolución Normativa No. 67 del 8 de julio de 2004 (ANEEL, 2015), RB se compone de instalaciones SIN con un nivel de voltaje igual o mayor a 230 kW, mientras que RBF se compone de unidades de transformación de energía SIN con voltaje mayor o igual a mayor que 230 kW. Debido al gran tamaño de este país, el sistema cuenta con líneas de nivel de tensión de hasta 800 kW, además de esto, se divide en subsistemas: Sur, Sureste/Centro-Oeste, Noreste y parte de la región Norte del país, asegurándose así de cubrir un 99% de toda la demanda eléctrica.
Actualmente, Brasil cuenta con 141,388 km de líneas de transmisión en todo el país, la cantidad de líneas por nivel de tensión están distribuidas de la siguiente manera:
Fuente: Operador Nacional do Sistema (ONS)
En términos de expansión del SIN, como se había mencionado antes, la empresa encargada de hacer la planeación de expansión del SIN es la Empresa de Investigación Energética (EPE). Su objetivo principal es indicar las perspectivas de expansión del sector energético en el horizonte de diez años, dentro de una visión integrada de las diversas fuentes de energía. Tal visión permite extraer elementos importantes para la planificación del sector energético, con beneficios en términos de mayor confiabilidad, menores costos de producción y menores impactos ambientales.
Nivel de Transmision Longitud (Km)
800 kV 4600 750 kV 2683 600 kV 12816 500 kV 47750 440 kV 6748 345 kV 10320 230 kV 56471
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Una vez publicado el plan de expansión, la empresa ANEEL es la encargada de promover las subastas públicas para la realización de los proyectos que se van a necesitar. El ganador de la subasta es aquella empresa que ofrezca el menor ingreso anual para el activo en oferta, esta estará encargada de la construcción, operación y mantenimiento de las instalaciones de transmisión bajo su concesión. Los acuerdos de concesión firmados entre la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) y las empresas que prestan los servicios de transmisión establecen reglas claras sobre tarifas, regularidad, continuidad, seguridad, puntualidad, calidad de los servicios y el servicio que se les presta a los consumidores. Del mismo modo, define sanciones para los casos en que la inspección de ANEEL encuentre irregularidades.
Después de la firma de los contratos comienza la fase de gestión contractual, en la que se realizan servicios tales como: análisis y aprobación de la conformidad de proyectos básicos, análisis de cumplimiento del Esquema de incentivos especiales para el desarrollo de infraestructura (REIDI) y declaraciones pertinentes. Si se determina que la solicitud es inadecuada, se notifica al solicitante para resolver cualquier problema pendiente. Cuando la solicitud es adecuada, la concesionaria es libre de empezar con el desarrollo del proyecto. Para el año 2023, Electrobras tiene la siguiente visión del Sistema de Transmisión Nacional en Colombia.
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5. Sector Eléctrico en Perú
5.1 Estructura Actual en Perú
La estructura del sector eléctrico en Perú es muy similar a la de Colombia y Brasil, donde existe la presencia del estado por medio del Ministerio de Minas, considerada la cabeza de la estructura y que, con ayuda de diferentes organizaciones e instituciones, además de varias empresas privadas, trabaja para brindar un servicio eficiente y de calidad para todos los habitantes del país. Este esquema se puede ilustrar de la siguiente manera:
Fuente: Ministerio de Energías y Minas de Perú
Ministerio de Minas y Energía (MEM): El estado por medio del MEM se encarga de formular y evaluar políticas de alcance nacional en materia del desarrollo sostenible de las
actividades minero-energéticas. En cuanto al sector eléctrico, es responsable del
otorgamiento de concesiones y autorizaciones para participar en el negocio eléctrico, la promoción y la normalización.
La Dirección General de Electricidad (DGE): Es el órgano que ayuda al estado en el sector de electricidad, este está encargado de: promover y evaluar políticas, proponer la
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normatividad necesaria y promover el desarrollo de las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.
Organismo Supervisor de Inversión en Energía (OSINERGMIN): Su rol es establecer las tarifas eléctricas reguladas y fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones legales y técnicas del subsector eléctrico.
Instituto de Defensa de la Competencia y de la Propiedad Intelectual (INDECOPI): Su misión es velar por que las leyes del mercado se cumplan y defender a los consumidores y empresas que pudieran verse afectados.
Agencia de Promoción de la Inversión Privada del Perú (PROINVERSION): Está encargada de promover la inversión de empresas privadas no dependientes del estado, con el fin de empujar la competitividad y sostenibilidad del sector en Perú para mejorar el servicio que se brinda a la población.
En cuanto al sector fuera de la regulación del estado se encuentran las diferentes empresas interesadas en participar de los negocios de: Generación, Transmisión y Distribución. Todas estas empresas forman parte del Comité de Operación Económica del Sistema (COES) el cual tiene como objetivo coordinar la operación del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, la mejor utilización de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN.
Por otro lado, se encuentras los usuarios, los cuales se dividen en regulados y libres. Los regulados son aquellos sujetos a regulación de precios por la energía o potencia que consumen (máxima demanda anual igual o menor a 200 KW), los libres son los usuarios conectados al SEIN no sujetos a regulación de precios por la energía o potencia que consumen, estos tienen la capacidad de negociar los precios que se les van a cobrar por su consumo de energía (máxima demanda anual superior a 2500 KW). Los usuarios con un consumo entre 200 KW y 2500 KW, son libres de escoger su condición, ya sea como regulado o libre.
5.2 Transmisión eléctrica en Perú
La transmisión de energía eléctrica en Perú se efectúa mediante el sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los sistemas aislados (SS AA), con niveles de tensión superiores a 30 KV. El Sistema de Transmisión del SEIN está integrado por líneas del sistema garantizado (instalaciones que se construyen como resultado de un proceso de licitación) y complementario (instalaciones que se construyen por iniciativa propia de los agentes) de transmisión, así como líneas del sistema principal y secundario (Instalaciones cuya puesta en operación comercial ocurrió antes de la promulgación de la Ley 28832) de transmisión.
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Actualmente Perú cuenta con 28,262 km de líneas de transmisión en todo el país, la cantidad de líneas por nivel de tensión y sistema están distribuidas de la siguiente manera:
Nivel de tensión (Kw) Longitud (km)
500 2883 220 10967 138 4738 60-75 7008 30-50 2666 Total 28242
Fuente: Ministerio de Energías y Minas de Perú
En cuanto a expansión, el COES es el encargado de hacer los planes de expansión del SEIN, una vez el Ministerio de Minas y energía autoriza el desarrollo de dicho plan, comienza el proceso de concesiones y autorizaciones por parte del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). Los procesos de licitación están regulados por medio de la Ley 28832 (OSINERGMIN, 2016) y tienen el propósito de mantener los precios del suministro eléctrico en condiciones de competencia, por medio de concursos públicos que finalizan con la suscripción de contratos, entre generadores y distribuidores, que garantiza el cumplimiento de plan de expansión del sistema eléctrico en el corto y largo plazo. Para garantizar el logro de los fines de las licitaciones, estos procesos se realizan según las bases que aprueba OSINERGMIN y bajo su supervisión.
Después de este proceso, la OSIGEMIN cuentas con un plan de Supervisión del Cumplimiento del Plan de Inversiones de Transmisión (PIT) que permita verificar que las empresas titulares cumplan con ejecutar el Plan de Inversiones que tienen a su cargo; en razón a ello, OSIGEMIN publicó mediante Resolución N° 198-2013-OS/CD el “Procedimiento para la Supervisión del Cumplimiento del Plan de Inversiones de los Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión”. Este plan se realiza para cada línea de transmisión cuyo nivel de tensión sea mayor o igual a 30 kV, Las Concesionarias que operen dichas líneas de transmisión deberán proporcionarán cierta información requerida por OSINERGMIN, con carácter de Declaración Jurada, para que esta pueda verificar los procesos de mantenimiento que se efectúan a diferentes partes de la infraestructura de las torres de transmisión. La OSIGEMIN emite sanciones a las empresas que no entreguen la información en la forma y fecha establecida, no cumplan con indicadores necesarios o no corrijan las situaciones de Riesgo Eléctrico Inminente.
Según el COES el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional a Julio de 2019 se encontraba de la siguiente manera:
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Zona norte del país:
Fuente: Mapa del SEIN
Zona centro del país:
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Zona sur del país:
Fuente: Mapa del SEIN
6. Chile y su infraestructura vial
Actualmente, Chile junto con Brasil son los únicos países considerados como fuera de vía de desarrollados en Latinoamérica. Chile fue el primer país latinoamericano en formar parte de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), organización que en 2018 lo saco de la lista de países receptores de ayuda internacional, debido a que superó el umbral de ingreso de 12.500 dólares per cápita fijado por el Banco Mundial. (Vergara, 2019).
El resurgimiento de Chile llego en 1990 después del derrocamiento del dictador Pinochet, en donde el país experimento un gran desarrollo en temas de política, economía y sociedad, debido a la puesta en marcha de diferentes planes que le dieron al país visibilidad mundial. El fuerte crecimiento en infraestructura vial y obras públicas que tuvo Chile llego gracias a uno de estos planes. En 1990 gracias a la asociación entre el Ministerio de Obras Públicas (MOP) y la Dirección General de Obras Públicas (DGOP) se crea el modelo de concesiones chileno. Después de tener este modelo constituido llega en 1994 la primera gran inversión en materia de infraestructura vial donde se consolidan más de 1.500 km de la carreta más importante del país y se empezó a desarrollar la Ruta Costera y a definir y estructurar la Ruta Andina, esta inversión que dio inicio al desarrollo de infraestructura vial de Chile. (Hernández, M. y Ruiz, A. 2016. Pg.21).
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Hoy en día las autopistas de Chile son consideradas como la red de autopistas urbanas más modernas de América Latina. De hecho, según un informe sobre las vías del Foro Económico Mundial (FEM) realizado en 2017, Chile es el segundo país con mejor calidad de carreteras después de Estados unidos.
Fuente: World Economic Forum, Executive Opinion Survey
Hoy en día, el Ministerio de Obras Públicas (MOP) y la Dirección General de Obras Públicas (DGOP) siguen trabajando en conjunto para mantener los altos estándares de calidad de la red vial de Chile. El MOP es la entidad que se encarga de planear, construir, ampliar, reparar y conservar la infraestructura pública a lo largo del país. Entre la infraestructura que tiene a cargo están autopistas, aeropuertos, embalses de riego y colectores de agua lluvia y agua potable rural. Para llevar a cabo todas estas tareas, recibe la ayuda de la DGOP que es la encargada de la regular el sistema de contratación de obras y consultoría, asegurando su competencia y transparencia. 0 1 2 3 4 5 6 7 Argentina Brasil Chile Colombia Costa Rica Ecuador El Salvador Estados Unidos Guatemala Honduras Haití México Nicaragua Panamá Paraguay Perú Rep. Dominicana Uruguay Venezuela Calidad de Carretera Escala de 1 a 7
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7. Interconexión Eléctrica S.A
La empresa ISA nace el 14 de septiembre de 1967 en Colombia por la necesidad que tenía el país de un sistema de interconexión eléctrica debido a la inminente futura demanda nacional de energía eléctrica. El Presidente de la República Carlos Lleras Restrepo junto con la Corporación Autónoma Regional del Cauca (CVC), la Central Hidroeléctrica del Río Anchicayá (CHIDRA), la Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá (EEB), las Empresas Públicas de Medellín (EPM), el Instituto de Aprovechamiento de Aguas y Fomento Eléctrico (ELECTRAGUAS) y la Central Hidroeléctrica de Caldas (CHEC) respaldados por el banco Mundial fundan la empresa que sería la encargada de la construcción, mantenimiento y administración de la red de transmisión de alto voltaje.
Hoy en día la empresa ISA es una de las empresas especializadas en transmisión de energía eléctrica más grande de Latinoamérica y se ha expandido no solo en los países en los que opera, sino también en los negocios en los que invierte. Actualmente, ISA tiene presencia en Colombia, Brasil, Chile, Perú, Bolivia, Argentina y Centro América, y aunque el núcleo de su negocio sea la transmisión de energía, también focaliza sus actividades en los negocios de Concesiones Viales, Tecnologías de información y Telecomunicaciones y Gestión de Sistemas de Tiempo Real. Según el informe de gestión de ISA para el año 2018, la infraestructura que tiene actualmente en operación es de 45,142 km y 90,821 MVA de transmisión; 907 km de autopistas y 49,500 km de fibra óptica y la que tiene en construcción es 7,249 km y 19,860 MVA de transmisión y 136 km de autopistas. Además de esto, coordina la operación del sistema eléctrico colombiano, el cual tiene una demanda de 69,121 GWh de energía eléctrica.
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Cabe resaltar que la especialidad de ISA es la transmisión de energía seguida por las concesiones viales. Esto lo podemos ver reflejado en los resultados de sus ingresos para 2018, en donde transmisión constituyó casi el 77% de estos y las concesiones viales casi el 17%
Fuente: ISA
El portafolio de servicios de ISA en transmisión de energía contiene:
Diseño, construcción, operación y mantenimiento de sistemas de transmisión de
energía eléctrica a alto voltaje
Conexión al sistema eléctrico de generadores, operadores de red, transportadores
regionales y grandes consumidores
Construcción de proyectos de infraestructura para terceros
Servicios asociados de mantenimiento, estudios eléctricos y energéticos.
Mientras que su portafolio de servicios en cuanto a concesiones viales contiene:
Diseño, construcción, operación y mantenimiento de infraestructura vial.
Todo esto lo logra por medio de sus 43 filiales y subsidiarias repartidas por el continente. La distribución de sus filiales por país y negocio para 2018 se puede ver en la siguiente figura, donde se evidencia que casi el 70% de sus filiales se dedican al transporte de Energía Eléctrica
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Fuente: ISA
Pese a la gran cantidad de países en los que ISA opera, de sus ingresos de los últimos 5 años, en promedio, el 98,26% de estos provinieron de solo 4: Colombia, Brasil, Chile y Perú. Esto también ocurre con sus diferentes negocios, de sus ingresos de los últimos 5 años, en promedio, el 92,5% de estos provinieron de transporte de energía eléctrica y concesiones viales. Teniendo en cuenta los anterior, esta valoración buscará centrarse en los países y negocios que componen más del 90% de los ingresos de ISA.
7.1 Presencia de ISA en Latinoamérica y Centroamérica
7.1.1 Presencia de ISA en Colombia (Líneas de Transmisión)
En Colombia ISA trabaja por medio de sus 2 filiales: ISA Inter Colombia e ISA Transelca. Entre las 2 empresas, ISA tiene en operación alrededor de 12,500 km de líneas y es dueña del 47% de las líneas de transmisión en todo el país y del 99% del Sistema de Transmisión Nacional (STN) el cual está compuesto por las líneas de transmisión con un poder de
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Capacidad de la Línea Longitud (Km) Porcentaje del Total
TRANSMISIÓN 110 kV 3,600.77
TRANSELCA S.A. E.S.P. 12.58 0.4%
TRANSMISIÓN 115 kV 7,482.74
INTERCOLOMBIA S.A. E.S.P. 3.4 0.1%
TRANSMISIÓN 138 kV 15.49
INTERCOLOMBIA S.A. E.S.P. 15.49 100.0%
TRANSMISIÓN 220 kV 2,675.23
INTERCOLOMBIA S.A. E.S.P. 177.64 6.6% TRANSELCA S.A. E.S.P. 1,634.64 61.1%
TRANSMISIÓN 230 kV 10,391.01
INTERCOLOMBIA S.A. E.S.P. 8,203.88 79.0%
TRANSMISIÓN 500 kV 2,535.39
INTERCOLOMBIA S.A. E.S.P. 2,489.49 98.2%
Fuente: ARTIGOS
7.1.2 Presencia de ISA en Brasil (Líneas de Transmisión)
Para ISA, la empresa más importante con la que opera en Brasil es CTEEP. Debido a una importante participación en las subastas de ANEEL, muchas de las cuales adquirió con éxito, ISA CTEEP creó 17 subsidiarias, de las cuales 8 ya tienen proyectos en operación (IENNE, IEMG, IE SUL, Pinheiros, IE Madeira, Serra do Japi, IE Garanhuns y Evrency) y otras 9 que aún se encuentran en etapa de construcción de proyectos (Paraguacu, Aimores, Itaunas, Tibagi, Aguapei, Itaquere e Itapura).
Actualmente, ISA cuenta con 23,642 Km de líneas de transmisión en Brasil, las cuales componen el 17% de todas las líneas que tiene el país (141,388 Km), sus líneas están distribuidas por sus filiales de la siguiente forma
Capacidad de la Línea Longitud (Km) TRANSMISIÓN 230 kV EI MADEIRA 2385 IESUL 173 EVRENCY 154 PINHEIROS 6 TRANSMISIÓN 440 kV SERRA DO JAPI 3.4 TRANSMISIÓN 500 kV IE GRANHUS 832 IEMG 172 TRANSMISIÓN 230Kv-500 kV CTEEP 19189
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Fuente: ISA CTEEP
7.1.3 Presencia de ISA en Perú (Líneas de Transmisión)
En el país de Perú, ISA cuenta con 3 filiales, Red de energía del Perú (REP), Consorcio Transmantaro S.A. e Interconexión eléctrica ISA Perú S.A, gracias a la entrada en operación comercial de varios proyectos por parte de estas filiales, ISA se posicionó como el mayor transportador de energía en este país con una participación del 33% del total de las líneas de transmisión, estas están distribuidas por sus filiales de la siguiente forma.
Capacidad de la Línea Longitud
(Km)
Participación del total % TRANSMISIÓN 60-75 kV
RED DE ENERGIA DEL PERÚ S.A 34 0,10%
TRANSMISIÓN 138 kV
RED DE ENERGIA DEL PERÚ S.A 1140,8 4,00% CONSORCIO TRANSMANTARO S.A. 149,1 0,50% INTERCONEXION ELECTRICA ISA PERÚ S.A. 130,5 0,50%
TRANSMISIÓN 220kV
RED DE ENERGIA DEL PERÚ S.A 3983,4 14,10% CONSORCIO TRANSMANTARO S.A. 1893,5 6,70% INTERCONEXION ELECTRICA ISA PERÚ S.A. 262 0,90%
TRANSMISIÓN 500 kV
CONSORCIO TRANSMANTARO S.A. 1862 6,60%
TOTAL LINEAS ISA PERÚ 9455,3 33,50%
TOTAL LINEAS EN PERÚ 28241
Fuente: Ministerio de Energías y Minas de Perú
7.1.4 Presencia de ISA en Chile (Líneas de Transmisión)
ISA a través de su filial INTERCHILE opera en Chile por medio de 2 proyectos. El primero es la línea Cardones-Polpaico: compuesto por tres líneas de transmisión a 500 kV (755 km en doble circuito) y la instalación de bancos de autotransformadores 500/220 kV (2.250 MVA) en las subestaciones asociadas. El segundo es la línea Encuentro-Lagunas, compuesta por una línea a 220 kV (174 km en doble circuito), la cual hace parte del Sistema Interconectado del Norte Grande. (ISA, Conexiones que inspiran).
7.1.5 Presencia de ISA en Bolivia y Centroamérica (Líneas de Transmisión)
En Bolivia, ISA opera por medio de su filial ISA Bolivia, cuenta con 586 km de líneas a 230 KV por medio de sus tramos Santivañez-Punutuma y Carrasco-Urubó. En Centroamérica, ISA ha penetrado a través de la Interconexión Eléctrica Colombia- Panamá (ICP) y la Empresa Propietaria de la Red (EPR). Su proyecto más importante lo llevó a cabo con la ICP, este proyecto se enfocó en viabilizar, diseñar, construir y operar la línea de Interconexión Eléctrica entre Colombia y Panamá, con el objetivo de desarrollar la integración eléctrica entre el mercado andino y el mercado centroamericano. (ISA, Conexiones que inspiran).
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7.1.6 Presencia de ISA en Chile (Concesiones Viales)
ISA trabaja en concesiones viales en este país por medio de su filiar INTERVIAL Chile, y actualmente, es el único país en el que tiene autopistas en operación, cuenta con 907 kilómetros de infraestructura. Las concesiones de INTERVIAL Chile son de vital importancia para este país, ya que componen un poco más del 60% de la Ruta 5, considerada la columna vertebral del transporte en chile, esta autopista conecta a las personas que viven en el sur del país con la capital Santiago de Chile. Esta autopista está compuesta por las siguientes rutas.
Fuente: ISA Intervial
Fuente: ISA Intervial
Adicional a esto, en 2018, ISA INTERVIAL aseguró unos altos estándares de calidad, seguridad y conectividad a los usuarios, teniendo un 92% de favorabilidad del servicio al cliente, cumplimiento de atención de 83%, 93% y 91% en ambulancias, grúas y patrullas respetivamente. Todo esto junto con un premio de seguridad vial por la disminución de los índices de accidentalidad y personas fallecidas.
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7.2 Riesgos de la Empresa
Con el fin de mantener un servicio excelente a nivel competitivo en términos de continuidad y sostenibilidad de sus negocios y preservar la integridad de sus recursos empresariales, ISA realiza metódicamente un estudio de los riesgos a los cuales se encuentra expuesta (actualmente ISA tiene un panorama de 17 riesgos) dentro de este estudio se identifican, analizan, evalúan, monitorean y comunican cada uno de estos.
Cada una de sus filiales aplica el ciclo y la información se consolida y posteriormente generar estrategias que minimicen los impactos sobre el recurso financiero y el recurso reputacional para así aprovechar las oportunidades que puedan generarse a partir de estos.
Para su último análisis, ISA identifica como sus riesgos más significativos, el “Jurídico y regulatorio” y el “Ambiental”, seguidos del “Predial”, Mercado liquidez y crédito” y “Falla de equipos”.
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Más específicamente, para transmisión de energía, sus riesgos más significativos son el riesgo “Jurídico y Regulatorio” y el “Ambiental”, mientras que para Concesiones viales son el riesgo “Mercado, liquidez y crédito”, “Mercado, competencia, funciones y adquisiciones” y “Fenómenos Naturales”.
Fuente: ISA Fuente: ISA
Algunos ejemplos de identificación de riesgos y toma de decisiones por parte de ISA en su análisis del último trimestre de 2018 fueron:
País Riesgo Acciones tomadas
Colombia Jurídico y regulatorio:
Cambio del esquema de
remuneración de la
transmisión de energía
Gestión directa y a través de gremios ante la autoridad reguladora, el Ministerio de Minas y Energía y el
Ministerio de Hacienda; y análisis integrales técnicos, regulatorios, jurídicos y financieros de las propuestas
del regulado
Brasil Jurídico y regulatorio:
Eventos fiscales y de pasivo pensional en ISA CTEEP
Presentación de recursos pertinentes ante las autoridades reguladoras; aporte de la
documentación y
soportes; gestión gremial; actuaciones judiciales y extrajudiciales; gestión de cobranza y seguimiento
continuo de la evolución de los procesos; disposición de un equipo legal específico dedicado y dictámenes
de juristas favorables
Chile Ambiental:
Afectación al desarrollo del proyecto Cardones –
Polpaico,
por dificultades en trámites, autorizaciones o
fiscalizaciones ambientales
Gestión ante el Ministerio de Energía y autoridades ambientales para dar respuesta satisfactoria a las
observaciones recibidas. Solicitud de
ampliación del plazo de la puesta en servicio
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7.3 Información relevante
Junta DirectivaNombre
Nombrado por
Santiago Montenegro Trujillo (Presidente) Fondos de Pensiones y Cesantías
Carlos Felipe Londoño Ministerio de Hacienda y Crédito Público Carlos Eduardo Caballero Argáez Ministerio de Hacienda y Crédito Público Henry Medina González Fondos de Pensiones y Cesantías
Carlos Mario Giraldo Moreno Ministerio de Hacienda y Crédito Público Jesús Aristizábal Guevara Empresas Públicas de Medellín
Camilo Zea Gómez Fondos de Pensiones y Cesantías
Andrés Pardo Amézquita Ministerio de Hacienda y Crédito Público César Augusto Arias Ministerio de Hacienda y Crédito Público
Fuente: ISA Alta Dirección
Nombre
Cargo
Bernardo Vargas Gibsone Presidencia
Olga Patricia Castaño Díaz Vicepresidencia Estrategia
César Augusto Ramírez Rojas Vicepresidencia Transporte de Energía Carolina Botero Londoño Carolina Botero Londoño Vicepresidencia
Finanzas Coporativas
Carlos Humberto Delgado Galeano Vicepresidencia Talento Organizacional Daniel Isaza Bonnet Vicepresidencia de Crecimiento y Desarrollo
de Negocios
Olga Lucía López Marín Vicepresidencia Tecnología de Información Carlos Ignacio Mesa Medina Vicepresidencia Auditoría Corporativa Sonia Margarita Abuchar Alemán Vicepresidencia Jurídica
Jorge Iván López Betancur Dirección Corporativa Concesiones Viales Guillermo González Rodríguez Vicepresidencia Relaciones Institucionales
Fuente: ISA Composición Accionaria
En el esquema accionario se puede ver el número de acciones que la nación de Colombia tiene disponibles para vender, el cual asciende a 569.472.561, que corresponden a exactamente el 51,41% del total de todas las acciones.
34
Fuente: ISA
8. Modelo de Valoración
Para la valoración de ISA se hará una metodología por partes, donde cada parte corresponde al tipo de negocio y al país donde este está en marcha. Aunque ISA opera en una gran cantidad de países por medio de sus diferentes negocios se encontró que, de sus ingresos de los últimos 5 años, en promedio, el 98,26% de estos provinieron de solo 4: Colombia, Brasil, Chile y Perú. Esto también ocurre con sus diferentes negocios, de sus ingresos de los últimos 5 años, en promedio, el 92,5% de estos provinieron de transporte de energía eléctrica y concesiones viales. Basados en este argumento, se decidió solo valorar los negocios de transmisión de energía y concesiones viales en los 4 países que constituyen casi el 100% de los ingresos de ISA. Se proyectarán los flujos futuros de la compañía en cada país teniendo en cuenta los servicios que ofrece en cada uno de estos, se descontarán con su respectiva tasa y posteriormente, se sumarán los valores para hallar el valor total.
Teniendo en cuenta esto, se valorarán 5 partes diferentes: Transmisión de electricidad en Colombia, Transmisión de electricidad en Brasil, Transmisión de electricidad en Perú, Transmisión de electricidad en Chile y Concesiones viales en Chile.
35 8.1 Tasas de Descuento
Gracias a que la electricidad es un servicio esencial para cada región en todo un país, este debe ser de la más alta calidad y a precios bajos. En consecuencia, el sector eléctrico en muchos países se encuentra regulado por el Estado, y este se encarga de que haya una competencia sana entre las empresas que desean entrar al sector, asegurándose también que todas tengan la capacidad de prestar un servicio de la más alta calidad. Debido a esto, es necesario tener en cuenta las regulaciones locales pertinentes para el cálculo adecuado de la tasa a la que se descontaran los flujos de caja. A continuación, se expone el cálculo de dicha tasa para cada país y los parámetros tenidos en cuenta.
8.1.1 Tasa de descuento para Colombia
En Colombia, La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) es la encargada de regular el servicio de Transmisión de energía en Colombia y por lo tanto de definir la tasa de retorno correspondiente. Según la regulación de la CREG, se usa una metodología de ingreso máximo para calcular la tasa de retorno para la actividad de transmisión de energía y se toman los siguientes parámetros para dicho cálculo
Wd 40% We 60% Ke 12,83% Kd 9,62% Tx 33% Fuente:
De esta manera, se hace el cálculo de la tasa de descuento en pesos tanto antes de impuestos, como después de impuestos y se obtiene el siguiente resultado.
TD antes de impuestos 11,80% TD después de impuestos 7,91%
Fuente:
Este valor corresponde a la Tasa de descuento Real, por lo que se debe hallar la tasa de descuento nominal para descontar los flujos consistentemente. Para esto, se utiliza la siguiente formula.
𝑇𝑇𝑇𝑇 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇=1+𝑇𝑇𝑇𝑇 𝑇𝑇𝑇𝑇∗ 1+𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇𝑇ó𝑇 𝑇𝑎𝑠𝑎 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 = (1 + 𝑡𝑎𝑠𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙) ∗ (1 + 𝑖𝑛𝑓𝑙𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛) − 1
Tomando como expectativa de inflación para Colombia 3,5%, se reemplaza en la fórmula para hallar la tasa nominal.
36
𝑇𝑎𝑠𝑎 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 = (1 + 7,91%) ∗ (1 + 3,50%) − 1 = 11,68%
8.1.2 Tasa de descuento para concesiones viales en Chile
Actualmente, el servicio que ofrece ISA en Chile principalmente está relacionado a la construcción de infraestructura, un sector que no está regulado. Debido a esto, se procede a hacer el cálculo de la tasa de descuento por la metodología de costo promedio ponderado de capital. Esta metodología pondera los costos de deuda y de capital según su estructura de capital y se calcula de la siguiente manera.
𝑊𝐴𝐶𝐶 = 𝐷 𝐸 𝐷 𝐸+1 ∗ 𝐾𝑑(1 − 𝜏) +𝐷1 𝐸+1 ∗ 𝐾𝐸 Donde: 𝐷 𝐸 = 𝐸𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 𝐷𝑒𝑢𝑑𝑎/𝐶𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙 𝐾𝑑 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑒𝑢𝑑𝑎 𝑎𝑛𝑡𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑖𝑚𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑜𝑠 𝜏 = 𝑇𝑎𝑠𝑎 𝑖𝑚𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑎 𝐾𝐸 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙 Canasta de comparables
Para el cálculo de algunos parámetros mencionados próximamente fue necesario la creación de una canasta de compañías comparables en el sector de creación de infraestructura y vías ya que es en este sector en el que ISA maneja su operación en Chile. La canasta con los datos necesarios para el cálculo de parámetros es la siguiente:
Compañía País D/E Raw Beta Impuestos Beta (U)
PINFRA México 0,11 0,563 0,3 0,523
IDEAL México 0,60 0,154 0,3 0,108
CCR S.A Brasil 0,55 0,849 0,34 0,622
Aleatica SAB México 0,25 0,205 0,3 0,175
Ecorodovias Infraestructura y Logistica S.A Brasil 0,74 0,768 0,34 0,517
SalfaCorp Chile 0,31 0,976 0,26 0,794
Graña y Montero (GyM) Perú 0,28 0,331 0,295 0,277
37
Relación Deuda/Capital
Para definir la relación D/E para ISA en Chile se tomó el promedio aritmético de las relaciones D/E de las compañías dentro de la canasta y se obtuvo el siguiente resultado.
𝐷
𝐸 = 0,4387
Costo de la deuda
El costo de la deuda se obtuvo de la siguiente ecuación:
𝐾𝑑 = 𝑀𝐼 + 𝑅𝑓 + 𝐶𝑅
Donde
𝑀𝐼 = 𝑀𝑎𝑟𝑔𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 2%
El margen se obtiene teniendo en cuenta la calificación de riesgo de la compañía y cuantifica la prima por riesgo que se otorga al inversionista basado en dicha calificación. Para este caso, Fitch Ratings afirma BBB+ como la calificación internacional de largo plazo de ISA. El margen de intermediación correspondiente a esa calificación es de 2%
𝑅𝑓 = 𝑇𝑎𝑠𝑎 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 𝑑𝑒 𝑟𝑖𝑒𝑠𝑔𝑜 = 2,69%
La tasa libre de riesgo se obtiene como la tasa spot del 31 de diciembre de 2018 de los bonos del tesoro americano a 10 años.
𝐶𝑅 = 𝑅𝑖𝑒𝑠𝑔𝑜 𝑃𝑎í𝑠 = 1,58%
El riesgo país se obtiene como el promedio aritmético de los últimos 5 años del EMBI + de JP Morgan para Chile.
Teniendo en cuenta lo anterior y reemplazando los valores en la fórmula se obtiene el costo de la deuda
38
Costo de capital
Para estimar el costo de capital se usa el modelo de precios de activos capitales (CAPM), el cual describe la relación entre el riesgo sistemático y el retorno esperado de los activos. La fórmula más conocida que describe este modelo para el costo de capital es la siguiente:
𝐾𝐸 = 𝑟𝑓 + (𝐸[𝑅𝑚] − 𝑅𝑓) ∗ 𝐵𝐸
Sin embargo, existen algunas versiones del modelo CAPM que tienen en cuenta supuestos más robustos en la estimación del costo de capital. Para el caso de ISA, se usará el modelo CAPM propuesto por los profesores Julio E. Villarreal y María J. Córdoba de la Universidad de los Andes en su publicación “A Consistent Methodology for the Calculation of the Cost
of Capital in Emerging Markets.” Ya que este es más riguroso teniendo en cuenta parámetros
como el riesgo país y los impuestos, los cuales no están tenidos en cuenta en la versión “plain
vanilla” mostrada anteriormente. La fórmula que describe el modelo utilizado en esta
valoración para estimar el costo de capital es la siguiente:
𝐾𝐸 = 𝐾𝑑 ∗ (1 − 𝜏) + (𝐸[𝑅𝑚] − 𝑅𝑓 + 𝐶𝑅) ∗ 𝐵𝐸
Donde
𝐾𝑑 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑑𝑒𝑢𝑑𝑎
El costo de la deuda calculado anteriormente.
𝜏 = 𝑇𝑎𝑠𝑎 𝑖𝑚𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑎 = 26%
𝐸[𝑅𝑚] − 𝑅𝑓 = 𝑃𝑟𝑖𝑚𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑟𝑖𝑒𝑠𝑔𝑜 = 6,26%
Se calcula tomando el promedio aritmético de los retornos del mercado a 5 años, el cual representa el retorno esperado de mercado y restándole la tasa libre de riesgo encontrada previamente. Este valor fue tomado de la página del profesor Aswath Damodaran.
𝐶𝑅 = 𝑅𝑖𝑒𝑠𝑔𝑜 𝑃𝑎í𝑠 El riesgo país calculado anteriormente.
𝐵𝐸 = 𝐵𝑒𝑡𝑎 𝑎𝑝𝑎𝑙𝑎𝑛𝑐𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑡𝑦
El coeficiente Beta es un indicador que mide el riesgo sistemático, es decir, mide la volatilidad con la que se mueve un activo con respecto al mercado. Si el coeficiente es 1 significa que el activo se mueve en la misma proporción que el mercado, y si es mayor o menor, se mueve en mayor o menor proporción respectivamente. Antes de encontrar el coeficiente Beta para el capital de ISA en chile, es necesario encontrar primero su Beta
39
desapalancada o Bu. La beta desapalancada no tiene en cuenta la relación Deuda/Capital ni
la tasa impositiva. Para obtener estos datos es necesario obtener la beta del capital de cada una de las empresas de la canasta de comparables y desapalancarlas utilizando la siguiente fórmula:
𝐵𝑈 = 𝐵𝐸
(1 +𝐷𝐸 ∗(1 − 𝜏))
= 0,42
Al obtener las betas desapalancadas de cada compañía, se saca un promedio aritmético de estas para obtener la beta desapalancada de ISA en Chile. Posteriormente, se apalanca teniendo en cuenta su relación D/E que fue calculada anteriormente y la tasa impositiva local con la siguiente fórmula:
𝐵𝐸 = 𝐵𝑈∗ (1 +
𝐷
𝐸∗ (1 − 𝜏))
Y se obtiene el siguiente resultado
𝐵𝐸 = 0,42 ∗ (1 + 0,44 ∗ (1 − 26%)) = 0,55
Teniendo entonces todos los parámetros, se reemplazan en la fórmula del modelo de CAPM utilizado para la estimación del costo de capital para ISA en Chile.
𝐾𝐸 = 6,27% ∗ (1 − 26%) + (6,26% + 2,69%) ∗ 0,55 = 8,98%
Luego de haber obtenido los parámetros necesarios, se calcula entonces el Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC) para ISA en Chile reemplazando en la fórmula planteada para encontrar la tasa de descuento en pesos chilenos.
𝑊𝐴𝐶𝐶 = 0,44
0,44 + 1∗ 6,27% ∗ (1 − 26%) +
1
0,44 + 1∗ 8,98% = 7,66%
Se debe tener en cuenta que el modelo de valoración esta armado en pesos colombianos, por lo que se debe convertir esta tasa a pesos colombianos. Adicionalmente, es necesario tener en cuenta que si bien la tasa es de chile, algunos parámetros con los que fue calculada están en dólares americanos (USD) por lo que se debe hacer la conversión de dólares a pesos colombianos.
40
País Expectativa de inflación
Colombia 3,50%
Estados Unidos 2,00%
Para la conversión de la tasa se utiliza la siguiente fórmula:
𝑇𝐷𝐶𝑂𝑃 = (1 + 𝑇𝐷𝐶𝐿𝑃)
(1 + 𝐼𝑛𝑓𝐶𝐻𝐼)∗ (1 + 𝐼𝑛𝑓𝐶𝑂𝐿)
Reemplazando en la fórmula se obtiene la tasa de descuento en pesos colombianos que es la que será utilizada para descontar los flujos que corresponden a ISA en Chile.
𝑇𝐷𝐶𝑂𝑃 =
(1 + 7,66%)
(1 + 2,00%)∗ (1 + 3,50%) = 9,24%
8.1.3 Tasa de descuento para transmisión de electricidad en Chile
En cuanto a la transmisión en Chile, la entidad que regula el sector eléctrico es el Ministerio de Energía, por medio del documento de la “Ley general de Servicios eléctricos” administra todas las normas que rigen el sector eléctrico en Chile. Según esta ley indica, el Ministerio de Desarrollo Social es el encargado de fijar la tasa de descuento a utilizar. En caso de no hacerlo, esta tasa debe ser calculada por la comisión Nacional de energía. Esto es necesario ya que en Chile es esencial calcular lo que se conoce como el V.A.T.T: Valor Anual de la Transmisión por Tramo, según el documento, en caso de no tener una tasa fijada la forma de calcular el V.A.T.T. para obras de transmisión, se utiliza como antecedente los valores adjudicados en los últimos tres procesos licitatorios de expansión de la transmisión nacional de los cuales se tiene que la tasa de descuento implícita es en promedio 6,2%. (Ministerio del Interior y Seguridad Pública, 2017)
Debido a que no se encontró una tasa fijada por el Ministerio de Desarrollo social, se asumió que este no la había fijado, por lo que se utilizara la tasa de descuento promedio mencionada anteriormente para el descuento de flujo de transmisión en chile.
Hay que tener en cuenta que este el valor de esta tasa es real en pesos chilenos, por lo que es necesario hacerle una conversión con las fórmulas utilizadas anteriormente para obtener una tasa nominal en COP:
𝑇𝑎𝑠𝑎 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 = (1 + 𝑡𝑎𝑠𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙) ∗ (1 + 𝑖𝑛𝑓𝑙𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝐶ℎ𝑖𝑙𝑒) − 1
𝑇𝐷𝐶𝑂𝑃 = (1 + 𝑇𝐷𝐶𝐿𝑃)
