Perú transformó el sector eléctrico a principios de los años noventa con la privatización y una re-estructuración fundamental. En este período, el gobierno también fijó una tasa de actualización de 12% para las actividades reguladas del sector. La tasa reflejaba el costo de capital en Perú en un entorno económico, político y financiero complicado, tomando en cuenta especialmente el riesgo país como la principal variable considerada para su fijación.
A principios de los años noventa, Perú transformó la estructura, propiedad y marco regulatorio del sector eléctrico. En esta transformación, el gobierno fijo una tasa de actualización de 12% para las actividades reguladas, en particular la distribución y la determinación de tarifas finales para los consumidores cautivos. La Ley estipula que la tasa regulada podría cambiar sólo cuando hubiera alteraciones significativas en los factores que la determinasen. Los factores deberían incluir no sólo el riesgo país (y las condiciones político-macroeconómicos), sino también las condiciones regulatorias y competitivas del mismo sector eléctrico.
La situación macroeconómica y política de Perú ha cambiado de forma sustancial desde 1992, como se destaca en los TdR. Como consecuencia, mientras el país dependía de financiación internacional a un costo que reflejaba un alto riesgo país, hoy en día Perú tiene una muy buena reputación en los mercados internacionales y puede financiarse en mercados internacionales a bajo costo.
La inversión con participación privada en la distribución en Perú alcanzó ligeramente por encima a los $2 mil millones entre 2006 a 2016, resultando en mejoras sustanciales en las operaciones y en la parte comercial. Hoy, hay dos grandes empresas privadas de distribución en Lima y ambas pertenecen a grupos internacionales. En el caso de la transmisión, a través de concesiones a largo plazo (30 años), la inversión privada fue importante para eliminar restricciones y mejorar la operación y la rentabilidad del sector. Entre 2006 y 2016, la inversión del sector privado en la transmisión alcanzó casi los $11 mil millones, con un promedio de $1,736 millones entre el 2012 y el 2015 (reduciéndose a $939 millones en el 2016). También hubo inversión importante del sector privado en la generación y el marco fomentó competencia entre las empresas de generación para conseguir contratos con las compañías de distribución y con grandes clientes.
Los inversionistas privados no se están enfocando tanto como antes en el riesgo país, sino en los riesgos con el marco regulatorio y con el mismo negocio eléctrico. Por ejemplo, la penetración de gas natural y las energías renovables, la iniciación de la generación distribuida y micro-redes y la posibilidad de competencia en la comercialización, introducen nuevos riesgos que pueden afectar a todo el sector. Para las empresas de distribución, la generación distribuida y el autoconsumo pueden ser riesgos relevantes en la medida en la que el marco regulatorio no garantiza la recuperación de costos de la red y de los contratos a largo plazo con la generación. Por ejemplo, la penetración de gas natural y las energías renovables, la iniciación de la generación distribuida y micro-redes y la posibilidad de competencia en la comercialización, introducen nuevos riesgos que pueden afectar a todo el sector. Para las empresas de distribución, la generación distribuida y el autoconsumo pueden ser riesgos relevantes en la medida en la que el marco regulatorio no garantiza la recuperación de costos de la red y de los contratos a largo plazo con la generación.
A pesar de todos estos cambios, desde la reforma del sector del año 1992 no se ha cambiado la tasa de actualización regulada del sector. En un entorno con pocos cambios, sería normal revisar la tasa de vez en cuando. Con los cambios tan importantes que ha experimentado Perú, es evidente que se tiene que reexaminar cuan adecuada es la tasa de descuento del sector que influye mucho en la inversión y en los precios de las tarifas eléctricas.
Es muy importante que la tasa de descuento sea la suficiente para permitir el acceso a los mercados de capital y así poder cumplir con las obligaciones de las empresas en cuanto al servicio regulado. A la vez, la tasa no debería ofrecer rentabilidad mayor a lo necesario para reflejar los riesgos del negocio regulado y debe permitir pasar a los consumidores los beneficios de la mejoras en la eficiencia del sector. Es decir, el objeto debe ser definir una tasa que sea razonable y justa para las empresas reguladas y para los consumidores en las nuevas condiciones del mercado. Por todo esto, la determinación de esta tasa requiere un equilibrio delicado, que debe motivar la inversión sin obligar que los consumidores cautivos paguen más de lo necesario por su electricidad.
El gran desafío en la determinación de la tasa de actualización es saber cual es el retorno necesario para atraer a la inversión, en particular a la inversión en recursos propios (equity). El retorno para recursos propios se diferencia mucho de la tasa que refleja la deuda de la compañía. En un sistema regulador bien desarrollado, es fácil saber la tasa que corresponde a la deuda de una compañía (o un grupo de compañías) porque las condiciones de la deuda son transparentes en los contratos. La tasa de interés en los mercados para instrumentos de deuda de calidad comparable también es un punto de referencia para estimar el costo de la deuda en el sector eléctrico.
En el caso de recursos propios (equity), todos los métodos para determinar una tasa de actualización justa y razonable dependen de inferencias sobre las expectativas de los inversionistas. Tanto la teoría como la práctica de finanzas demuestra que el retorno debe reflejar los riesgos que influyen en las decisiones de inversión. No obstante, esta regla es muy general y hay problemas prácticos en determinar la percepción de riesgo que tienen los inversionistas y que retorno adicional es suficiente para compensar mayor riesgo.
La tasa de actualización adecuada para el capital total que requiere una compañía (deuda y recursos propios) es la media de los costos de deuda y de recursos propios (equity), ponderado por la proporción de cada una de estas fuentes en el capital total de la compañía. De ahí viene el concepto de WACC (Weighted Average Cost of Capital). Como explicamos antes, el costo de la deuda puede verse en los términos del contrato o puede estimarse basado en deuda recién contraída por empresas con calificaciones crediticias similares.
En la determinación de la tasa requerida para atraer recursos propios (equity), los analistas tienen que inferirla de forma indirecta, por ejemplo con datos de la bolsa. Eso es necesario porque no se puede observar directamente lo que los inversores requieren. Como explicaremos con más detalle si somos elegidos para este proyecto, hay dos métodos estándares, pero fundamentalmente diferentes, que se utilizan en muchos países con sistemas de regulación desarrollados.
El primero, el más aceptado por entes reguladores en países con múltiples compañías cotizadas en bolsa, se llama el enfoque Flujo de Caja Descontado, o Discounted Cash Flow en inglés (DCF). Este enfoque tiene fundamentos teóricos sólidos. Argumenta que el valor de bolsa de una compañía refleja las expectativas de los inversores sobre un futuro flujo de dividendos relacionados con sus acciones cotizadas en bolsa, actualizado por la tasa que los inversores consideran suficiente para reflejar los riesgos. Aunque no se puede observar directamente las expectativas de los inversores, existen proxies que reflejan estas expectativas y que los entes reguladores aceptan como justo y razonable. Por ejemplo, los proxies pueden incluir información histórica sobre crecimiento de dividendos y rentabilidad, proyecciones de crecimiento y la opinión de los analistas financieros. Normalmente, el análisis DCF refiere a un grupo de empresas con características similares, no a una empresa, para estimar el costo de capital para recursos propios (equity). Este enfoque delimita las variaciones aleatorias que pueden afectar las expectativas del inversor hacia una empresa en particular. Por tener pocas empresas de distribución cotizadas en bolsa en Perú, sería difícil delimitar estas variaciones.
El segundo enfoque empieza con la tasa libre de riesgo, normalmente una tasa de la deuda del estado durante 10 años o más, y añade un premio para reflejar el riesgo especifico a la empresa. En su versión más elaborada, este enfoque está basado en un modelo teórico para la valoración de acciones, que se llama en inglés el Capital Asset Pricing Model (CAPM). Este modelo intenta intuir el premio por encima de la tasa libre de riesgo para el mercado en general y luego ajustar por arriba o por abajo el premio para reflejar el riesgo de una acción (de una empresa) en particular en relación con el riesgo del mercado. El premio de riesgo del mercado en general y de la acción especifica (relativa al riesgo del mercado) normalmente depende de la selección del período histórico seleccionado por el análisis, y puede no reflejar las expectativas del inversor hacia el futuro. Además, las aplicaciones de CAPM normalmente reflejan el riesgo de una sola compañía (por ejemplo compañía A), no de un grupo de compañías con características similares que ofrecen una estimación del premio de riesgo que se puede aplicar a la compañía A. Por estos motivo, los entes reguladores en muchos jurisdicciones encuentran complicada la metodología CAPM y la consideran demasiado abierta a la controversia. No aconsejamos la utilización de CAPM en Perú.
Hay otras versiones de este segunda metodología que empiezan con una tasa libre de riesgo y añaden un premio para reflejar el riesgo; son mas sencillas y comprensibles que el enfoque CAPM. Entendemos que esta metodología se utilizó en 1992 en Perú y que el premio reflejaba sobre todo el riesgo país. Si la deuda peruana se denominaba en dólares de EE.UU., la tasa sólo reflejaba la inflación en los EE.UU. y el premio relacionado con el riesgo país tendría que haber reflejado la diferencial de inflación entre los EE.UU. y Perú, además del riesgo de impago. Ahora que el riesgo país ha bajado mucho, es probable que el premio tendría que reflejar otros riesgos, en particular los riesgos relacionados con el marco regulatorio y los cambios tecnológicos del sector. Por ejemplo, España ha introducido recientemente un marco basado en una tasa libre de riesgo (bonos del estado de 10 años) más un premio que refleja los riesgos de los diferentes negocios regulados (200 puntos básicos para redes y 300 puntos básicos para la generación renovable). Las condiciones en cada país son diferentes y la clave es saber definir lo que es una tasa libre de riesgos y el premio que corresponde a los riesgos relevantes.
Un caso interesante es el de Chile, el cual viene estudiando un cambio importante en la regulación de la distribución, en la cual se deberá ver la tasa de descuento. En la actualidad la norma establece una tasa de descuento del 10% respecto de una empresa modelo establecida según seis zonas típicas en las cuales operan 40 empresas. Se estima que dicha tasa podría ser llevada a un nivel similar al de la transmisión, que es del 7%. Las empresas argumentan que «también debe discutirse el nivel de riesgo que enfrentan las empresas, ya que la tasa actual considera la operación hipotética de la empresa modelo y no el desempeño real, donde esa tasa de descuento en muchas oportunidades puede resultar insuficiente.» Por otra parte, la consultora Systep indica: “Este modelo puede originar problemas con la rápida incorporación de nuevas tecnologías a las redes, en la medida que se genere incertidumbre respecto a la infraestructura que será necesaria en la empresa modelo del futuro.”