METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA TASA DE DESCUENTO ...

METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA TASA DE DESCUENTO APLICABLE EN LAS

ACTIVIDADES REGULADAS

Proyecto consultado en la Resolución CREG 155 de 2020

DOCUMENTO CREG-003 21 DE ENERO DE 2021

Sesión CREG No.1075

D-003-2021 METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA TASA DE DESCUENTO APLICABLE EN LAS ACTIVIDADES REGULADAS

Proceso REGULACIÓN Código: RG-FT-005 Versión: 0

Documento CREG Fecha última revisión: 28/10/2016 Página: 5

TABLA DE CONTENIDO

1. ANTECEDENTES ............................................................................................ 6

2. OBJETIVO ........................................................................................................ 7

3. PROPUESTA REGULATORIA ......................................................................... 8 3.1. Estructura de capital .................................................................................. 9 3.2. Costo de la deuda ................................................................................... 10 3.3. Costo del equity....................................................................................... 11 3.4. Impuestos ................................................................................................ 13

3.5. Cálculo de tasas equivalentes expresadas en distintas monedas .......... 13

3.6. Re-expresión de tasas corrientes a tasas constantes ............................. 14

4. CONSULTA PÚBLICA .................................................................................... 15

5. ANÁLISIS COMENTARIOS ............................................................................ 16

5.1. Comentarios generales a la metodología ................................................ 16 5.2. Estructura de capital ................................................................................ 30 5.3. Tasa de impuestos .................................................................................. 33

5.4. Tasa libre de riesgo con prima de riesgo país ......................................... 34 5.5. Prima de mercado ................................................................................... 39

5.6. Beta de la actividad ................................................................................. 48 5.7. Ajuste del Beta ........................................................................................ 68 5.8. Cálculo de tasas equivalentes USD y COP ............................................. 81

5.9. Estimación de la expectativa inflación ..................................................... 92

5.10. Horizonte de tiempo para el cálculo de las variables .............................. 94 5.11. Fuentes de información ......................................................................... 105 5.12. Otros ..................................................................................................... 109

6. AJUSTES A LA PROPUESTA REGULATORIA ........................................... 113

7. RECOMENDACIÓN ..................................................................................... 115

ANEXO. ANÁLISIS DE LA INCIDENCIA SOBRE LA LIBRE COMPETENCIA DE LOS MERCADOS, ARTÍCULO 7 DE LA LEY 1340 DE 2009 ...................................... 116





METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA TASA DE DESCUENTO APLICABLE EN LAS ACTIVIDADES REGULADAS

1. ANTECEDENTES

Dentro de los criterios establecidos por la Ley 142 de 1994 para el régimen tarifario, el de suficiencia financiera indica que las tarifas deben permitir “remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable” (artículo 87, numeral 4). Conforme a este criterio, la Comisión ha expedido a lo largo de los años distintas disposiciones que tienen el propósito de determinar una metodología para establecer la tasa de descuento utilizada en los cálculos tarifarios, la cual define la rentabilidad reconocida a las inversiones en las actividades bajo regulación de precios:

- En la resolución CREG 045 de 2002 se estableció la metodología de cálculo y ajuste para la determinación de la tasa de retorno que se utiliza en las fórmulas tarifarias de la actividad de distribución de gas combustible por redes.

- Las resoluciones CREG 083 y 093 de 2008, mediante las cuales se definieron las

metodologías para el cálculo de las tasas de retorno aplicables en la remuneración de las actividades de transmisión y de distribución de energía eléctrica.

- Mediante la Resolución CREG 056 de 2009 se revisaron los parámetros aplicables a la

metodología utilizada para determinar el costo promedio ponderado de capital para remunerar las actividades de generación y distribución de energía eléctrica en las zonas no interconectadas y se definió la tasa promedio de costo de capital para los proyectos de generación con fuentes fósiles.

- Mediante la Resolución CREG 126 de 2010 se dispuso la metodología de cálculo y los

valores de las tasas de retorno que se utilizan en la aprobación de los cargos regulados de transporte de gas natural.

- Mediante la Resolución CREG 095 de 2015 se estableció la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplica en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte de GLP por ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en zonas no interconectadas. Esta metodología se encuentra vigente y es, por tanto, el marco para determinar el valor en el tiempo de un activo de una de las actividades antes mencionadas.





- A través de la Resolución CREG 096 de 2015 se definieron los valores de la prima por

diferencias entre el esquema de remuneración del mercado de referencia y el esquema aplicado en Colombia y la tasa de descuento para la actividad de distribución de gas combustible.

- Mediante la Resolución CREG 016 de 2018, se estableció el valor de la tasa de retorno para la actividad de distribución de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional. Para dicho valor se utilizó la metodología aprobada mediante la Resolución CREG 095 de 2015.

- Mediante la Resolución CREG 029 de 2018 se estableció la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplica en las actividades de distribución de combustibles líquidos y transporte de GLP por ductos.

Pasados cinco años de vigencia de la metodología, se consideró importante adelantar la revisión de la misma. Así las cosas, mediante la Resolución CREG 155 de 2020, la Comisión público disposiciones que establecen una propuesta metodológica para determinar la tasa de descuento para la remuneración de inversiones realizadas en las actividades reguladas. En el documento CREG 121 de 2020 que acompaña a dicha resolución, se describen los análisis realizados que soportan la propuesta regulatoria. La propuesta metodológica antes mencionada fue publicada el 21 de agosto de 2020. El periodo para el envío de observaciones y comentarios, por parte de los participantes de los mercados regulados, así como por terceros interesados, culminó el 21 de septiembre de 2020. Los resultados del análisis de dichos comentarios, así como las respuestas a los mismos, se consignan en el presente documento.

2. OBJETIVO

La regulación que esta Comisión implementa en las actividades que tiene a su cargo, busca que los servicios ofrecidos se presten bajo condiciones de precios, cantidad y calidad similares a las que se darían si los mismos se ofrecieran bajo condiciones de competencia. En este sentido, la remuneración que se determine debe considerar los costos eficientes de los recursos que utilizan las empresas para prestar sus servicios, los cuales dependen en lo que respecta a las inversiones, entre otros, del costo de oportunidad de las mismas. Así las cosas, se tiene por objeto establecer lineamientos que permitan determinar una tasa de descuento aplicable a la determinación de la remuneración de las inversiones realizadas en cada





actividad regulada por esta Comisión, tal que la misma refleje de manera más consistente, el costo de oportunidad del capital invertido y dar una señal de eficiencia a los inversionistas.

3. PROPUESTA REGULATORIA

La Resolución CREG 155 de 2020 y el documento que la acompaña, describen la propuesta regulatoria, en la cual se determina una tasa de descuento antes de impuestos y en pesos constantes (a la fecha de cálculo), que resulta de la fórmula general siguiente

TD_copa,τ,ai =

WACC_cop a,τ,ai − π_copτ

1 + π_copτ

donde,

𝐓𝐃_𝐜𝐨𝐩𝐚,𝛕,𝐚𝐢 : Tasa de descuento antes de impuestos y en pesos constantes para la actividad

a, en el momento τ.

𝐖𝐀𝐂𝐂_𝐜𝐨𝐩 𝐚,𝛕,𝐚𝐢 : Costo promedio ponderado de capital en pesos corrientes y antes de

impuestos para la actividad a, en el momento τ.

𝛑_𝐜𝐨𝐩𝛕 : Expectativa de inflación en el momento τ, calculada como el promedio aritmético de los diferenciales entre las tasas de las curvas cero cupón de los títulos de tesorería TES COP y TES UVR (plazo de 3650 días) considerando los treinta y seis (36) meses precedentes. Cada uno de los diferenciales se calcula de la siguiente manera:

π_copi =1 + Tasa TES COPi

1 + Tasa TES UVRi− 1

donde i es cada una de las fechas para las que existe información.

𝐚 : Cada una de las actividades para las cuales esta Comisión expide metodologías tarifarias.

𝛕 : Último día del mes más reciente con información completa para efectuar el cálculo.





El costo promedio ponderado de capital en pesos corrientes y antes de impuestos (ai) para la actividad 𝐚, en el momento 𝛕, está dado por la siguiente expresión:

WACC_copa,τ,ai = Wd a,τ ∗ Kd_cop τ + Wea,τ ∗

Ke_cop a,τ

1 − Tx

donde,

𝐖𝐝𝐚,𝛕 : Ponderador para el costo de la deuda de la actividad a, expresado como la

relación de la deuda sobre el capital total, en el momento τ. El valor corresponderá al del último trimestre disponible, anterior a la fecha de cálculo, que considera el promedio ponderado de los últimos 5 años, para el código industrial de referencia (Standard Industrial Classification - SIC Code) correspondiente a la actividad a, el cual establecerá la Comisión en resolución aparte.

𝐖𝐞𝐚,𝛕 : Ponderador para el costo del capital propio (equity) de la actividad a, en el momento τ. El valor aplicable resulta de utilizar la siguiente expresión: Wea,τ =

1 − Wd a,τ.

𝐊𝐝_𝐜𝐨𝐩𝛕 : Costo de la deuda en pesos corrientes en el momento τ. Corresponde al promedio ponderado por monto de colocación, de las tasas de colocación de créditos comerciales (preferencial o corporativo), a más de 1825 días, del total de establecimientos (no incluye las tasas de las entidades financieras especiales excepto el Fondo Nacional de Ahorro), de los treinta y seis (36) meses anteriores.

𝐊𝐞_𝐜𝐨𝐩𝐚,𝛕 : Costo del capital propio en pesos corrientes, equivalente al costo del capital propio en dólares corrientes, para la actividad a, en el momento τ.

𝐓𝐱 : Suma de las tasas de tributación sobre la renta que aplicaren a las personas jurídicas, establecidas en el Estatuto Tributario vigente al momento τ.

A continuación se detallan cada uno de los elementos de la propuesta contenida en la Resolución CREG 155 de 2020.

3.1. Estructura de capital

La participación del capital propio y de la deuda indican el grado de apalancamiento de una empresa. En particular, establece una medida del peso relativo de dichas fuentes de financiación





de la empresa que permite inferir la prioridad que tienen terceros sobre los pagos de una empresa y, en complemento, el nivel de riesgo que tiene el capital propio. La regulación vigente estableció una estructura de capital igual para todos los sectores y actividades lo que no corresponde a la realidad de los negocios, por esta razón la propuesta regulatoria considera estructuras de capital diferentes acordes al sector y actividad. Para ello se propuso utilizar como referente un mercado financieramente representativo por su solidez y profundidad el cual corresponde al mercado de EEUU. La fuente de información consultada es Duff & Phelps (2019), “Valuation Handbook - U.S. Industry Cost of Capital”, en la cual se estima el costo de capital para alrededor de 170 industrias de Estados Unidos de América. En dicha fuente, las industrias se encuentran clasificadas conforme a la Clasificación Internacional Industrial (SIC por sus siglas en inglés). Esta información se actualiza trimestralmente. Así las cosas, conforme a la información más reciente, la participación del capital propio en cada una de estas actividades calculada como el promedio de los últimos cinco años, es la siguiente:

Actividad 𝐖𝐞𝐚,𝛕

Distribución de energía eléctrica 58.2%

Transmisión de energía eléctrica 58.2%

Distribución de gas natural 68.5%

Transporte de gas natural 60.9%

Transporte de combustibles líquidos 70.4%

Fuente: Duff & Phelps (2019).

3.2. Costo de la deuda

Para el cálculo del costo de la deuda, esto es el costo asociado al uso de recursos financieros de largo plazo en manos de terceros en Colombia, se propone mantener lo dispuesto en la Resolución CREG 095 de 2017. En particular, utilizando como fuente de información el Banco de la República, se estima costo de deuda en pesos corrientes a partir del promedio de las tasas de colocación (TC) de créditos preferenciales y corporativos a más de 5 años del sistema financiero, ponderadas por monto de colocación (Desembolsos), en una ventana de 36 meses, i.e.,

𝐾𝑑_𝑐𝑜𝑝𝜏 =∑ 𝐷𝑒𝑠𝑒𝑚𝑏𝑜𝑙𝑠𝑜𝑠𝑚 ∗ 𝑇𝐶𝑚

−1𝑚=−36

∑ 𝐷𝑒𝑠𝑒𝑚𝑏𝑜𝑙𝑠𝑜𝑠𝑚−1𝑚=−36

en donde es el momento de cálculo. Esta información se actualiza de manera mensual.





3.3. Costo del equity

Para el costo del capital propio, se propone una aproximación CAPM global, donde se incorpora una corrección por efecto país, la cual sigue la siguiente formula:

Ke_usda,τ = Rf_cop_usdτ + (βLa,τ ∗ PRMτ)

donde,

𝐑𝐟_𝐜𝐨𝐩_𝐮𝐬𝐝𝛕 : Costo en USD del endeudamiento del gobierno de Colombia en el exterior,

calculado como el promedio aritmético de las tasas, de la curva cero cupón Colombia en USD (plazo de 3650 días), de los treinta y seis (36) meses anteriores.

𝛃𝐋𝐚,𝛕 : Beta apalancado para la actividad a, en el momento τ, donde:

βLa,τ = (βUa,τ + Δβa) ∗ (1 + (1 − Tx)Wda,τ

Wea,τ)

𝛃𝐔𝐚,𝛕 : Beta desapalancado para la actividad a, en el momento τ. El valor corresponderá al promedio aritmético de las medianas de los betas desapalancados, ajustados mediante el método de Vasicek, de los últimos seis (6) trimestres disponibles anteriores a la fecha de cálculo, para el código industrial de referencia (Standard Industrial Classification - SIC Code), correspondiente a la actividad a, el cual establecerá la Comisión en resolución aparte.

𝚫𝛃𝐚 : Ajuste al beta desapalancado de la actividad a, por diferencias en el esquema de remuneración con el país del mercado de referencia. Este valor se establecerá para cada actividad en resolución aparte.

𝐏𝐑𝐌𝛕 : Promedio de la prima de mercado en el país de referencia, en el momento τ. Corresponde al promedio aritmético de las primas de mercado anuales en Estados Unidos de América, estimadas a partir del índice Standard & Poor’s 500 y de los bonos del tesoro de los Estados Unidos de América con plazo de emisión a 10 años, para los treinta (30) años anteriores al momento τ.





3.3.1. Tasa de retorno libre de riesgo ajustada por prima riesgo país

En el modelo CAPM global se tiene que a la tasa libre riesgo se le adiciona la prima por riesgo país. En particular, la tasa libre de riesgo se determina como el retorno de los títulos de deuda de largo plazo que emita el país, por ejemplo, los bonos del tesoro de los EUA a 10 años, referencia que se tiene en la actual metodología de tasa de descuento. De otro lado, para el cálculo del riesgo país, la propuesta considera utilizar una proxy que determine no solamente el riesgo país, sino el ajuste que éste da a la tasa libre de riesgo. Esta proxy son los retornos de los bonos colombianos a diez años, emitidos en el exterior, los cuales son percibidos por los inversionistas como retornos libres de riesgo, exceptuando aquellos inherentes a Colombia.

3.3.2. Prima de mercado

La propuesta regulatoria considera estimar la prima de mercado como la diferencia entre la rentabilidad del S&P500, incluido el pago de dividendos, y el rendimiento del bono del tesoro de Estados Unidos a diez años. Para propósitos específicos del cálculo propuesto, se estima como el promedio simple de las primas anuales antes descritas, calculadas en una ventana de los últimos treinta años, tomando como fuente Duff & Phelps, quien actualiza esta información año a año.

3.3.3. Riesgo Sistémico de la actividad

Para la determinación del coeficiente beta del modelo CAPM, se propuso tomar la mediana de los últimos seis trimestres de los coeficientes beta desapalancados, ajustados conforme a la aproximación de Vasicek (1973)1, calculados por Duff & Phelps, para cada industria bajo clasificación SIC. La manera en que esta fuente calcula estos coeficientes es estimar por mínimos cuadrados ordinarios la relación entre los retornos mensuales del S&P500 y los retornos mensuales de una canasta de acciones de empresas de la industria en análisis, en una ventana de 60 meses. Estos cálculos son actualizados trimestralmente.

3.3.4. Prima por diferencias entre el esquema de remuneración de la actividad en el mercado de referencia y el esquema de remuneración local de la actividad

1 La idea general de Vasicek (1973) es que los coeficientes beta con los errores estándares más altos son las estimaciones menos confiables y son, por lo tanto, ajustados hacia el mercado, o grupo de pares.





En la resolución CREG 155 de 2020 se propone determinar la prima por diferencias entre esquemas de remuneración a partir de realizar una comparación entre el beta de los sectores de energía y gas del mercado de referencia y el beta del sector de “Utilities” del Reino Unido. En específico, se propone reconocer la diferencia en puntos básicos que resulta de adicionar al coeficiente beta desapalancado, ajustado por Vasicek, la diferencia que se obtiene de comparar los betas obtenidos para las empresas en EUA y aquellos que se obtienen en el Reino Unido, i.e.,

Δ𝛽 = 𝛽𝑈𝑎𝐸𝑈𝐴 − 𝛽𝑈𝑎

𝑅𝑈

Como resultado, el coeficiente beta apalancado de la actividad a se determina así,

𝛽𝐿𝑎,𝜏 = (𝛽𝑈𝑎,𝜏 + 𝛥𝛽) ∗ (1 + (1 − 𝑇𝑥)𝑊𝑑𝑎

𝑊𝑒𝑎)

donde Tx es la tasa de tributación y 𝛥𝛽 aplica para todas las actividades consideradas como utilities; por esa razón se hace excepción con las actividades asociadas a combustibles líquidos en donde el valor del 𝛥𝛽 es siempre cero (0).

3.4. Impuestos

Respecto a los impuestos, se propone la suma de las tasas de tributación sobre la renta que aplicaren a las personas jurídicas, establecidas en el Estatuto Tributario vigente al momento del cálculo de la tasa. Dicho de otra manera, y con el objeto de mantener la señal que recibe el inversionista al momento de establecerse la remuneración de la actividad durante el periodo tarifario, se tendrán en cuenta sólo las condiciones de tributación que se encuentren vigentes. En línea con lo anterior, la tasa de descuento se podrá revisar si las variaciones en la tasa de impuestos tienen como efecto una variación porcentual en la tasa de descuento mayor al 4%.

3.5. Cálculo de tasas equivalentes expresadas en distintas monedas

Dado que el costo de capital de terceros está expresado en pesos y el costo de capital propio en dólares, es necesario aplicar algún método que permita la reexpresión de una tasa a su equivalente en una moneda distinta. En la propuesta, partiendo de la aplicación del supuesto de paridad de tasas de interés y de no arbitraje, se estiman expectativas de devaluación a partir del promedio aritmético de los diferenciales entre las tasas de la curva cero cupón de los títulos de

tesorería TES COP y de la curva cero cupón Colombia en USD (Rf_cop_usd ), plazo de 3650

días, considerando los treinta y seis (36) meses anteriores, tasas estimadas por Precia PPV S.A. Cada uno de los diferenciales se calcula de la siguiente manera:





Devi =1 + Tasa TES COPi

1 + Rf_cop_usdi− 1

donde i es cada una de las fechas para las que existe información. Es importante destacar que, a diferencia de otras variables ya descritas, la ventana de tiempo para este cálculo está limitada por la longitud de información de la curva cero cupón Colombia en USD, la cual consta datos desde el año 2016. Así las cosas, el costo del capital propio se determina conforme a la siguiente fórmula:

Ke_copa,τ = [(1 + Ke_usda,τ) ∗ (1 + Devτ)] − 1

3.6. Re-expresión de tasas corrientes a tasas constantes

Las remuneraciones de las distintas actividades reguladas por la Comisión se expresan en términos constantes en precios de la fecha base en la que se estableció la metodología tarifaria. Por esta razón, en la propuesta regulatoria se define el mecanismo mediante el cual tasas de descuento en valores nominales se deben expresar en términos constantes, a partir de las expectativas de inflación al momento del cálculo. Se propone entonces, que las expectativas de inflación (𝜋_𝑐𝑜𝑝𝑡) se calculen como el promedio aritmético de los diferenciales entre las tasas de las curvas cero cupón de los títulos de tesorería TES COP y TES UVR del plazo de 3650 días, considerando los treinta y seis (36) meses anteriores a la fecha de cálculo de la tasa. Cada uno de los diferenciales se calcula de la siguiente manera:

π_copi =1 + Tasa TES COPi

1 + Tasa TES UVRi− 1

donde i es cada una de las fechas para las que existe información, y las expectativas se determinan así,

𝜋_𝑐𝑜𝑝𝑡 =(∑ 𝜋_𝑐𝑜𝑝𝑖)𝑛

𝑖=1𝑛⁄

Con la valoración de este parámetro a partir de la fórmula anterior, la tasa en términos constantes se determina así





𝑇𝑎𝑠𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒_𝑐𝑜𝑝𝜏 =𝑇𝑎𝑠𝑎 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒_𝑐𝑜𝑝𝜏 − 𝜋_𝑐𝑜𝑝𝜏

1 + 𝜋_𝑐𝑜𝑝𝜏

4. CONSULTA PÚBLICA

La propuesta metodológica antes mencionada fue publicada el 21 de agosto de 2020 y estuvo en consulta por cuarenta y cinco (45) días calendario. El periodo de recepción de comentarios culminó el 5 de octubre de 2020. En el siguiente cuadro se relacionan las comunicaciones que se recibieron con comentarios al proyecto consultado con la Resolución CREG 155 de 2020:

Radicado Empresa

E-2020-012093 ECOPETROL

E-2020-012106 EPM

E-2020-012143 TGI

E-2020-012197 ACP

E-2020-012202 Energía de Pereira

E-2020-012203 Inversiones gases de Colombia

E-2020-012207 Celsia

E-2020-012208 Compañía Energética de Occidente CEO

E-2020-012210 Enel

E-2020-012212 GEB

E-2020-012215 CENIT

E-2020-012216 Naturgas

E-2020-012217 Asoenergía

E-2020-012217 Asoenergía Julito

E-2020-012218 Vanti

E-2020-012222 Promigas

E-2020-012223 Andesco

E-2020-012223 Andesco consultor

E-2020-012242 Isa

E-2020-012192 Asocodis

E-2020-012086 Emcali





5. ANÁLISIS COMENTARIOS

5.1. Comentarios generales a la metodología

5.1.1. ACP

“Para el caso de las actividades de transporte de gas natural, la demanda ha pagado unas tarifas con una metodología que lleva más de 10 años sin ser actualizada. En su momento esta metodología consideraba una realidad económica muy diferente a la que se presenta en la actualidad, afectada en gran medida no solo por las consecuencias de la pandemia, también por la baja expectativa de lograr una recuperación de la demanda de gas en el mediano plazo. Teniendo en cuenta lo anterior, la metodología aplicada a las tarifas actuales no atiende a la realidad económica y de consumo de gas del país. Como bien se ha demostrado en los análisis adelantados por la CREG en el documento D-121-20 que acompaña a la Resolución en consulta, la tasa de descuento disminuye respecto de las metodologías vigentes, lo que directamente representa un alivio en las tarifas de transporte y distribución de gas natural, sin poner en riesgo el retorno de la inversión en las actividades relacionadas. Así las cosas, es indispensable la aplicación inmediata de la nueva metodología propuesta en la Resolución en consulta, de manera anticipada y oportuna en cuanto se establecen los nuevos criterios de remuneración y el esquema de cargos aplicables a la actividad de transporte que, de igual manera, requiere de una actualización pronta y prioritaria. La aplicación de estas medidas debe atender al principio de eficiencia, de manera que se pueda ver reflejada de manera oportuna una disminución en las tarifas, cuando se tiene el sustento técnico adecuado como lo es el caso de la metodología propuesta. Con lo anterior, se da la oportunidad de atender a una problemática que se evidenció cuando se expidió la Resolución CREG 095 de 2015, donde nunca llegó a aplicarse la metodología allí propuesta, pues posteriormente se expidió para consulta la Resolución 090 de 2016 que no llegó a ser ratificada. Lo propuesto en la Res. CREG 095 de igual manera indicaba una disminución de la tasa de descuento aplicable a la actividad de transporte de gas.”

Respuesta Esta metodología de cálculo de tasa de descuento busca reflejar las particularidades de cada actividad. Dicha metodología considera la evolución reciente de los mercados y las expectativas de los agentes para los próximos años, ambos aspectos capturados en las variables que se utilizan. 5.1.2. Asocodis





5.1.2.1. Comentario

“(…) En primer lugar, reiteramos que la propuesta, en caso de ser aprobada, no debe modificar la tasa establecida por la Resolución CREG 016 de 2018, para la actividad de distribución de energía eléctrica y aplicada a los nuevos cargos de distribución definidos mediante la Resolución CREG 015 de 2018, por lo cual, sugerimos, respetuosamente, se establezca, expresamente, que ella solo regirá hacia el futuro, para ser aplicada a las metodologías o fórmulas tarifarias que se expidan con posterioridad al inicio de su vigencia. Todo lo anterior con fundamento en lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, el cual establece un periodo de estabilidad tarifaria que provee seguridad jurídica sobre las inversiones hechas y a realizarse en el sector. Consideramos relevante mencionar que la distribución de energía eléctrica está iniciando un nuevo periodo regulatorio, a través de la aplicación de la Resolución CREG 015 de 2018, la cual dará lugar a inversiones significativas que requieren señales de largo plazo para su desarrollo. La industria, en el caso de la tasa de descuento, espera señales de largo plazo que permitan eliminar la incertidumbre y así incentivar las inversiones necesarias que contribuyan a incrementar la cobertura, mejorar la confiabilidad y calidad, disminuir las pérdidas e incorporar avances tecnológicos, entre otras. (…)”

Respuesta La metodología de cálculo de tasa de descuento propuesta se aplicará para metodologías tarifarias que se expidan o apliquen con posterioridad a la entrada en vigencia de esta metodología. Conforme a lo dispuesto en el artículo 3 de la Resolución CREG 016 de 2018, “(l)as tasas de retorno establecidas en esta resolución se mantendrán con los valores definidos en el artículo 2 durante el periodo tarifario de la nueva metodología de distribución de energía eléctrica, de acuerdo con lo previsto en el artículo 5 de la Resolución CREG 095 de 2015.” (subrayado fuera de texto) Así las cosas, conforme a lo allí dispuesto, dichas tasas estarán vigentes en tanto la metodología de distribución de energía eléctrica aprobada mediante la Resolución CREG 015 de 2018, se encuentre vigente.

5.1.2.2. Comentario

“(…) Entendemos las necesidades de otros sectores regulados de actualizar la metodología vigente, pero también es pertinente considerar que, para realizar una discusión válida de la metodología de cálculo de la tasa de descuento para el sector de distribución de energía eléctrica, se debe conocer previamente la metodología de remuneración que le aplicará, pues, como se ha mencionado en reiteradas oportunidades por esta Asociación y las empresas afiliadas, se requiere la consistencia, armonía e integralidad de estos dos aspectos (metodología de remuneración y tasa de descuento), fundamentales para lograr una





remuneración coherente con el marco legal y regulatorio vigente. Por ejemplo, en la propuesta no se tiene en consideración aspectos recientes que están impactando de manera significativa la remuneración y la rentabilidad de la distribución, tales como la propuesta de la CREG a través de la Resolución 131 de 2020 sobre Infraestructura AMI, entre otras. (…)”

Respuesta La metodología de cálculo de tasa de descuento está orientada al cálculo de ese parámetro, que es particular de la remuneración de las inversiones. Otros aspectos, como los mencionados en el comentario se revisan uno a uno en la respectiva metodología tarifaria de la actividad.

5.1.2.3. Comentario

“(…) Como lo mencionamos en la discusión previa a la expedición de la Resolución CREG 095 de 2015, el impacto de los cambios en el WACC representa cambios trascendentales en los ingresos y, por consiguiente, en las rentabilidades de las empresas. En ese contexto, sugerimos que la metodología de cálculo del WACC, para el caso de distribución de energía eléctrica, sea escindida de las otras actividades reguladas y sea sometida a un proceso regulatorio oportuno, pertinente y de acuerdo con la normatividad, riesgos y las mejores prácticas regulatorias que aplicarán para el siguiente periodo regulatorio. (…)”

Respuesta Ver respuesta del numeral 5.1.2.1.

5.1.2.4. Comentario

“(…) En segundo lugar y teniendo en cuenta que la Resolución CREG 155 de 2020 es el primer acto expedido por la CREG en torno a la sustitución de la metodología para el cálculo de la tasa de retorno contenida en la Resolución CREG 095 de 2015, consideramos que previamente a la publicación de una propuesta regulatoria, deben señalarse las bases sobre las cuales se efectuarán los estudios para determinar los cambios en las fórmulas o metodologías del periodo siguiente, con una anticipación de doce (12) meses y especificarse que con él se inicia la actuación administrativa para fijar la nueva tarifa, según lo dispuesto por el artículo 127 de la Ley 142 de 1994. (…)”

Respuesta La metodología de cálculo de la tasa de descuento no es una metodología tarifaria, luego, no requiere de la publicación de bases sobre las cuales se estudien los cambios metodológicos tal y como se dispone en la ley. No obstante, previo a la consulta de la resolución en comento, la Comisión publicó el estudio “REVISIÓN DE LA METODOLOGÍA DE ESTIMACIÓN DE LAS TASAS DE DESCUENTO QUE UTILIZA LA CREG” realizado por Estudios Energéticos





Consultores, mediante la Circular CREG 100 de 2019, el cual fue socializado el 8 de noviembre de 2019 y del cual se recibieron comentarios y observaciones. Así las cosas, si bien esta metodología no constituye una metodología tarifaria, las disposiciones para su implementación han sido consultadas y publicitadas en varios momentos de los últimos doce meses.

5.1.2.5. Comentario

“(…) En tercer lugar, el objetivo principal planteado por la propuesta es cumplir con el criterio tarifario de suficiencia financiera, el cual establece que: ‘las fórmulas de tarifas (…) permitirán remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable’ y de obtener tarifas más eficientes para los usuarios. Sin embargo, en ningún aparte se expresa como se realizaría este chequeo, el cual siempre ha sido solicitado por esta Asociación. (…)”

Respuesta La metodología en consulta propone determinar los valores que se utilizan en el cálculo de la tasa de descuento de una actividad regulada a partir de la información de las empresas en el mercado de referencia, esto es, en un sector de riesgo comparable. Al tomar el mercado de referencia, por construcción, la metodología incorpora el concepto de suficiencia financiera, estimando una tasa que remunera el capital propio de la manera en que se haría para una empresa eficiente.

5.1.3. Asoenergía

5.1.3.1. Comentario

“Asoenergía considera oportuna y necesaria la iniciativa por parte de la CREG de modificar la metodología vigente que define las tasas de descuento para el cálculo de tarifas reguladas, definida en la Resolución CREG 095 de 2015, apoyado con las recomendaciones realizadas en el estudio contratado en el 2019 con la firma Estudios Energéticos. Lo anterior se sustenta en las conclusiones y comentarios del estudio, donde se manifiesta que la metodología vigente tiene deficiencias conceptuales y metodológicas en su aplicación para el cálculo de las tasas de descuento. Es importante anotar que, como procedimiento por parte de la CREG, se establece crear las bases “generales” de una metodología para definir tasas de descuento, la cual quede adaptada a la metodología que define la tarifa que remunera a los agentes de los sectores que regula, cuando la metodología tarifaria en sí es la que da la señal de los riesgos establecido para la demanda o la oferta y cómo es que se debe considerar una metodología dada para definir la tasa de descuento que le corresponde, sin duplicar el tratamiento de los riesgos en cualquiera de los afectados. De este modo recomendamos que previo a adoptar una metodología que defina la tasa de descuento de un sector, se analice primero la metodología





tarifaria del mismo y después, sí se defina las bases para calcular la tasa de descuento que se le reconocería. Con lo anterior pensamos que se cumple de manera más correcta el siguiente elemento que persigue la ley 142, en el artículo 87, numeral 4: “remunerar el patrimonio de los accionistas en la misma forma en la que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable”. En este contexto, solicitamos realizar un análisis de riesgo simétrico entre la oferta y la demanda, basado en algunas premisas como: • La importancia de definir que las tarifas deben establecerse en precios colombianos y no en dólares y

por tanto el Wacc debe reflejar esta consideración. • La definición de un WACC diferencial por actividades, asociadas al riesgo real y estado de evolución e

inversión de los sectores, así como a la metodología de ingreso máxima, mayormente adoptada por la CREG en las actividades reguladas. Es esencial considerar las metodologías tarifarias a las condiciones de análisis de Wacc.

• Definir el período de actualización acoplado al periodo tarifario, para evitar que no se fije una tasa en un momento y luego se anuncie que se puede cambie dentro del periodo tarifario, como ha sucedido en algún periodo anterior que se anunció, pero no se cumplió.

• Hacer énfasis en que, ante la situación económica actual, es la demanda quien tiene un mayor riesgo y donde según el escenario de PIB estaría en recesión. La demanda esta atada al comportamiento del PIB.

Asoenergía anota finalmente se debe considerar que el WACC desde el punto de vista metodológico ya no afecta las metodologías en aplicación con cargos ya aprobados, a ni ser que se aplique la excepción de la ley del Plan de Desarrollo, pero sí afecta las metodologías aprobarse, y servirá de base a metodologías futuras. Se debe analizar como impacta el WACC la trayectoria de caída de demanda por el COVID 19, la incertidumbre de recuperación, las metodologías de ingreso máximo que no consideraron este choque, y el riesgo sectorial que afecta a la demanda. Es esencial que no se dupliquen riesgos en el WACC ya asignados a la demanda en dichas metodologías de ingresos y remuneraciones aprobadas por la CREG Por último, y dando por hecho que la nueva metodología que se propone debería corregir la deficiencias conceptuales y metodológicas de la actual, es fundamental dejar las bases de cálculo de las tasas de descuento en los términos calculables más objetivos posibles, en aras de que haya la mayor “transparencia” del caso para su definición. Cuando se dejan elementos sujetos a la subjetividad o posteridad, se pueden presentar situaciones en las cuales se apliquen criterios producto de externaliddaes o elementos coyunturales, que se alejen del balance de eficiencia al que tienen derecho las partes intervinientes (Prestadores del servicio y usuarios).”

Respuesta Entendemos que su comentario se refiere a los siguientes puntos:

1. Elaborar unas “bases generales” para la metodología de la tasa de descuento. 2. Establecer una tasa de descuento acorde con metodologías tarifarios cuyos cargos estén

definidos en pesos y no en dólares. 3. Definir una tasa de descuento para cada actividad regulada.





4. Definir un esquema de actualización de la TD acorde con el periodo tarifario. 5. Hacer énfasis en la situación reciente de los mercados y las actividades reguladas. 6. Corregir las deficiencias metodológicas y conceptuales de la metodología actual, en

particular, publicar las bases utilizadas para el cálculo de las tasas. Respecto al primer punto, ver respuesta al comentario en la sección 5.1.2.4. Adicionalmente, esta metodología de cálculo de la tasa de descuento es general en cuanto a su formulación y se establecerá para cada actividad, en resolución aparte, con los parámetros que le correspondan. Por tanto, no se requiere que se tenga una metodología de cálculo de tasa descuento para cada actividad. Con relación al segundo punto, la metodología consultada mediante la Resolución CREG 155 de 2020 propone determinar una tasa de descuento en dólares y su equivalente en pesos, bajo el supuesto de paridad de tasas de interés. Así las cosas, la tasa de descuento se puede calcular en la moneda en que los cargos tarifarios se definan. Con relación al tercer punto, la metodología propuesta permite establecer los parámetros necesarios para determinar la tasa de descuento aplicable a las inversiones de cada actividad, esto siempre que existan datos disponibles en la fuente de información establecida para estos propósitos: el último informe disponible del “Valuation Handbook - U.S. Industry Cost of Capital”, de Duff & Phelps. Con relación al cuarto punto, la propuesta regulatoria establece que las tasas que se definan para cada actividad luego de la entrada en vigencia de la nueva metodología. Sin embargo, previendo los efectos sobre la remuneración de los costos de inversión por cuenta de posibles reformas tributarias, la propuesta en consulta estableció que las tasas de descuento puedan modificarse sólo cuando dichas reformas conlleven a una variación porcentual mayor al 4%. Con relación al quinto punto, la metodología propuesta toma en cuenta las condiciones económicas que rigen en las distintas actividades que se realizan en el mercado de referencia. Sin embargo, con base en los análisis internos realizados, así como de los análisis de los comentarios recibidos en esta consulta, se ajusta la propuesta regulatoria para que considere con mayor relevancia, la información más reciente del mercado al momento del cálculo de la tasa. Así las cosas, su comentario se considera pertinente en este punto y se ajusta la regulación propuesta en este sentido. Finalmente, respecto a su sexto punto, y como se estableció en el documento que acompaña la Resolución CREG 155 de 2020, el proyecto regulatorio estableció los siguientes objetivos específicos:





i. Introducir modificaciones que permitan capturar mejor las condiciones locales de las actividades reguladas dentro del cálculo de la tasa.

ii. Utilizar fuentes de información objetivas que reflejen precios de mercado, utilizando referentes con mayor consistencia y difusión para el cálculo.

iii. Reducir el número de parámetros y/o etapas considerados en la metodología, de tal manera que la determinación de las tasas de descuento sea más simple y transparentes.

5.1.3.2. Comentario

“Teniendo en cuenta los comentarios generales, a continuación presentamos comentarios particulares sobre la propuesta regulatoria: i. La propuesta regulatoria cambia de manera significativa la vigente, en términos de las variables

que se utilizarían para el cálculo y las bases (series históricas y fuentes) para calcular las mismas, producto de los análisis, conclusiones y recomendaciones del estudio realizado en el 2019.

ii. No hay una prueba estadística que sustente que los nuevos registros históricos que se utilizarían

para definir las variables de la tasa de descuento realmente reflejan en un alto grado de aceptación, lo que puede suceder en el futuro dado que la aplicabilidad de la tasa es para vigencias posteriores desde que es definida. Tampoco considera evaluar opiniones de expertos en la materia, sobre cómo se podrían comportar las variables (desde el momento en que son definidas) para concluir que esos datos históricos pueden ser los más adecuados para representar lo que podría suceder en el futuro.”

Respuesta Con relación a su primer comentario, la propuesta regulatoria introdujo cambios a la vigente considerando el estudio realizado por la firma consultora Estudios Energéticos como un referente y los análisis de la CREG. Respecto a su segundo comentario, no se comprende a qué se refiere con una prueba estadística para que tenga un alto grado de aceptación. Como se mostró en el documento CREG 121 de 2020, la experiencia internacional indica que existen distintas aproximaciones, todas aceptables, para la determinación de la tasa de descuento o de retornos a las inversiones. En particular, existen consensos alrededor de las variables a utilizar mas no cuando se trata de las ventanas de tiempo que se utilizan para el cálculo de los parámetros. Expertos, como los presentados por algunos participantes del mercado en reuniones sostenidas en el período de consulta y en los últimos meses del año 2020, tienen distintas aproximaciones que no necesariamente son compatibles entre sí para estandarizar una metodología de cálculo. Adicionalmente, en donde era





factible se utilizaron datos de mercado que reflejan percepciones de evolución futura (forward looking). En consecuencia, no se considera pertinente su comentario.

5.1.3.3. Comentario

“(…) en general el modelo utiliza a partir de la teoría de los mercados eficientes (MEH) la idea según los

precios de mercado son: 1. “Looking Forward”, y 2. Aleatorios e impredecibles y siguen un movimiento estocástico en función del proceso de revelación y aparición de nueva información relevante. Por lo tanto, si se acepta la teoría de eficiencia del mercado, los datos históricos son inútiles para predecir los desempeñar futuros o para estimar los precios futuros. La teoría entonces es clara que para aquellas variables que son un “precio de mercado” fijado por la oferta y la demanda y directamente observable, este precio de mercado es el mejor estimador actual y futuro dado que el mercado, vía la interacción de la oferta y la demanda, incorpora en los precios actuales las expectativas sobre el desempeño futuro a partir de la información actualmente disponible. Llama entonces la atención, la reiterada idea, no justificada, de usar promedios históricos para “modificar” precios de mercado directamente observables, que se repite sistemáticamente en la propuesta de la resolución 155 de la CREG, así como el documento CREG 121. Esta propuesta genera al menos tres grandes inconvenientes y falencias preliminarmente identificadas en el ejercicio de la CREG:

1. Supone que el pasado inmediato es un buen estimador del futuro inmediato, en abierta contradicción de la teoría de la eficiencia del mercado. En otras palabras, o se cree en los precios de mercado y se utilizan modelos de ciencia positiva que parte de ellos, o no se cree en el mercado y se utilizan modelos “heurísticos” basados en el conocimiento empírico de los inversionistas y de los paneles de expertos para fijar el costo de oportunidad de las fuentes de capital.

2. La teoría de la eficiencia de los mercados, que recibió el premio nobel del 2015, es clara: los precios de mercados son en principio correctos, siguen un comportamiento estocástico y sus distribuciones son idénticas e independientes en el tiempo. El pasado es INUTIL para predecir el futuro cuando se habla de precios del mercado.

3. Se introduce un nuevo elemento en el análisis de los parámetros del CAPM y el WACC, claramente difícil de sustentar y de validad, como es el establecimiento de una ventana de tiempo (pasada) para estimar promedios, que se utilizaron como estimador del desempeño futuro. Estas ventanas de tiempo además de carecer de sentido y rigor teórico a la luz de la teoría de la eficiencia del mercado de capitales introducen una indeseable subjetividad y discrecionalidad en manos del regulador, por ejemplo, ¿Por qué se utiliza 60 meses (5 años) y no 72 o 48? ¿Cuál es el criterio? ¿Es estadístico? ¿Es conceptual? Claramente ni el borrador de resolución (155), ni el documento

121 son claros al respecto.” Respuesta





La propuesta regulatoria considera, en donde sea posible, la estimación de variables “forward-looking”. Esto es, en donde se tengan datos que resulten de operaciones de mercado. En caso contrario la estimación se hace a partir de los métodos comúnmente aceptados. Tal es el caso de la estimación de parámetro como los betas y la prima de mercado. La estimación de las variables, a partir de promedios históricos tiene como objetivo mitigar el efecto de coyunturas o eventos de mercado que distorsionan temporalmente los niveles de las variables. En ese sentido y recogiendo los distintos comentarios recibidos, al realizar estos promedios históricos, se le dará más relevancia o peso a la información más reciente.

5.1.4. Cenit

5.1.4.1. Comentario

“(…) Al igual que como sucedió en el desarrollo de la metodología vigente, de forma atenta consideramos que a la propuesta objeto de comentarios se le debe dar una discusión amplia mediante el desarrollo de talleres liderados por la Comisión. (…)”

Respuesta La propuesta regulatoria, al no ser tarifaria, no requiere de talleres para su publicidad. No obstante, la propuesta estuvo en consulta por un periodo de 45 días, durante el cual, los participantes pudieron formular sus preguntas antes de formular sus observaciones finales al proyecto. Adicionalmente, la Comisión publicó el estudio “REVISIÓN DE LA METODOLOGÍA DE ESTIMACIÓN DE LAS TASAS DE DESCUENTO QUE UTILIZA LA CREG” realizado por Estudios Energéticos Consultores, mediante la Circular CREG 100 de 2019, el cual fue socializado el 8 de noviembre de 2019 y del cual se recibieron comentarios y observaciones que también fueron atendidos y contestados.

5.1.4.2. Comentario

“(…) Llama la atención que el Documento soporte D-121-20 presente comparaciones de los resultados de la tasa de descuento haciendo referencia únicamente a la Resolución CREG 095-15, sin incluir la Resolución CREG 029 de 2018, donde se estableció la metodología para el cálculo de la tasa de descuento aplicable a las actividades de la cadena de distribución de combustibles líquidos (entre ellas el transporte de combustibles líquidos por ducto), y transporte de GLP por ductos. Es importante que el acto administrativo definitivo aclare el alcance de la nueva metodología sobre las disposiciones de la Resolución CREG 029 de 2018. (…)”

Respuesta





Se considera pertinente su comentario. La regulación propuesta se aplica a todas las actividades reguladas por la Comisión. Así las cosas, se ajusta el texto de la resolución definitiva.

5.1.5. CEO

5.1.5.1. Comentario

“(…) Estabilidad tarifaria. Como se mencionó anteriormente, el mundo enfrenta una crisis económica a causa de la pandemia generada por La Covid-19. Los mercados mundiales están ante una situación totalmente desconocida y están a la deriva. El cambio de la tasa de descuento aplicable a las metodologías tarifarias del sector energía y gas, la cual se basa en el WACC, no reflejarían la situación actual y la pos-pandemia, se habla que para la estabilización de los mercados mundiales, para volver a situación pre-pandemia, podrían pasar más de 5 años, razón por la cual no se debería en este momento plantear procedimientos para cálculo de tasa de descuento; cuando se estabilice la economía mundial se tendrán mejores datos que reflejen la tendencias reales de los mercados en estado normal. (…)”

Respuesta El cálculo de las variables recoge información histórica. En ese sentido, se incorpora información del mercado de referencia que refleja si situación actual y, en su momento, reflejará datos de post pandemia. Por tal motivo, se toman ventanas de tiempo para considerar dichos elementos de tal manera que se pondere en favor de los fundamentales del mercado.

5.1.5.2. Comentario

“(…) Simplicidad del régimen tarifario. la Ley 142 de 1994 en su artículo 87 establece que los criterios para la definición del régimen tarifario deben estar orientados, entre otros principios, por el principio de simplicidad. Consideramos que el procedimiento propuesto para el cálculo de la tasa de descuento es complejo, en especial en la metodología de cálculo de variables como: Beta apalancado - 𝛽𝐿𝑎,𝜏,

𝛽𝑈𝑎,𝜏,Ajuste al beta desapalancado -Δ𝛽𝑎 y el Promedio de la prima de mercado en el país de referencia

- 𝑃𝑅𝑀𝜏. Recomendamos que se mantenga la metodología para el cálculo de la tasa de descuento establecida en la resolución CREG 095 de 2015. (…)”

Respuesta Esta Comisión considera que el cálculo de la metodología propuesta es más sencillo al actual. Lo que se está proponiendo es similar a la metodología de la resolución CREG 095 de 2015. Se ajustan algunos de los parámetros a utilizar, se simplifican otros y se elimina la metodología





prevista para el cálculo de la prima por diferencia en esquemas de remuneración, la cual ahora se propone estimar directamente de valores publicados por un servicio de información.

5.1.6. Emcali

5.1.6.1. Comentario

“(…) se considera que debería posponerse hasta el 2021 la actualización de la metodología, esperando que se estabilicen los factores los factores y se ajusten a la nueva realidad (…) (…) en caso que se decida actualizar el WACC (…) se considera adecuado establecer una vigencia trimestral o semestral del WACC y actualizarlo periódicamente acorde a la evolución de las variables macroeconómicas.”

Respuesta Ver respuesta al comentario del numeral 5.1.3.1.

5.1.6.2. Comentario

“Los parámetros como la estructura de capital, el costo de la deuda y el costo del recurso propio serán transversales para todo el sector, independiente de la realidad de cada empresa? Consideramos que lo correcto sería establecer parámetros transversales para todas las empresas, pero esas variables propias de cada empresa deberían adecuarse a la realidad de cada una (…)”

Respuesta La metodología propuesta permite establecer los parámetros necesarios para determinar la tasa de descuento aplicable a las inversiones de cada actividad (p.e., distribución de gas natural, transporte de gas natural), lo que se hará en la resolución correspondiente con los datos disponibles y confiables en la fuente de información establecida.

5.1.7. Enel

5.1.7.1. Comentario





“(…) es importante tener en cuenta el artículo 87, numeral 5, el cual dispone que: “Por simplicidad se entiende que las fórmulas de tarifas se elaborarán en tal forma que se facilite su comprensión, aplicación y control.” Es por esto que la metodología CREG 095-2015 pasó de fuentes de información no públicas que requerían de pago para accederá ellas con metodologías de calculo que eran una caja negra, a una metodología con fuentes de fácil acceso y trazables como Bloomberg y Damodaram. Observamos que con esta propuesta se da un paso atrás con fuentes como Duff & Phelps y Precia PPV S.A.”

Respuesta En respuesta al comentario, Bloomberg es una fuente de acceso público al igual que Duff & Phelps y Precia PPV S.A., cada una con sus respectivos costos de acceso. De otro lado, Damodaran es una fuente de acceso público gratuito, cuyo uso es de carácter académico y menor dentro del ámbito regulatorio, según lo revisado a través de las experiencias internacionales consultadas. Adicionalmente, la información de Duff & Phelps tiene un respaldo metodológico disponible a todos aquellos que se suscriban a sus servicios, similar a Bloomberg. De otro lado, en el caso de Precia PPV S.A. lo que se ha presentado es un cambio de razón social. En la Resolución CREG 095 de 2015 se tiene dentro de las fuentes de información al entonces Infovalmer, hoy en día Precia. Es de anotar que no se debe confundir como pública solamente la información disponible sin costo. En caso de empresas que procesan sistemáticamente información financiera también es pública sólo que para tenerla se debe adquirir dicho servicio.

5.1.7.2. Comentario

“… consideramos importante mantener las reglas y la estabilidad de las inversiones del sector, por lo cual es necesario dejar claro que la metodología vigente de remuneración de distribución de energía (CREG 015-21018), está ligada a la metodología que quedo establecida en la resolución CREG095 de 2015 para el caso del WACC, y los valores calculados permanecerán vigentes para calcular los cargos durante todo el periodo tarifario”.

Respuesta Ver respuesta a comentario en el numeral 5.1.2.1.

5.1.8. Energía de Pereira

“(…) Se considera sumamente importante que, las tasas de descuento establecidas en la Resolución CREG 016 de 2018 para los periodos 2020 en adelante, se tomen como valores mínimos que pudiesen





tener las tasas de descuento calculadas mediante una nueva metodología, debido a que, con base en dichas tasas y acorde a lo estipulado en el literal (g) del numeral 6.1 del Anexo General de la Resolución CREG 015 de 2018, las empresas distribuidoras de energía identificaron y valoraron los beneficios esperados de los planes de inversión propuestos y aprobados de acuerdo con la Resolución CREG 015 de 2018. En ese sentido, de establecerse una tasa de descuento inferior a las vigentes, afectaría los retornos esperados por los planes de inversión, y a su vez, colocando en riesgo la sostenibilidad financiera de las empresas. (…)”


5.1.9. EPM

5.1.9.1. Comentario

“(…) reiterando lo que la Comisión mencionó en el taller de diciembre con relación a que no se calcularía una nueva tasa de retorno a las actividades que ya tienen metodología de remuneración, esto es, distribución de energía y gas, vale la pena que lo dejen explícito pues esto contribuye a la seguridad jurídica de los operadores que apenas estamos iniciando a aplicar los nuevos cargos. (…)”


5.1.9.2. Comentario

“(…) consideramos que la base de datos de Duff & Phelps, si bien no cumple con el criterio de disponibilidad porque no es de acceso abierto, prima tener una base donde se obtenga la información sin mayor procesamiento y sin que los cálculos tengan que ser realizados por la Comisión como ocurre en la Resolución 095 de 2015, vigente. (…)”

Respuesta Ver respuesta al numeral 5.1.7.1.

5.1.10. Naturgas





5.1.10.1. Comentario

“En el Documento CREG 121 de 2020 se presenta el resultado de aplicar el procedimiento de cálculo propuesto en la Resolución CREG 155 de 2020 con datos actualizados. Así, se presentan las tasas reales antes de impuestos de 9,89%para transporte de gas, y de 9,41% para distribución de gas. Estas tasas en términos reales después de impuestos son del orden de 6,5%, que se encuentra por debajo de las tasas utilizadas en países de la región con riesgo similar, como son México, Brasil y Perú cuyas tasas reales después de impuestos son superiores al 8%”

Respuesta Mercados de México, Brasil y Perú presentan niveles de riesgos diferentes a los de Colombia como la tasa de riesgo país entre otros. Adicionalmente, aunque las actividades reguladas en los distintos países presenten riesgos cuya naturaleza es similar a los exhibidos en las actividades en Colombia, las magnitudes pueden ser distintas. Así mismo, los países tienen esquemas regulatorios diferentes para la determinación de la tasa de descuento.


“(…) La fuente Duff & Phelps no es una fuente de acceso abierto (…) Por tanto, consideramos que la Comisión debe explorar otras alternativas que eviten las dificultades mencionadas y que sean de acceso más amplio y abierto. A manera de ejemplo, se podrían analizar alternativas como la fuente Damodaran para la industria del oil & gas en mercados emergentes, o un coeficiente beta con ajuste Blume”.


5.1.11. TGI

“En el documento CREG 121 del año 2020, la Comisión indica que el valor del riesgo sistémico (Beta) es obtenido del cálculo publicado por la consultora Duff & Phelps, la cual no precisa sobre los criterios y empresas consideradas para su cálculo. En este sentido, se resalta la relevancia de proponer una metodología que sea replicable y cuyo cálculo se pueda realizar a partir de información primaria que de hecho se puede obtener de fuentes de acceso libre. La fuente de información empleada por la Comisión no es de acceso público y libre. Tampoco detalla en forma precisa la metodología de cálculo empleada, lo que dificulta su replicabilidad y análisis”.





Ver respuesta al numeral 5.1.7.1.

5.2. Estructura de capital

5.2.1. Asoenergía

“(…) si la canasta (de empresas norteamericanas) no es pertinente para establecer el riesgo del

negocio por que si lo es para establecer la relación D/E? es esta (la relación D/E) acaso

independiente del riesgo del negocio?” (texto en negrillas fuera del texto original) Respuesta La canasta del mercado de referencia (USA) es pertinente como señal de eficiencia para las empresas, seleccionándose referentes para cada actividad. El ajuste propuesto en la variable delta beta recoge la estimación de un diferencial de riesgo que responde a diferencias en los esquemas de remuneración entre las empresas del mercado de referencia y lo que puede ser el esquema de remuneración en Colombia. Lo anterior no implica que la canasta de empresas de Estados Unidos deje de ser representativa.

5.2.2. Cenit

“(…) La Comisión en su propuesta ajusta positivamente la consideración de la estructura de capital por actividad, entendiendo que los riesgos inherentes a cada una conducen a diferentes niveles de apalancamiento. Con esta estructura de capital se busca reflejar un nivel óptimo de endeudamiento, el cual infiere la Comisión puede observarse a partir del promedio de los últimos cinco (5) años de la estructura de capital de empresas que forman parte de la misma actividad. Esto nos parece positivo y consistente frente a la definición de los periodos tarifarios. No obstante, debe considerarse que una compañía equivalente en Estados Unidos probablemente obtendrá del mercado niveles de endeudamiento más altos que la misma compañía en Colombia. En este último caso se presenta un mayor nivel de riesgo por efecto de cambios regulatorios (cambios en metodología de altos a bajos incentivos), por lo que el nivel de apalancamiento de las compañías colombianas siempre va a estar por debajo del nivel de apalancamiento potencial de las compañías americanas en el mismo sector, hecho que debiera evidenciarse en la versión definitiva de la metodología de cálculo de la tasa de descuento. (…)”

Respuesta La estructura de apalancamiento propuesta para cada actividad es representativa del riesgo financiero adquirido en un mercado en competencia, siendo entonces adecuada como estructura objetivo para cada actividad.





5.2.3. Promigas

“Para determinar la estructura de capital la Comisión propone usar un mercado de referencia, puntualmente, tomar el promedio de los últimos 5 años de la estructura publicada por Duff & Phelps (2019), en el “Valuation Handbook - U.S. Industry Cost of Capital”, el cual es actualizado trimestralmente.

Se considera apropiado tomar un mercado de referencia para definir la estructura de capital debido a que, una aproximación contable no refleja la realidad del negocio regulado e incorpora a la regulación particularidades estructurales de las empresas del sector como apalancamiento por estrategia o mayor nivel de riesgo, diferentes líneas de negocios e inversiones en filiales y por las diferencias entre el peso ponderado de las empresas en el sector. Adicionalmente, como se menciona en el documento CREG 121 de 2020, la información disponible para calcular la aproximación contable es la reportada en el Sistema Único de Información -SUI- de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios -SSPD, y esta fuente presenta problemas de calidad y que, por tanto, no refleja una situación ideal o eficiente de la composición deuda/capital propio. Se considera que la estructura de capital propuesta en la Res. 155 es sostenible y refleja la realidad de la estructura del negocio regulado en Colombia.”

Respuesta Se recibe su comentario.

5.2.4. ISA

“Para determinar el grado de apalancamiento, el Documento CREG 121 de 2020, soporte del Proyecto de Resolución CREG 155 de 2020, propone adoptar como fuente de información Duff & Phelps (2019), “Valuation Handbook - U.S. Industry Cost of Capital”, en la cual se estima el costo de capital para aproximadamente 170 industrias de Estados Unidos, utilizando el promedio ponderado de los últimos cinco años del capital propio conforme a la Clasificación Internacional Industrial (SIC por sus siglas en inglés).





Sobre lo anterior, identificamos algunas falencias en la información encontrada en Duff & Phelps para dicha variable, ya que no se cuenta con las fuentes de información para replicar dicho cálculo, sin cumplir por tanto con el criterio de transparencia, trazabilidad y replicabilidad. Teniendo en cuenta lo anterior, para el cálculo del grado de apalancamiento, se solicita a la Comisión utilizar la siguiente expresión:

Consideramos que dicha razón refleja de manera más adecuada, tanto los recursos de terceros, como recursos propios para el cálculo del costo de capital, toda vez que sus componentes tienen asociados un costo explícito que refleja las fuentes de financiación de los activos (deuda financiera y patrimonio). El uso de esta expresión es una práctica ampliamente aceptada e incluso utilizada por calificadoras de riesgo para la definición de covenants a las empresas. Adicionalmente, se solicita a la Comisión que, para determinar el grado de apalancamiento a partir de la expresión anterior, se utilice la información reportada por las diferentes empresas que prestan el servicio de transmisión de energía eléctrica en Colombia en el Sistema Único de Información (SUI) consolidada y publicada por la SSPD, ponderada por el nivel de activos de las empresas, considerando además la información histórica de los últimos cinco años, con el fin de mantener consistencia con el período de revisión del esquema de remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica en Colombia, acorde con lo expresado previamente. Para el caso de ISA, se presentan a continuación los datos obtenidos con base en los criterios indicados previamente y la información reportada por ISA en el SUI de Energía:

Si bien el regulador en el Documento 121, que acompaña el Proyecto de Resolución 155, manifiesta que “Es importante agregar que la información reportada de la estructura de capital registrada en el Sistema Único de Información -SUI- de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios SSPD, presenta problemas de calidad y que por tanto, no reflejan una situación ideal o eficiente de la composición deuda/capital propio”, la propuesta que presentamos parte de la premisa de que los agentes reportan de una manera adecuada la información al SUI. Desde las Compañías del grupo ISA, realizamos un reporte de información veraz y riguroso, reflejando la situación financiera actual de las compañías, buscando maximizar el objetivo básico financiero para nuestros accionistas, razón por la cual, si la Comisión lo considera, dicha información se puede utilizar incluso como referencia para calcular la composición deuda/capital del sector de transmisión de energía, considerando la representatividad de la misma en la participación en la red existente del STN (red con ingreso regulado).”

Respuesta





Ver respuesta al comentario en el numeral 5.2.2.

5.3. Tasa de impuestos

5.3.1. Andesco

“(…) Con respecto a los cambios en la tasa de descuento derivados de los cambios en la tasa de impuestos, consideramos que el mecanismo propuesto podría proporcionar inestabilidad e incertidumbre al cálculo de la tasa de descuento. Además, no se define como se determina el 4% de variación por cambios de la tasa de impuestos. Hoy en día es claro que cuando la normativa cambia, la tasa de descuento se ajusta. (…)”

Respuesta Las tasas de descuento se calcularán y definirán para cada metodología tarifaria por el plazo del respectivo periodo tarifario. No obstante, previendo los efectos sobre la remuneración de los costos de inversión por cuenta de posibles reformas tributarias y con el objeto de mitigar esta situación, en la propuesta en consulta se estableció que dichas tasas de descuento puedan revisarse. La modificación de la tasa de descuento se dará en el evento en que se observe una variación porcentual, positiva o negativa, mayor al 4%, después de efectuar el cálculo actualizando todos los parámetros, incluida la nueva tasa de impuestos.

5.3.2. Cenit

“(…) La propuesta contempla una tasa fija de tributación sobre la renta igual a la que se encuentre vigente en el Estatuto Tributario al momento de realizar el cálculo de la tasa de descuento, y que esta última se actualizará ante variaciones de la tasa de tributación que produzcan una variación porcentual superior al 4% en la tasa de descuento. Este tratamiento se apartaría del criterio de suficiencia financiera en la medida que se requiere una variación aproximada de 250 pb en la tasa de tributación para que proceda la actualización de la tasa de descuento, de lo contrario el incremento será asumido por las compañías sin la posibilidad de trasladar el efecto en tarifa. En este sentido identificamos la conveniencia de reducir la variación requerida en la tasa de descuento como resultado de variaciones en la tasa de tributación. (…)”

Respuesta Ver respuesta al comentario en el numeral 5.3.1.





5.3.3. Enel

“La propuesta señala que los valores calculados para las tasas de descuento permanecerán vigentes durante el periodo tarifario “excepto por variaciones en la tasa de impuestos Tx que tengan como efecto una variación porcentual en la tasa de descuento mayor al 4%.”, En esta afirmación no es claro, por qué se toman variaciones del 4%, ni es claro si estas variaciones son positivas y/o negativas. Este cambio, le imprime incertidumbre e inestabilidad a la tasa de descuento y no es claro su cálculo”.



“(…) No se encuentra alguna explicación lógica para que la actualización del cálculo de la tasa de descuento sea rígida, que, de acuerdo con el Artículo 4 del Proyecto de Resolución, se restringe a una variación del 4% en la tasa provocada por cambios en la tasa impositiva; para el caso particular de Empresa de Energía de Pereira, un aumento o disminución en un punto porcentual en la tasa de descuento, implicaría un impacto estimado de $4 mil millones en el ingreso anual por la actividad de distribución de energía. Se propone que la actualización de la tasa de descuento se realice cada vez que la tasa impositivita cambie. (…)”


5.4. Tasa libre de riesgo con prima de riesgo país

5.4.1. Celsia

“(…) En cuanto al cambio en la composición del costo del equity, entendemos que la variable denominada Rf_ cop_usd (costo en dólares del endeudamiento del gobierno de Colombia en el exterior), se considera como una la tasa libre de riesgo en Colombia e incorpora el riesgo país. En ese sentido, coincidimos en que el endeudamiento de Colombia en el exterior refleja además de la tasa libre de riesgo el premium que percibe el mercado por la deuda soberana de Colombia en el exterior, por lo cual tiene sentido considerar esta variable.





No obstante, como lo mencionamos en el punto anterior, debe evaluarse si es adecuado utilizar esta referencia, en particular por la baja liquidez que puede tener este bono y porque corresponde a un valor estimado por un tercero cuya metodología y fuentes de información base no se conocen. Por lo anterior, sugerimos utilizar las tasas de los TES a plazo de 10 años de la curva cero cupón de los títulos de deuda pública en moneda en pesos que calcula el Banco de la República y que se encuentra publicada por el Banco. Si bien estas tasas se encuentran en pesos, se podría utilizar directamente para el Ke en pesos, o convertirla a dólares con base en la expectativa de devaluación.”

Respuesta El gobierno de Colombia tiene a la fecha, un saldo de emisiones externas denominadas en dólares de aproximadamente USD 28,647 millones. Dicho saldo para el punto de vida media de 10 años es de alrededor de USD 2,500 millones. Luego, prima facie, no se puede indicar que sea una referencia con baja liquidez. De otro lado, la metodología propuesta en el comentario, en donde se deben hacer transformaciones para poder calcular el costo de capital, o la utilización de otros proxies para la estimación del riesgo país, como el EMBI, que es producto de un cálculo que utiliza las mismas referencias, con la diferencia que no puede ser calculada la tasa correspondiente para un plazo específico, no muestran ser una mejor estimación. Así las cosas y en línea con el principio de simplicidad regulatoria, al tener en una estimación que antes se expresaba en dos variables, no se encuentra procedente su comentario.

5.4.2. Cenit

“(…) Para la tasa libre de riesgo encontramos positivo el ajuste a la metodología actual, empleando el promedio de las tasas de la curva cero cupón Colombia en USD, como sustituto de las tasas de Mid yield bono EU y de los Credit Default Swaps CDS Colombia vs. CDS EU. Consideramos acertado el uso de una aproximación que determine no sólo el riesgo país, sino el ajuste que este da a la tasa libre de riesgo. (…)”

Respuesta Se acepta el comentario.

5.4.3. EPM

“(…) Con relación al riesgo país, hemos manifestado que el EMBI es un indicador simple y de amplio uso por los reguladores en otros países, por lo tanto, consideramos que esta variable debe estar visible en el cálculo del Ke. Como bien lo menciona la página 19 del documento 121 de 2020 ‘el índice de





Bonos de Mercados Emergentes (EMBI), producido por JP Morgan, la cual es ampliamente utilizada y aceptada (sic) porque permite una comparación de economías con similares características o pares’ (…)”

Respuesta Ver respuesta al numeral 5.4.1.

5.4.4. GEB

“En la propuesta se establece que la tasa libre de riesgo se calcula a partir de las tasas de la curva cero cupón Colombia en dólares (plazo de 3650 días), lo cual requiere incorporar un factor que refleje la expectativa de devaluación en el cálculo del costo de capital propio. Adicionalmente, la fuente de información (Precia) para esta tasa no es de acceso público. Por lo anterior, proponemos que la tasa libre de riesgo se calcule como el promedio de los últimos 60 meses de la tasa de la curva cero cupón del título de tesorería TES UVR (plazo de 3650 días), publicado por el Banco de la República,1 más la inflación de los Estados Unidos.”

Respuesta Ver respuesta al comentario contenido en el numeral 5.4.6.1

5.4.5. Inversiones de Gases de Colombia

“Consideramos acertado utilizar la tasa de endeudamiento del gobierno colombiano en el exterior dada por la curva cero cupón en dólares, con el objetivo de incorporar la tasa libre de riesgo en el mercado norteamericano y el riesgo país colombiano valorado por el mercado. Sin embargo, resaltamos que en el uso del modelo CAPM para el cálculo del costo del Equity se están utilizando dos tasas libres de riesgo diferentes, lo anterior supone una falta conceptual y teórica en la aplicación del modelo, el cual representa una ponderación entre la tasa libre de riesgo y los retornos de mercado. Cabe recordar que Estudios Energéticos Consultores, en el documento “Revisión de la metodología de estimación de las tasas de descuento que utiliza la CREG”, publicado por la Comisión mediante la Circular 100 de 2019, detalló que este es un problema de la metodología vigente que debe ser corregido: (…) En específico, la tasa de endeudamiento del gobierno colombiano en dólares trae implícita la tasa libre de riesgo de los bonos soberanos del gobierno de Estados Unidos más el riesgo país colombiano, la cual se propone para su medición en un horizonte de 60 meses. En contraste, la tasa libre de riesgo utilizada para el cálculo de la prima por riesgo de mercado es la tasa libre de riesgo de los bonos soberanos del mercado norteamericano anual de los últimos 30 años, por lo tanto no hay consistencia





en el correcto uso del modelo CAPM, puesto que se utilizan dos tasas libres de riesgo distintas que nacen de una diferencia en la temporalidad”.

Respuesta

La decisión de tener una tasa libre de riesgo y un referente de riesgo país, calculados con un horizonte de tiempo distinto al considerado en la estimación de la prima de mercado obedece a una decisión metodológica orientada a tener la mejor estimación posible para cada uno de estos parámetros, los primeros a partir de referentes de mercado, en este caso Colombia, y el último con la serie histórica más larga disponible en el país de referencia.

5.4.6. TGI

5.4.6.1. Comentario

“Calcular la tasa libre de riesgo de Colombia utilizando un título colombiano en pesos en lugar de dólares americanos, con el objetivo: a) eliminar la necesidad de utilizar un título cuya información no es pública; b) eliminar la necesidad de estimar la componente devaluación (Dev); c) simplificar el cálculo de la tasa de descuento”

Respuesta Entendemos que su comentario se refiere a una propuesta de ajuste a la metodología propuesta en la Resolución CREG 155 de 2020. En este sentido, se encuentra que utilizar una tasa libre de riesgo en pesos no es consistente puesto que el costo del equity se calcula inicialmente en dólares por ser calculado con información del mercado de referencia. En consecuencia, su comentario no se encuentra pertinente.

5.4.6.2. Comentario

“En relación a la tasa libre de riesgo, la resolución CREG No 095/2015 detalla que la misma debía ser calculada como:

‘Promedio de la tasa libre de riesgo en el momento t. Mid yield del bono de los Estados Unidos de América a 10 años. Ticker Bloomberg: USGG10YR Index.’

Sin embargo, en la última resolución CREG No155/2020 se cambia la metodología y se establece que la tasa libre de riesgo para la actividad a en el momento t, será calculada según el siguiente procedimiento:





‘Costo en usd del endeudamiento del gobierno de Colombia en el exterior, calculado como el promedio aritmético de las tasas, de la curva cero cupón Colombia en usd (plazo de 3650 días), de los treinta y seis (36) meses anteriores.”

(…) la Comisión ha adoptado para la gran mayoría de variables una ventana de 3 años. Trabajar con ventanas temporales pequeñas (1,2,3 años) le otorga mayor volatilidad o variabilidad al valor de la tasa de costo de capital a lo largo del tiempo.”

Respuesta Entendemos que su comentario está asociado a la ventana de tiempo utilizada parel cálculo en cuestión. En este caso, ver respuesta al comentario contenido en el numeral 5.10.1.

5.4.6.3. Comentario

“(…) Si bien la utilización de títulos de deuda publica locales como variable de aproximación de la tasa libre de riesgo está en línea con prácticas recientemente aplicadas en otros países de la región, la información necesaria para su estimación no es de público acceso, atentando contra la premisa de transparencia y replicabilidad. A su vez, se observa que la utilización de un bono nacional en moneda extranjera, complejiza el cálculo de la tasa de costo de capital propio y agrega una etapa extra, ya que, se requiere incorporar un factor que contemple la expectativa de devaluación (debido al riesgo cambiario). Dicho factor, al igual que la tasa libre de riesgo, requiere de la información de la curva cero cupón Colombia en dólares, la cual como se mencionó, no es de público acceso”.

Respuesta Como se ha descrito en comentarios anteriores, la información que requiere el cálculo de la tasa de descuento es, en general, de acceso público no gratuito. Respecto a la segunda parte de su comentario, el costo de la deuda del gobierno colombiano, emitida en moneda extranjera, no hace más complejo el cálculo dado que dicho costo se encuentra valorado en USD e integra dos variables en una. Así las cosas, no se encuentra pertinente su comentario. En cualquier caso, se requiere de un método para reexpresar tasas calculadas en una moneda a su equivalente en otra moneda. En la propuesta, partiendo de la aplicación del supuesto de paridad de tasas de interés y de no arbitraje, se estiman expectativas de devaluación usando el promedio aritmético de los diferenciales entre las tasas de la curva en COP y la USD.





5.4.6.4. Comentario

“(…) se propone que la tasa libre de riesgo sea estimada a partir de la tasa de la curva cero cupón del título tesorería TES UVR (plazo de 3650 días) y la inflación de los Estados Unidos, permitiendo de esta manera cumplir con el principio de simplicidad y transparencia, ya que la información puede obtenerse fácilmente a partir de fuentes públicas y otorga practicidad al cálculo. La tasa de la curva cero cupón del título de tesorería TES UVR es una buena alternativa ya que refleja un rendimiento real, el cual no considera las expectativas de inflación del inversor (el ajuste por inflación en el titulo se realiza al momento de pago de cupones o amortización de capital), pero si contempla el riesgo país y riesgo cambiario, lo que permitiría no incluir el factor de ajuste por devaluación en la ecuación para expresar el equivalente en pesos colombianos corrientes del costo de capital propio en dólares corrientes (…) También se entiende que es apropiado sumar a esta tasa la inflación americana, puesto que la prima por riesgo de mercado (PRM)se encuentra expresada en términos nominales (tanto el rendimiento del mercado como la tasa libre de riesgo incorporan la inflación americana). En relación a la disponibilidad de esta información, existen estimaciones fiables y públicas en fuentes como el FMI, OCDE y de la Casa Blanca que sirven como un buen indicador de la inflación proyectada de los Estados Unidos para los próximos años. (…)”

Respuesta La metodología propuesta en el comentario, en donde se parte de tasas reales en pesos, implica transformaciones adicionales a lo propuesto en consulta. Adicionalmente, la reexpresion de la tasa a otra moneda parte del supuesto paridad cambiaria, que difiere del supuesto de paridad de tasas de interés, utilizado en la metodología consultada. En línea con el principio de simplicidad regulatoria, al tener en la propuesta una estimación que antes se expresaba en dos variables (tasa libre de riesgo y riesgo país), no se encuentra procedente su comentario.

5.5. Prima de mercado

5.5.1. Andesco

5.5.1.1. Comentario

“(…) En la propuesta regulatoria se toma una estimación de la ‘Prima de riesgo del mercado de USA’, en lugar de la estimación de la ‘Prima de riesgo del mercado de Colombia en US$’. Lo anterior, supone que el riesgo bursátil de Colombia es igual al riesgo del mercado bursátil de Estados Unidos. (…)”





Respuesta El uso de un mercado de referencia para la obtención de la prima de mercado responde a que los mercados locales no son suficientemente líquidos y profundos para indicar que son competitivos. Más importante aún, dado que las empresas locales no cotizan en bolsa y no están expuestas a un mayor grado de competencia, el uso del mercado de referencia tiene por objeto dar una señal de eficiencia a las empresas de cada actividad regulada.

5.5.1.2. Comentario

“(…) el procedimiento para el cálculo de la tasa de descuento debe propender, en lo posible, por el uso de fuentes de información públicas que sean de fácil verificación y trazabilidad. Sin embargo, observamos que en el proyecto de resolución se toma como fuente de información Duff & Phelps (2019), “Valuation Handbook - U.S. Industry Cost of Capital”, correspondiendo la prima de riesgo de mercado al promedio aritmético de las primas de mercado anuales en Estados Unidos para los últimos 30 años. Además, se desconoce la fuente primaria de los datos utilizados por Duff & Phelps, la periodicidad de las series (diaria, semanal o mensual) y si se realiza algún tipo de ajuste, por lo tanto, consideramos que el cálculo no es replicable. (…)”

Respuesta Duff & Phelps es una empresa reputada en el mundo financiero y regulatorio. En este sentido, como ocurre con la información financiera, la misma es de acceso público no gratuito. Una vez adquiridos sus servicios, Duff & Phelps entendemos tiene un respaldo metodológico disponible así como expertos en el tema, en un servicio al cliente similar a Bloomberg.

5.5.1.3. Comentario

“(…) Cabe señalar que lo que busca la aplicación de la fórmula del ‘Capital Asset Pricing’ CAPM, es tener una estimación de la PRM requerida por el mercado desde ahora hacia el futuro, en lugar de basarse en los resultados históricos de las inversiones en acciones respecto a los bonos del Estado; como se propone en el proyecto de resolución, que es una prima histórica de Estados Unidos, que se aleja del objetivo mencionado. De acuerdo con el artículo ‘Market Risk Premium Used in 2008 by Professors: A Survey with 1,400 Answers’2 en los últimos doce años, Damodaran se ha convertido en la fuente de PRM más utilizada

2 “Market Risk Premium Used in 2008 by Professors: A Survey with 1,400 Answers” https://ssrn.com/abstract=1344209





en USA e internacionalmente. El cálculo3 que realiza este experto es la PRM Implícita, que corresponde con el precio de mercado y es conceptualmente, la más apropiada para el cálculo del WACC que realiza periódicamente la CREG. Asimismo, es utilizada por muchos inversores y reguladores. De hecho, esta propuesta fue planteada como alternativa por ‘Estudios Energéticos Consultores’ en la ‘Revisión de la metodología de estimación de las tasas de descuento que utiliza la CREG’ presentado en noviembre de 2019. Por lo anterior, y considerando los argumentos más detallados que se encuentran en el documento anexo, respetuosamente solicitamos a la Comisión que para esta variable se utilice como fuente de información la ‘Prima de Riesgo para inversiones en Colombia,’ que para julio de 2020 corresponde a 8.03% en dólares (la última disponible) estimada por Damodaran. Consideramos que esta fuente es la más adecuada, teniendo en cuenta que se busca proveer señales a los inversionistas que puedan garantizar la prestación de estos servicios o actividades en los próximos años. (…)”

Respuesta La práctica es calcular el costo del equity, dentro del cual se estima la prima de mercado, con información de un mercado financiero líquido y profundo, situación contraria a lo que ocurre en Colombia. La información provista por el profesor Damodaran no considera a Colombia de manera individual sino dentro del grupo de economías emergentes, la cual incluye no sólo economías latinoamericanas como son Argentina y Brasil, sino también India, indonesia, China y Turquía, entre otras. Así las cosas, dicha información no corresponde a un mercado representativo sino la combinación de varios cuyas regulaciones no son similares.

5.5.2. Asoenergía

“Por otro lado, la prima por riesgo de mercado (parámetro 2 en nuestro gráfico) es un valor esperado,

no un precio de mercado observable. Cabe entonces la pregunta de: ¿Cuál es el mejor estimativo de un valor esperado? Sabemos que estadísticamente el mejor estimador del valor esperado es la media aritmética basada en el promedio aritmético con el mayor grado de libertad. Aquí parece que efectivamente la CREG acepta correctamente la teoría; no obstante, llama la atención haber eliminado de la serie los años iniciales (donde se capturan los datos de la crisis de los años 30 y de la segunda guerra mundial) con un argumento, por demás falas, según el cual estos hechos históricos ya no son útiles en determinar un valor esperado. Este argumento no solo es subjetivo, sino que podría aplicarse igualmente por ejemplo a la crisis de los años 70, es decir cortar la serie de datos y restringirla a los 30 años anteriores abre la puerta a una pregunta pertinente: ¿Cómo se llegó a esa ventana de tiempo?, ¿Cómo se puede afirmar que datos de la crisis de los años 30 o del periodo de la guerra mundial no son relevantes?, ¿Cómo se ve esta afirmación a la luz de la recesión

actual producida por el Covid19?”

3 Apartado “My data on ERP & CRP by country” http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/home.htm





Respuesta Se encuentra pertinente su comentario. Como se explicó en el documento CREG 121 de 2020, que acompaña la resolución en consulta, la ventana de tiempo se escogió con base en un criterio de mínima varianza. Sin embargo, con base en ese mismo criterio es posible escoger ventanas de mayor tamaño para recoger el máximo número de eventos y que conlleven a mejores resultados. Así las cosas, se acepta el comentario y se establece la ventana desde 1926, primer año de la serie.

5.5.3. Cenit

5.5.3.1. Comentario

“(…) La Comisión recomienda en el cálculo de la prima de mercado, considerar una ventana menor a la vigente comprendida entre el año 1928 y el año inmediatamente anterior a la fecha de cálculo, dado que los eventos como la crisis de los años treinta y la segunda guerra mundial, no determinan los retornos del mercado recientes, lo cual nos parece acertado. Al respecto surgen dos comentarios. En primer lugar, llama la atención que el resultado de la prima de riesgo de mercado determinada como la diferencia entre la rentabilidad del S&P500 incluido el pago de dividendos, y el rendimiento del bono del tesoro de los Estados Unidos a diez años, para los treinta (30) años anteriores al momento de cálculo y tomando como fuente Duff & Phelps, difiera del resultado obtenido a partir de las mismas variables compiladas por Aswath Damodaran4. Surge la inquietud del porque al usar dos fuentes que compilan la misma información se obtienen resultados diferentes. (…)”

Respuesta Respecto a la ventana de tiempo, ver respuesta al comentario en el numeral 5.5.2. Respecto a la información provista por el profesor Damodaran, fuente de acceso público gratuito, su uso es de carácter académico y menor dentro del ámbito regulatorio revisado a través de las experiencias internacionales consultadas. La fuente de información asumida por la Comisión es de una entidad reconocida y con una larga experiencia cuya actividad está en ofrecer al mercado información financiera procesada.

5.5.3.2. Comentario

“(…) Por otro lado, la propuesta establecida de una ventana de treinta años elegida por considerarse razonable al identificar una zona estable entre 25 y 45 años es susceptible de mejora a partir del

4 Fuente empleada para el cálculo de esta prima bajo la metodología de la Resolución CREG 095 de 2015.





mismo criterio de estabilidad. Al realizar el cálculo de desviación estándar de la prima de riesgo de mercado a partir de la información de Damodaran y para diferentes zonas de estabilidad por rangos de 20 años, se encuentra que el rango de 69 a 89 años es el de menor desviación estándar con un 0,27%, en comparación con el rango identificado por la Comisión que tiene una desviación estándar del 0,34% (ver Gráfico 1). De esta manera y en virtud del criterio de estabilidad, se sugiere a la Comisión tomar como número de años de promedio para determinar la prima de riesgo de mercado, un valor dentro del rango 69 a 89 años.

(…)”


5.5.4. Enel

5.5.4.1. Comentario

“El argumento de tomar el periodo de 30 años por ser un periodo estable no es sostenible teniendo la disponibilidad de 95 años de historia, adicionalmente, la reciente historia de la pandemia del COVID 19 nos ha demostrado que es correcto considerar dentro de la ventana el impacto de las crisis económicas”.






5.5.4.2. Comentario “El modelo de “Capital Asset pricing Model” CAPM, establece una metodología de cómo medir el riesgo y predecir la relación entre el riesgo y el rendimiento esperado. Para mantener la consistencia de la fórmula del CAPM, es decir que la tasa libre de riesgo (Rf) y la Prima por Riesgo del Mercado (PRM) consideren dentro de su cálculo el comportamiento de largo plazo de la tasa libre de riesgo. La relación entre PRM y Rf es crucial para la consistencia de la aplicación del CAPM. Esta coherencia solo se puede lograr cuando el Rf especificado en CAPM se calcula sobre el mismo horizonte de tiempo que el Rf utilizado para calcular el PRM. El resultado de un enfoque incoherente, con un Rf de corto plazo y un PRM a largo plazo es el potencial de aumento de la volatilidad del costo del equity. Mientras que las desviaciones se deberían eliminar con el tiempo, existe la posibilidad de que persistan durante largos periodos de tiempo, deteriorando los incentivos para invertir. Por lo tanto, puede ser prudente buscar que el horizonte de tiempo para la tasa libre de riesgo coincida con la vida útil del activo como es el caso de Reino Unido. Lo cual permite remunerar razonablemente el costo del capital sobre la vida plena de los activos”.


5.5.5. EPM

“(…) En la Prima de Riesgo Mercado - PRM solicitamos dejar la serie desde 1928, porque al tener mayor información minimiza el impacto de los valores atípicos del mercado y es quizás una de las formas de estimación del parámetro que más consenso presenta entre los practicantes de finanzas y analistas de mercado. (…)”


5.5.6. GEB





“La Comisión propone para la prima de riesgo de mercado, tomar el valor publicado por Duff & Phelps, fuente que no es de libre acceso. Adicionalmente, sobre este valor no se conoce la fuente primaria de los datos, la periodicidad de las series (diaria, semanal o mensual) y si se realiza algún tipo de ajuste, por lo cual el cálculo no es replicable. Por otra parte, cabe anotar que la propuesta para el cálculo de la prima de riesgo de mercado está referida a Estados Unidos y no refleja el riesgo de inversión y operación en Colombia. La propuesta de la Comisión corresponde a cuánto más ganaron en el pasado los que invirtieron en acciones, en los Estados Unidos, con respecto a los que invirtieron en bonos, de los Estados Unidos. En este sentido, consideramos que la PRM debe ser específica para el mercado de Colombia y se tome de una fuente reconocida, de acceso abierto, como lo es Damodaran, por lo cual lo sugerimos. Damodaran calcula la PRM Implícita, esto es, la PRM exigida que se corresponde con el precio de mercado.”


5.5.7. ISA

“La propuesta de la Resolución CREG 155 de 2020 considera para esta variable una muestra de 30 años de prima de riesgo de mercado tomada como referencia de Duff & Phelps. En el mismo sentido de lo indicado previamente, no se tiene la posibilidad de replicar estos cálculos, por lo que consideramos una fuente de información ampliamente reconocida, trazable y replicable, las publicaciones del profesor Aswath Damodaran respecto a ERP (Equity Risk Premium), calculado como las últimas calificaciones de bonos y los diferenciales de incumplimiento (default spreads), para diferentes países respecto al mercado de Estados Unidos, en donde se efectúa el cálculo para Colombia, el cual se encuentra actualizado a corte del 1° de julio de 2020. Adicionalmente, el profesor Aswath Damodaran propone un ajuste en las primas de riesgo de mercado para países en desarrollo, incorporando estimaciones de riesgo país, el cual considera la diferencia de riesgo de invertir en un país en desarrollo frente a un mercado maduro de referencia. Esta propuesta, a nuestro juicio, razonable, fue planteada como alternativa por “Estudios Energéticos Consultores” en la “Revisión de la metodología de estimación de las tasas de descuento que utiliza la CREG” presentado en noviembre de 2019.”






5.5.8. Naturgas

“De acuerdo con la propuesta de la Resolución CREG 155, la PRM se obtiene como el promedio aritmético de las primas de mercado anuales en Estados Unidos de América, estimadas a partir del índice Standard & Poors 500 y de los bonos del tesoro de los Estados Unidos de América con plazo de emisión a 10 años, para los treinta (30) años anteriores al momento. All respecto consideramos prudente mantener la serie disponible desde el año 1928 (…)”


5.5.9. Promigas

“La Resolución 155 propone calcular la prima de mercado como la diferencia entre la rentabilidad del S&P500 del año anterior a la estimación de la tasa de descuento, incluido el pago de dividendos, y el rendimiento del bono del tesoro de Estados Unidos en ese mismo año, a diez años. Para propósitos específicos del cálculo propuesto, se estima como el promedio simple de las primas anuales antes descritas, calculadas en una ventana de los últimos treinta años, tomando como fuente, Duff & Phelps, quien actualiza esta información año a año. Se considera que para realizar el cálculo de la prima de mercado se debe tomar la serie completa del S&P500 (1928) para asegurar estabilidad y estimación del riesgo real del mercado. Dicha recomendación va en línea con la aplicación metodológica observada en diferentes países tanto europeos como latinoamericanos y con lo aplicado en Resolución 095. Si bien el regulador indica que, para ventanas inferiores a 25 años, las primas están influenciadas por las crisis mundiales de los noventas y de la primera década de este siglo y que, de forma similar, para ventanas superiores a 45 años, las primas de mercado están afectadas por la crisis del petróleo y guerras, se debería agregar que la ventana propuesta de 30 años posiblemente presentará una mayor variación con respecto al cálculo de la serie completa, una vez se incluyan los impactos del COVID en el cálculo de la prima de mercado. Damodaran (2020) menciona que el razonamiento de estimar la prima de riesgo con periodos de tiempo cortos es que, el resultado mostraría una cifra actualizada, sin embargo, tomar periodos a corto plazo genera altos ruidos en el cálculo. La siguiente grafica muestra el error estándar del estimado de la prima de riesgo en función del periodo tomado para la estimación:





Como se observa, el error estándar en periodos muy cortos puede ser más alto que el mismo dato calculado. El costo asociado a tomar periodos cortos se puede considerar más alto que el beneficio de tener una estimación más actualizada.”


5.5.10. TGI


“Calcular la prima de riesgo de mercado (PRM) a partir de la comparación entre la serie SP&500 y el retorno del bono a diez años de Estados Unidos considerando la máxima serie histórica disponible para reducir así la variabilidad del resultado en las futuras revisiones. El objetivo es aplicar una metodología que sea práctica en diferentes agencias, dar mayor previsibilidad y transparencia al cálculo, así como, utilizar fuente pública”



“(…) la ventana que considera toda la serie histórica desde 1928, ofrece resultados más estables en el tiempo, dando un tratamiento más adecuado al impacto de las diferentes crisis económicas.”






5.6. Beta de la actividad

5.6.1. Andesco

5.6.1.1. Comentario

“(…) En la propuesta regulatoria, esta variable se toma como la mediana de los últimos seis trimestres de los coeficientes beta desapalancados, ajustados conforme a la aproximación de Vasicek, calculados por Duff & Phelps, para cada industria bajo clasificación SIC. Consideramos, que esto desconoce los avances realizados hacia una metodología de fuentes más públicas, replicables, y un WACC calculado con retornos diarios en los que la desviación estándar es menor que en los mensuales. (…)”

Respuesta

Respecto a la fuente de información, ver respuesta a observaciones contenidas en el numeral 5.1.7.1. Con relación a su comentario sobre la frecuencia de las observaciones, es cierto que desde el punto de vista estadístico hay mayor precisión con datos diarios. Sin embargo, esto no es del todo cierto cuando hablamos de información que busca aproximar la actividad de las empresas. En este orden de ideas, los datos mensuales reflejan mejor los riesgos que enfrenta una actividad regulada por lo que son mejores para el análisis de mediano y largo plazo respecto a los datos de frecuencia diaria, ideales para el pronóstico de corto plazo.

5.6.1.2. Comentario

“(…) Adicionalmente, en el documento soporte de la Resolución CREG 155 de 2020 (Documento CREG 121 de 2020) se señala que ‘En razón a que por SIC la muestra de firmas que tiene en cuenta Duff & Phelps oscila entre 5 y 14 se decidió tomar como valor de referencia la mediana y el promedio (aritmético) de este valor para los últimos 6 trimestres.’ Observamos que no se mantienen las mismas empresas en todos los periodos, y no hay claridad sobre el criterio para realizar esos cambios tan importantes, lo cual desencadena que la media y la mediana de las betas resulten no comparables y no representen de manera consistente el riesgo asociado a la actividad, yendo en contravía del objetivo de que el procedimiento para el cálculo de la tasa de descuento sea simple y transparente. De igual manera, una canasta de empresas estadounidenses que oscila entre 5 y 14, no es valor representativo y, por ende, no captura correctamente el riesgo sistémico. En consecuencia, vemos





necesario analizar y definir alternativas diferentes a la propuesta en la Resolución CREG 155 de 2020. (…)”

Respuesta Respecto al uso de la mediana en vez del promedio, es una decisión estadística: cuando los datos no son homogéneos (i.e., aproximan una distribución simétrica) es preferible el uso de la mediana. Los datos empresariales no son homogéneos, lo que lleva a no tener una distribución simétrica de los mismos. Así las cosas, un valor representativo de las empresas que desarrollan una actividad se encuentra en la mediana y no en el promedio. Respecto al tamaño de muestra de empresas, se recuerda que las actividades reguladas no se caracterizan por la concurrencia de un número grande de empresas. Sin embargo, se considera pertinente su comentario que cinco empresas puede no ser un número representativo de una actividad. Del análisis de este comentario, la información de los betas y de la estructura de capital que se toma como referencia en la construcción de la tasa de descuento de cada actividad se obtiene del módulo de Duff & Phelps ‘LAUNCH U.S. Industry Benchmarking Module’. En este módulo se selecciona el SIC Code de la actividad y se toman para el cálculo los valores de beta y de estructura de capital. En el siguiente link está la metodología que utiliza Duff and Phelps: https://vasdc8grscoc.blob.core.windows.net/resources/US-Industry-Resources-Methodology.pdf

5.6.1.3. Comentario

“(…) Asimismo, vemos que Duff & Phelps, publica diferentes betas: RAW beta, ajuste Vasicek, ajuste Blume y Peer Group. Sin embargo, en la propuesta se utiliza el ajuste de Vasicek, el cual, disminuye la objetividad y la fiabilidad del cálculo para los usuarios del resultado, dado que ofrece la flexibilidad de ajustarse al mercado o industria bajo análisis incluyendo más o menos empresas. Además, según la experiencia académica y empírica de los consultores contratados por Andesco, este ajuste es poco utilizado en la práctica empresarial y no es un referente internacional para el cálculo del WACC.

En línea con lo anterior, ratificamos la necesidad de definir unos valores razonables que permitan cumplir con los principios básicos de la metodología de remuneración de ser transparente, trazable y replicable. Los consultores exponen en el numeral 6 y el anexo 13 del informe, que consideran un error utilizar betas calculadas (en este caso empleando Duff & Phelps) para determinar la rentabilidad exigida a las acciones o para medir la gestión de una cartera de valores. Indican que las causas de estos errores

https://vasdc8grscoc.blob.core.windows.net/resources/US-Industry-Resources-Methodology.pdf





están en las volatilidades diarias, los índices que se tomen como referencia, y la baja bondad de ajuste; que no permiten explicar la relación dadas las regresiones corridas para este cálculo. No obstante, sugieren alternativas que contemplan, entre otros, los avances de la Comisión en la definición de betas para el periodo vigente, considerando que de acuerdo con la experiencia del consultor corresponde a valores de betas razonables. (…)”

Respuesta El beta raw es el coeficiente que se obtiene de una estimación de mínimos cuadrados ordinarios. El ajuste de Blume es un ajuste general (“one-size-fits-all”) donde el coeficiente ajustado se ajusta a partir de ponderar el Raw beta por 0.635 más una constante igual a 0.371. El ajuste de Vasicek hace una corrección del valor estimado del beta de una actividad hacia la media del mercado por cuenta de la posible dispersión de los errores estadísticos; el beta resultante es también conocido como el beta de Ibbotson. Este beta estimado, el cual fue propuesto en la consulta, no es el de mayor uso por los participantes del mercado o por los reguladores. Así las cosas, su comentario se encuentra pertinente y, por tanto, se ajusta la propuesta para considerar el beta raw en la estimación del costo del capital propio dado que el mismo refleja las expectativas que se tienen en el mercado acerca de los retornos esperados conforme a la información de los cinco años anteriores. Respecto a la segunda parte de su comentario, no se comprende a qué se refiere con “valores razonables”. Similarmente, no se comprende a qué se refiere como “un error utilizar betas calculadas (…) para determinar la rentabilidad exigida a las acciones.” Por este motivo, no se consideran pertinentes estos comentarios.

5.6.1.4. Comentario

“(…) Por otro lado, la propuesta del Documento CREG 121 de 2020 considera la beta de ‘El Paso’, la cual, dejó de cotizar en bolsa en julio de 2020 tras ser adquirida por Infrastructure Investments Fund (IIF). Asimismo, debido a las noticias de adquisición, la cotización de esta apenas sufrió variaciones, y dejó de estar correlacionada con el S&P 500 y con todas las empresas de su sector. Por lo tanto, consideramos, que esta no debería ser incluida en la canasta de empresas que se tienen en cuenta para el cálculo de la beta. De esta manera, en caso de que la Comisión decida mantener la utilización de Duff & Phelps como fuente de las betas, pero cuya metodología no es la más adecuada por las razones ya expuestas, sugerimos que las mismas sean calculadas con rentabilidades diarias y con ajuste Blume en lugar de Vasicek, dado que, según la experiencia de los consultores dicho ajuste es el más habitualmente utilizado por otros reguladores y valoradores. En tal sentido y según lo propuesto por los consultores sugerimos las siguientes alternativas:





(1) Utilizar las betas calculadas en la Resolución CREG 095 de 2015, que consideramos son unas betas más razonables que las propuestas de acuerdo a la experiencia del consultor y lo observado en el mercado; (2) un promedio de betas utilizadas por otros reguladores (ajustándolas por los diferentes riesgos que se abordan en distintos países). (…)”

Respuesta Respecto al uso de la información de la empresa “El Paso”, esta no hace parte de la estimación conforme a los soportes de Duff & Phelps. Dicha información fue utilizada en el documento CREG 121 de 2020 como parte del análisis sobre la evolución de los betas y las estimaciones hechas por la fuente Duff & Phelps. Respecto al uso de datos de frecuencia diaria, ver respuesta al comentario en el numeral 5.1.7.1. Respecto a su comentario sobre el ajuste de Blume, ver respuesta al comentario en el numeral anterior. Con respecto a la metodología contenida en la Resolución CREG 095 de 2015 en esa disposición se calculó un beta para todas las actividades reguladas y en la consulta contenida en la 160 de 2020 se decidió escoger un beta para cada actividad, reflejando el riesgo en cada una. Finalmente, respecto a su propuesta de un promedio de betas utilizados por otros reguladores, la Comisión no pudo encontrar por qué esa aproximación es más precisa a las estimaciones de Duff & Phelps.

5.6.2. Asoenergía

5.6.2.1. Comentario

“Para definir la variable de riesgo βUα,t del costo del capital, se tomaría una lista de empresas de Estados Unidos que se relacionan con el sector al cual se le calcularía su tasa de descuento. El βUα,t calculado para esa lista de empresas (Que componen el sector), las cuales tienen su particular contexto de mercado y forma de remuneración, puede diferir totalmente con la metodología tarifaria que la CREG defina para el sector que va a regular. Lo anterior no solo se distancia sobre la exigencia de la ley de que sea un “sector de riesgo comparable”, sino que se podrían asignar riesgos indebidos sobre el cálculo de la variable, que resulte en una definición “errónea” de la tasa de descuento. La propuesta metodológica trata de compensar lo anterior utilizando la variable Δβα, sin embargo, como mencionamos anteriormente su aplicación no es común y podría estar sujeta a mucha subjetividad. De ahí la necesidad de primero definir la metodología tarifaria, para después, habiendo





realizado un análisis profundo, escoger la(s) empresa(s) que operan en un contexto de mercado similar al de la metodología definida y con ellas calcular el riesgo βUα,t.”

Respuesta El uso de un mercado de referencia se da por la necesidad de información proveniente de un mercado de capitales profundo y líquido, el cual no se tiene en Colombia. En ausencia de dicha información de mercado el costo del capital propio estimado con valores del caso colombiano no conlleva a una remuneración eficiente. Adicionalmente, para cada sector se determina el código SIC para utilizar empresas con actividades similares. Respecto al ajuste por diferencias entre el esquema regulatorio local y del mercado de referencia, delta beta, si bien el mismo no es de uso común por otros reguladores, establece un reconocimiento por la diferencia entre incentivos provistos en un esquema regulatorio de tasa de retorno (i.e., el mercado de referencia), y los incentivos provistos en un esquema regulatorio de precio máximo, el cual, ha tenido su referente en el Reino Unido.

5.6.2.2. Comentario

“(…) en lo que respecta a beta (parámetro 3) y a la razón D/E (parámetro 6) y por supuesto el costo

de oportunidad o rentabilidad requerida de los accionistas (Ke, parámetro 7), la metodología sigue el modelo comúnmente aceptado de referenciamiento a partir de una canasta de empresas “comparables” inscritas en un mercado de capitales eficiente donde se dispone de datos confiables y públicos. Llama poderosamente la atención que la CREG insista (así estaba en la resolución 095 e incluso en la anterior ventana regulatoria) en mantener una canasta de empresas comparables que claramente corresponden a una filosofía y modelo regulatorio completamente diferente al colombiano como lo es la canasta de Duff & Phelps basada en observaciones y datos de empresas en un ambiente regulatorio de “rate of return”. La situación es tan crítica que la misma CREG, lo reconoce cuando afirma en el documento de metodología 121: “Con relación a la prima por diferencias entre el esquema de remuneración del mercado de referencia y el esquema aplicado en Colombia, … que debería ir con el beta para introducir tal prima sugieren un procedimiento que consiste en utilizar la diferencia de los retornos de las actividades realizadas en el mercado de referencia y los retornos de actividades realizadas en el mercado del Reino Unido, este último dado que utiliza un esquema regulatorio similar de precio máximo, más equiparable al de Colombia, además de la profundidad y liquidez de los mercados citados.” Ahora bien, lo anterior simplemente significa que la misma CREG reconoce la poca pertinencia de la canasta de comparables y pretende resolver el problema por la vía de un ajuste. No obstante, no es claro por no decir que es inexistente, la explicación y procedimiento para partiendo de una diferencia de retornos (que no se sabe como fueron calculados ni para que periodo) llegar en un “delta beta”. Esto es así, pues mientras el diferencial de los retornos es un porcentaje, la variación





del beta es una variación de una elasticidad condicional a datos históricos. Aquí hay sin duda grandes interrogantes de como se hace este ajuste, que modelos se utilizan tanto para medir el diferencial de retornos como para establecer su impacto en la elasticidad o beta, que mide la sensibilidad de los retornos de un activo respecto al mercado. Así surgen los siguientes cuestionamientos: ¿Se utiliza una canasta de empresas del mercado inglés? ¿Están estas empresas inscritas en el mercado de valores y su información es pública y verificable? Puede acaso relacionarse directamente la rentabilidad de empresas con moneda función “libra esterlina” con un beta calculado por D&P sobre la variación relativa de acciones en un mercado como el norteamericano, con moneda funcional USD. ¿Es esto neutral? El documento CREG 121 es realmente pobre en mostrar dichos cálculos. Adicionalmente una pregunta simple surge casi de manera automática, si la canasta de empresas de D&P no es adecuada por el tipo de regulación en que operan las empresas norteamericanas, por que no se utiliza entonces de una vez una canasta de empresas basada en el mercado de capitales inglés si se considerada una canasta más pertinente? Es importante que la Comisión profundice mucho más en el referente metodológico que soporta el planteamiento anterior mencionado, al adicionar a un coeficiente en términos relativos, como lo es el beta, una diferencia en puntos básicos asociada a los retornos de un activo respecto

al mercado.” Respuesta Respecto a su comentario sobre el mercado de referencia, los Estados Unidos de América, se reconoce que las actividades allí desarrolladas se dan en un ambiente regulatorio de tasa de retorno, con excepción de transporte de combustibles líquidos que no se encuentra regulado bajo este esquema. Sin embargo, por ser el mercado de mayor liquidez y profundidad de nuestra esfera comercial y, siendo un referente tanto para Colombia como para sus pares (p.e., Perú y Brasil), se establece como referente dentro de la propuesta regulatoria. Este argumento explica por qué no utilizar empresas de otros mercados. Respecto a sus preguntas sobre el mercado inglés, las empresas que considera Duff & Phelps dentro de sus análisis, son empresas cuyas valoraciones (de capital) están sujetas al mercado, esto es, son empresas registradas y que participan en el mercado bursátil. Este hecho también aplica para las empresas del mercado de referencia y que utiliza Duff & Phelps. Finalmente, entendemos que la última parte de su comentario está relacionada con el reconocimiento por diferencias entre esquemas regulatorios, delta beta. En el entendido de que en Colombia no es un mercado con suficiente profundidad y liquidez, así como el hecho de que las empresas del sector no están sujetas a las valoraciones del mercado de valores, el reconocimiento por diferencias (que involucra las expectativas de retornos de las empresas respecto al mercado) no puede estimarse con información local. De poderse hacer, no se requeriría el mismo y, en particular, se debería realizar la estimación del costo de capital propio con información local. Así las cosas, se utiliza el mercado inglés como referencia para estimar las diferencias en retornos esperados por cuenta de los esquemas regulatorios.





5.6.3. Celsia

5.6.3.1. Comentario

“Si bien consideramos que varios de los cambios introducidos son positivos porque ofrecen mayor estabilidad y predictibilidad, identificamos otros temas estructurales que aún requieren de mayor discusión y detalle, dado que no reflejan el costo que enfrentan los distribuidores de energía para acceder al capital requerido para financiar los planes de inversión, entre otros: (…) iv. El cálculo propuesto para el coeficiente de riesgo sistémico (beta) se basa en la estimación de una

fuente de carácter privado (Duff & Phelps) de los betas desapalancados de un conjunto reducido y variable de compañías americanas, sobre la cual no conocemos la metodología de cálculo. Este aspecto no brinda la información necesaria para que las empresas podamos comprender el resultado propuesto para el factor beta, en la medida en que se basa en el promedio de las medianas de una muestra de empresas cuyo tamaño varía para cada periodo (oscilando para varios trimestres entre 4 y 15), lo cual puede desvirtuar el resultado por su baja representatividad y por la variabilidad de los objetos muestrales. La escaza información sobre las consideraciones o criterios aplicados para realizar este cálculo impide que podamos realizar un análisis más profundo.

v. El valor propuesto para el beta desapalancado, de 0,39 (incluido el ∆β), resulta extrañamente bajo

si se compara con los beta desapalancados utilizados por diferentes reguladores recientemente, como se aprecia en la siguiente tabla:

vi. Por ello consideramos necesario revisar el cálculo del beta, entre otros, en los siguientes aspectos:





• Se observa un descenso de los betas desapalancados de las empresas de distribución y transmisión de energía de Estados Unidos muy pronunciado a partir de 2017 y hasta inicios de 2020 momento en el que retorna a valores previos, que debe ser contextualizado en la aplicación de dicha información en la metodología de cálculo de la tasa de descuento de las empresas de distribución de energía de Colombia.

• Sugerimos usar retornos diarios porque contienen un conjunto más amplio de información en la medida en que las cotizaciones en el mercado de valores se hacen a nivel diario, y un cálculo mensual o semanal desecha información y aplana los resultados.

• Sugerimos aplicar el ajuste Blume en particular porque la FERC que lo utiliza en Estados Unidos, en lugar del ajuste de Vasicek”.

Respuesta Respecto a su comentario descrito en el numeral iv de su comunicación, ver respuesta a las observaciones contenidas en el numeral 5.6.1.2. Respecto a su comentario contenido en el numeral v) de su comunicación, la información contenida en la tabla anterior corresponde a análisis que tienen diferentes supuestos a los implementados en la propuesta regulatoria, en particular, el tamaño de la ventana de tiempo. Con relación al uso de retornos diarios, ver respuesta en el numeral 5.6.1.1. Y con relación al ajuste de Blume, ver respuesta en el numeral 5.6.1.3.

5.6.3.2. Comentario

“El documento soporte de la Resolución 155 plantea que esta variable se determine con base en los betas desapalancados calculados por Duff & Phelps para cada industria bajo clasificación SIC, como la mediana de los últimos seis trimestres de los coeficientes beta desapalancados, ajustados conforme a la aproximación de Vasicek (1973), calculados por Duff & Phelps, para cada industria bajo clasificación SIC, utilizando una muestra que oscila entre 5 y 14 empresas. También se indica que esta fuente calcula estos coeficientes mediante mínimos cuadrados ordinarios utilizando la relación entre los retornos mensuales del S&P500 y los retornos de una canasta de acciones de empresas de la industria en análisis, en una ventana de 60 meses. No obstante, no hay claridad sobre los siguientes aspectos que hacen parte de la metodología de Duff & Phelps y que impiden que las empresas podamos entender de manera clara dicho cálculo:

• Cuántas empresas integran la muestra cada año?

• Por qué varía el tamaño de la muestra entre año y año

• Una muestra tan pequeña de 5 a 14 empresas es representativa para el cálculo de un beta para un periodo tarifario de remuneración?

• Por qué se usa información de retornos mensuales y no diarios o semanales?





Respecto a la estimación del coeficiente de riesgo sistémico por actividad, coincidimos en que siempre que dicha determinación individual tenga un fundamento robusto, aspecto que podría ayudar a capturar y mejorar la estimación del riesgo y remuneración de cada actividad considerando las particularidades de cada una. En ese sentido, para el estudio objetivo del factor beta se requiere contar con el detalle de aspectos como:

• La canasta de empresas que utilizó el modelo

• La validez de la información de cada una de las compañías a utilizar

• La resolución temporal de los rendimientos (mensual, semanal, diaria) Adicionalmente, se requiere evaluar si esta es una mejor opción a lo que planteaba la Resolución CREG 095 de 2015, en la que para evitar depender de un cálculo externo que no brindara transparencia se optó por realizar la estimación del parámetro directamente por parte de la CREG.”

Respuesta Respecto a la fuente ver respuesta al comentario en el numeral 5.1.7.1 y respecto al uso de información mensual, ver respuesta al comentario en el numeral 5.6.1.1.

5.6.4. Cenit

5.6.4.1. Comentario

“(…) En relación con el cálculo de los Betas. En la Resolución CREG 155 de 2020 se plantea acertadamente el cálculo de un Beta para cada actividad. Este ajuste es necesario en la medida que la metodología vigente para la determinación del Beta, a partir de una canasta energética5, no estaría reconociendo de manera adecuada el riesgo sistémico de cada actividad. Lo anterior se evidencia al comparar los resultados de los Betas por actividades calculados con cada metodología. (…) En lo que determina al Beta desapalancado para las diversas actividades en el momento específico T, se explica el ajuste como el promedio aritmético de las medianas de los betas desapalancados, ajustados mediante el método de Vasicek, de los últimos seis (6) trimestres disponibles anteriores a la fecha de cálculo, para el código industrial de la respectiva actividad (Standard Industrial Classification - SIC Code), y que será establecido por la Comisión en resolución aparte considerando la información de Duff & Phelps.

5 Esta canasta combina los Betas de empresas de las actividades de distribución de energía, distribución y trasporte de gas natural, tal como lo muestra el Documento Soporte D-063-15, donde se determina la tasa de descuento para distribución de gas combustible por redes de tubería.





Para el caso de transporte de combustibles líquidos, la propuesta utiliza el código 46, actividad que en la clasificación SIC es: Tuberías, excepto gas natural. Referenciamiento que consideramos adecuado. En la metodología vigente, Resoluciones CREG 095 de 2015 y CREG 029 de 2018, se determina el cálculo del Beta a partir de una canasta denominada energética, que no incluye empresas de transporte de combustibles líquidos que permitan aproximar el riesgo sistémico para esta actividad. En este sentido, como hemos mencionado anteriormente, consideramos acertada la propuesta de establecer un Beta desapalancado por tipo de actividad. Dicho ajuste puede llevarse a cabo como se propone, utilizando el reporte de Duff & Phelps, o a partir de la información que reporta Bloomberg. Lo importante es asegurar la diferenciación para cada actividad. La inconveniencia de emplear una canasta para agrupar todas las empresas se ilustra en el propio Documento Soporte D-121-20, donde el comparativo muestra la significativa diferencia entre el beta del transporte de combustibles líquidos por ducto respecto a los betas de las demás actividades objeto de la regulación de la CREG:

Tal como se observa, el Beta de combustibles líquidos más que duplica los Beta de energía eléctrica y distribución de gas natural, y es muy superior al de transporte de gas. Resaltamos nuevamente que este Beta (0,72), tal como lo menciona la misma Comisión, corresponde al nivel federal de los Estados Unidos, donde el tipo de regulación que se utiliza es de costo de servicio. En especial, el panel de canasta de empresas utilizado en la Resolución CREG 095 de 2015, convocaba empresas de transmisión y distribución de energía eléctrica, y empresas de distribución y transporte de gas combustible por redes, sin incluir empresas de transporte de combustibles líquidos por ductos. En este sentido, llama la atención que para calcular el Beta del sector de transporte de combustibles líquidos no se estarían incluyendo empresas de este sector. Teniendo en cuenta que la metodología para el caso de transporte de combustibles líquidos está contenida en Resolución aparte (Resolución CREG 029 de 2018), se espera que el panel respectivo lo constituyan empresas únicamente de esta actividad, de forma análoga a la agrupación desplegada en la Resolución CREG 155 de 2020 (Clasificación SIC 46). (…)”

Respuesta





Respecto de su comentario, la propuesta regulatoria considera determinar la tasa de descuento de las inversiones realizadas en actividades reguladas por esta Comisión, incluyendo transporte de combustibles líquidos. Así las cosas, y a diferencia de la metodología vigente contenida en la Resolución CREG 095 de 2015 y en la Resolución CREG 029 de 2018 para la actividad en discusión, el cálculo de la tasa de descuento aplicable a las actividades de combustibles líquidos se hará en la correspondiente resolución.

5.6.5. Enel

5.6.5.1. Comentario

“En el documento soporte la CREG muestra las gráficas de 5 empresas con la evolución de la beta, en la cual indican que el valor ha venido bajando durante el tiempo. Sin embargo, lo que se observa para la mayoría de las gráficas es que la beta desapalancada se mantiene en valores estables entre 0.3 y 0.4, bajando por un periodo corto de tiempo y con una tendencia al alza a partir de enero 2020, excepto para una, el Paso la cual fue adquirida por otra empresa en julio de 2020, por lo cual no es correcto incluirla para el cálculo. Los valores de la gráfica muestran valores de beta más cercanos a la aproximación Blume que a la de Vasicek, incluso Mercado Energéticos también indica que el valor obtenido con el ajuste Blume se aproxima más al valor de la metodología actual resolución CREG095-2015. Por otra parte, no se entiende el porqué de la variación del número de empresas de la metodología Duff & Phelps, en la propuesta de cálculo, indican que oscila entre 5 y 14 empresas, haciendo menos transparente y más volátil el cálculo. Adicionalmente, la CREG indica que por la variación de las canastas toma el promedio de la información de los últimos 6 trimestres, sin embargo, al no ser canastas iguales el promedio no es comprable. Además, en la descripción de la metodología indican que toman una ventana de 60 meses para realizar la regresión, pero que si una empresa no tiene datos suficientes utilizan un mínimo de 36 meses, por lo cual la ventana de la beta no es realmente de 5 años, y los datos por empresa son muy variables.”

Respuesta Respecto a la empresa El Paso, ver respuesta al comentario contenido en el numeral 5.6.1.4. Respecto a los ajustes de los coeficientes beta, ya sea por Blume o por Vasicek, ver respuesta al comentario contenido en el numeral 5.6.1.3. Con respecto a la metodología de estimación y el tamaño de la muestra de empresas utilizados por Duff & Phelps en sus estimaciones, ver respuesta al comentario contenido en el numeral 5.6.1.2.





5.6.5.2. Comentario

“Otro punto importante con respecto al ajuste de Vasicek para estimar la beta del activo, es que pondera las betas de acciones brutas y las betas del grupo de pares con base en la precisión de las estimaciones de beta brutas, cuando se utilizan retornos mensuales, hay menos observaciones, y es probable que la confianza estadística de las estimaciones de las betas brutas de Duff & Phelps sea menor. Lo anterior lleva a que la metodología otorgue un mayor peso a la beta del grupo de pares, que se calcula como un promedio ponderado por las ventas, de las betas para cada industria en la que una empresa tiene ventas, lo que causa que la beta final esté relacionada con otras industrias diferentes a las de distribución y transmisión de energía eléctrica, lo cual pretendía evitar la CREG al tomar solo la canasta de empresas correspondientes al SIC 490”.

Respuesta Ver respuesta al comentario contenido en el numeral 5.6.1.3.

5.6.6. EPM

“(…) En la discusión del beta entendemos que no hay consenso entre los analistas y por eso lo que vemos más relevante es evitar cualquier procesamiento propio de datos en cabeza de la CREG y más bien usar una fuente externa. En todo caso, si la CREG decide acoger un beta con ajuste sería deseable que la elección sea documentada para que el mercado tenga claridad sobre la decisión. Esto por cuanto el ajuste Vasicek sugerido en el proyecto de Resolución 155 no es ampliamente empleado, mientras que vemos que otro ajuste como Blume es más utilizado por otros reguladores. (…)”

Respuesta Ver respuesta al comentario contenido en el numeral 5.6.1.3.

5.6.7. GEB

“Encontramos que la propuesta de usar el promedio de los últimos seis trimestres disponibles no corresponde con las recomendaciones y prácticas habituales. Gonedes y Kim encontraron que la longitud del periodo de estimación que ofrecía mayor estabilidad en la predicción de betas es de 5 años, lo cual corresponde además con los criterios enunciados al inicio de nuestra comunicación. Vemos que el uso de la fuente de Duff & Phelps no es el más adecuado, dado que no se conoce la metodología ni los datos utilizados para los cálculos. El Documento CREG 121/2020 indica que “…por SIC la muestra de firmas que tiene en cuenta Duff & Phelps oscila entre 5 y 14”, lo cual refleja que la canasta de empresas es diferente en cada publicación y los promedios no reflejan un valor de Beta





robusto y confiable. Así mismo, con relación al método Vasicek, si bien este ajuste cuenta con antecedentes académicos, no se encuentran mayores antecedentes en la práctica regulatoria. Por otra parte, algunos autores han puesto en duda la fiabilidad y utilidad de los betas calculados, los cuales, para una fecha, varían significativamente dependiendo de las rentabilidades que se utilicen (mensuales, semanales o diarias) y del periodo histórico (entre uno y cinco años). Por lo anterior, proponemos que, de mantenerse el uso de betas calculados, se utilice el promedio ponderado de los betas de empresas en Estados Unidos para el código industrial de referencia (SIC Code) de cada actividad, con base a los retornos diarios de los últimos cinco años y ajustado conforme a Blume. Definiendo así una fuente ampliamente utilizada que permita transparencia y trazabilidad de los cálculos.”

Respuesta Con respecto al uso del promedio de los últimos seis trimestres para la determinación del valor del beta de una actividad, conforme a la metodología de Duff & Phelps, la estimación del modelo CAPM para obtener los betas por el método de mínimos cuadrados ordinarios, se toma la información de los sesenta meses anteriores a la fecha del cálculo. Luego, el uso de los seis trimestres equivale al uso de los setenta y cinco meses anteriores para dicho cálculo. Este procedimiento se hizo con el objeto de suavizar los efectos de eventos coyunturales en la formación de expectativas. Sin embargo, se considera pertinente su comentario, por lo cual se ajusta el procedimiento y se considera el coeficiente estimado del último trimestre disponible. Con respecto a la metodología de estimación y el tamaño de la muestra de empresas utilizados por Duff & Phelps en sus estimaciones, ver respuesta al comentario contenido en el numeral 5.6.1.2.

5.6.8. Inversiones de gases de Colombia

“El ajuste de Vasicek propuesto por la Comisión se basa en un modelo financiero teórico sin adopción internacional. Proponemos respetuosamente que se aplique el Ajuste de Blume utilizado en el mercado de Gran Bretaña, este mercado es el de referencia en la metodología propuesta para la determinación del delta beta como lo indica la Comisión (Documento CREG 121 de 2020, página 8; soporte del proyecto de resolución 155 de 2020). El ajuste de Blume captura las desviaciones históricas de los retornos como lo hace el ajuste de Vasicek y realiza adicionalmente la estimación con una mirada prospectiva, ya que minimiza el error cuadrático medio de las betas futuras tendiendo hacia el riesgo propio de la industria y no del mercado en general”.

Respuesta





Ver respuesta al comentario contenido en el numeral 5.6.1.3.

5.6.9. ISA

“Se propone en el documento CREG 121 de 2020, tomar como referencia la canasta de empresas correspondientes a la Clasificación Internacional Industrial (SIC por sus siglas en inglés), específicamente para transmisión de energía (código 491 - Electric Services) y como fuente de esta información a Duff & Phelps. Sobre esto, queremos llamar la atención sobre tres aspectos que consideramos relevantes:

• Los datos para el cálculo de los coeficientes de regresión utilizados por Duff & Phelps, en la metodología de estimación del Beta no son conocidos ni compartidos por la fuente, no cumpliendo por tanto el principio básico de la metodología de remuneración de que sea transparente, trazable y replicable; así tampoco se conoce ni comparte el procedimiento para el posterior ajuste de Vasiceck, el cual es poco utilizado en la práctica y además distorsiona los resultados ajustando las observaciones con una regresión a la media.

• El tamaño muestral de referencia es máximo de 26 empresas, de los diferentes sectores de transporte (eléctrico, gas y combustibles por ducto), entre los diferentes trimestres, de las cuales sólo 14 empresas realizan la actividad de transmisión de energía eléctrica, siendo por tanto poco representativo en términos estadísticos, debido al reducido número de empresas que hacen parte de la canasta. Más aún, se presenta una variación importante en el número de empresas de dicha canasta a lo largo los diferentes trimestres (unas salen y otras entran), lo que implica que, además del pequeño tamaño de la muestra, ni siquiera sean las mismas empresas las que se están tomando en el promedio, terminando éste marcado en mayor medida por las empresas que permanecen en los diferentes trimestres (presentando incluso, en algunos trimestres, un número menor a 26 en el total de empresas y menor a 14 en el caso de empresas que realizan la actividad de transmisión eléctrica); siendo por tanto dicho promedio poco significativo estadísticamente, sin que represente así de manera consistente el riesgo asociado con la actividad.

• El promedio se realiza a partir de la información de seis (6) trimestres, esto es sólo 1.5 años, siendo por tanto un período muy corto y que, de la misma forma que se ha mencionado para el período de tres años sugerido por el Proyecto de Resolución para otras variables, podría estar capturando únicamente señales de coyuntura; a diferencia además del período de cinco (5) años que toma la misma fuente (Duff & Phelps) para el cálculo de la estructura financiera, siendo dicho período consistente con la solicitud realizada a lo largo de este escrito para la mayoría de las variables.

Con base en lo anterior, solicitamos utilizar una fuente de información ampliamente reconocida, trazable y replicable, y que además pueda ser tomada como una referencia más significativa, como son las publicaciones del Beta del profesor Aswath Damodaran, tomando como base el sector “Power”, que contiene una muestra estadísticamente robusta de empresas del sector (52 compañías). Cabe





resaltar que esta solicitud se soporta además en el hecho de que las muestras de empresas de transmisión para este tipo de definiciones son generalmente de un tamaño reducido y, por tanto, poco significativas desde el punto de vista estadístico, por lo que la alternativa de tomar la muestra completa de empresas del sector. Adicionalmente, en consistencia con el comentario inicial de períodos históricos para el cálculo de variables, la canasta propuesta por el profesor Aswath Damodaran contiene la información para 60 meses.”

Respuesta Con respecto a la metodología de estimación y el tamaño de la muestra de empresas utilizados por Duff & Phelps en sus estimaciones, ver respuesta al comentario contenido en el numeral 5.6.1.2. Respecto al uso de la información provista por el profesor Damodaran, ver respuesta a los comentarios en el numeral 5.5.1.3.

5.6.10. Promigas

“La Resolución 155 propone tomar la mediana de los últimos seis trimestres de los coeficientes beta desapalancados, ajustados conforme a la aproximación de Vasicek (1973), calculados por Duff & Phelps, para cada industria bajo clasificación SIC. La manera en que esta fuente calcula estos coeficientes es estimar por mínimos cuadrados ordinarios la relación entre los retornos mensuales del S&P500 y los retornos de una canasta de acciones de empresas de la industria en análisis, en una ventana de 60 meses. Por la sensibilidad de este componente del modelo CAPM, es necesario ampliar la discusión de cuál beta debe ser tenido en cuenta para realizar el cálculo del costo de capital propio. Es importante que el beta a escoger refleje el riesgo real del sector en Colombia que incluye riesgos por estabilidad política, riesgos de demanda y oferta en el mediano y largo plazo, riesgo de ingresos y remuneración de costos por esquema regulatorio, entre otros. Hasta el momento no es clara la argumentación acerca de los beneficios de usar Duff & Phelps como fuente de información, a diferencia de otras fuentes que sí son comúnmente usadas y que son fuentes de consulta pública. Al ser una fuente de consulta privada y paga, dificulta analizar la rigurosidad de los cálculos y el comportamiento histórico de los indicadores publicados, adicionalmente presenta una canasta de empresas muy limitada para cada actividad, según lo publicado en la Resolución 155 de 2020 oscilan entre 5 a 14 empresas, lo que aumenta la volatilidad y disminuye la objetividad del cálculo. Un punto importante para mencionar es que en la práctica encontramos que no es común usar los betas de Duff & Phelps y mucho menos usar el ajuste de Vasicek y que, por el contrario, las regulaciones estudiadas y fuentes consultadas usan fuentes como Damodaran o Bloomberg y sugieren usar betas con el ajuste de Blume.





Dado lo anterior, nuestra recomendación para el beta de distribución y transporte de gas se mantiene en tomar el promedio de 5 años del Beta de países emergentes de Damodaran Oil & Gas Distribution. Consideramos que permite aproximar mejor la realidad colombiana, en términos regulatorios y de mercado, ya que toma una muestra representativa de diversos países emergentes en comparación a referencias de betas americanas o europeas, y adicionalmente es una fuente de información pública, de fácil acceso, consistente y altamente usada por directivos financieros de empresas, analistas de inversión, fondos de inversión y reguladores, entre otros. El beta calculado por Damodaran tiene en cuenta a más de 90 empresas del sector Oil & Gas ubicadas en aproximadamente 30 países emergentes entre los cuales se encuentran Argentina, Brasil y Chile.”

Respuesta Con respecto a la metodología de estimación y el tamaño de la muestra de empresas utilizados por Duff & Phelps en sus estimaciones, ver respuesta al comentario contenido en el numeral 5.6.1.2. Es de recordar que la información que provee Bloomberg es de acceso público a un costo anual. Respecto al uso de la información provista por el profesor Damodaran, ver respuesta a los comentarios en el numeral 5.5.1.3.

5.6.11. TGI


“Calcular el beta desapalancado del sector como el promedio ponderado de los betas de empresas del sector de transporte de gas natural de Estados Unidos (SIC Code: 4922) con base a los retornos diarios de los últimos 5 años y ajustado por Blume. El objetivo es aplicar una metodología que sea práctica en diferencias agencias, dar mayor transparencia al cálculo y utilizar fuente pública”.

Respuesta Entendemos que su comentario es una propuesta de ajuste a la metodología en consulta. En este sentido, respecto al uso del promedio, ver respuesta a comentarios en el numeral 5.6.1.2. En todo caso, el promedio ponderado no es un cálculo disponible en la fuente Duff & Phelps. Con relación al ajuste de Blume, ver respuesta en el numeral 5.6.1.3.






“La Comisión propone el uso de los últimos 6 trimestres disponibles. Esta ventana se considera reducida, autores como Gonedes y Kim recomiendan el uso de 5 años para la estimación del Beta. Kim indica que empíricamente se verifica que la duración promedio del intervalo estacionario del Beta es de unos cinco años (exactamente 54,19 meses), por lo que recomienda el uso de ventana de por lo menos 5 años para estimar el Beta. En línea con este comentario podemos verificar la diferencia existente entre los betas del sector de transporte presentados en la circular 100 del año 2019 y el documento CREG 121 del año 2020.Si bien ambos valores son extraídos de la misma fuente (Duff & Phelps) empleando la misma metodología, los valores varían entre 0,44 y 0,39 lo que representa una reducción del 11% en menos de un año, según se muestra a continuación:

De esta manera, se puede apreciar que la metodología propuesta no asegura estabilidad en los resultados. Por lo que se recomienda el empleo de una serie temporal de 5 años, tal como recomiendan los autores antes citados. El criterio propuesto coincide con el empleado por varios reguladores de la región entre los que podemos citar la Comisión de Regulación de Energía y Gas de México (Resolución 550-2013), la Secretaria de Desenvolvimento Econômico (SEDE) de Minas Gerais Brasil (Resolución n°9-2016) y la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles de Brasil (NotaTécnican°07-2018)”

Respuesta Ver respuesta a comentarios en el numeral 5.6.7.






“La resolución no especifica la periodicidad de los datos (diarios, semanales y mensuales) que se emplearían en el cálculo del Beta. Es importante indicar que esto no es trivial ya que el resultado es sensible a la selección de la periodicidad de los datos. Corhay en 1992 realizó un estudio donde concluyó que diferentes intervalos de tiempo (diarios, semanales o mensuales) en la medición de los retornos tiene un importante impacto en la magnitud del Beta estimado. En ese sentido, se recomienda el uso de los retornos diarios de las empresas que conforman la muestra”.

Respuesta Respecto a la frecuencia de los datos, ver respuesta al comentario en el numeral 5.6.1.1.


“Las betas históricas generalmente son calculadas a partir del análisis de los datos para un período determinado. La bibliografía especializada recomienda ajustar estas betas brutas o raw beta debido a la correlación existente entre las betas de períodos sucesivos con tendencia al valor de uno. Es decir, si la beta en un período resulta menor a uno, existe una alta probabilidad que la beta aumente aproximándose y viceversa. Esa relación fue observada, justificada y analizada por diferentes autores, (…) Por ello, la mayoría de las agencias especializadas, dentro de ellas Bloomberg, Merrill Lynch, etc., calcula la beta esperada en función de las betas históricas, según la ecuación:

𝛽𝑒 = [(𝛽ℎ − 1) ∗ 𝜆] + 1 donde

𝛽𝑒 : Beta del patrimonio esperada;

𝛽ℎ : Beta histórica u observada;

𝜆 : Coeficiente igual a 0.66.

La Comisión en la resolución no 155 de 2020 propone que los Betas desapalancados sean ajustados por el método de Vasicek. Si bien este ajuste cuenta con antecedentes académicos no se encuentran antecedentes en la práctica regulatoria, a diferencia del ajuste de Blume indicado anteriormente que se emplea en el sector de transporte de gas natural en México, distribución de gas natural en Chile y distribución de energía eléctrica en Argentina. Debido a que la tasa de costo de capital debe reflejar el costo de oportunidad para los próximos 5 años, las betas históricas deben ser ajustadas a las betas esperadas, y así, mejorar su estimación según la evidencia empírica y recomendación bibliográfica especializada. Se recomienda el uso del





ajuste empleados por agencias especializadas que se denomina ajuste de Blume y cuya formula se presentó en el presente ítem.”

Respuesta Respecto a los ajustes de los coeficientes beta, ya sea por Blume o por Vasicek, ver respuesta al comentario contenido en el numeral 5.6.1.3.


“La Comisión en la resolución n°155 de 2020 propone que los Betas desapalancados sean ajustados por el método Vasicek. Si bien este ajuste cuenta con antecedentes académicos no se encuentran antecedentes en la práctica regulatoria, a diferencia del ajuste Blume indicado anteriormente que se emplea en el sector de transporte de gas natural en México, distribución de gas natural en Chile y distribución de energía eléctrica en Argentina. Debido a que la tasa de costo de capital debe reflejar el costo de oportunidad para los próximos 5 años, las betas históricas deben ser ajustadas a betas esperadas, y así, mejorar su estimación según la evidencia empírica y recomendación bibliográfica especializada. Se recomienda el uso del ajuste empleados por agencias especializadas que se denomina ajuste Blume y cuya fórmula se presentó en el presente ítem”.

Respuesta Con relación a su propuesta de ajuste, ver respuesta en el numeral 5.6.1.3.

5.6.12. Vanti

“Respecto a la metodología para el cálculo, una de las inquietudes es saber si con una canasta que oscila entre 5 y 14 empresas, que de principio parece una muestra no representativa de un sector que opera en Estados Unidos, se puede estimar correctamente el riesgo sistémico de un sector, y si los parámetros en esas estimaciones a través de MCO realmente son significativas. En ese sentido, una forma de resolver estas inquietudes consiste en comparar los resultados de las betas estimadas por Duff & Phelps, las cuales sugiere tomar la Comisión, con ejercicios realizados para fines similares. La primera comparación que da sentido es respecto a los resultados de aplicar la metodología actual, cuyo resultado da un ßU de 0,49. Si bien en el Documento CREG 121 no hay indicios del número de empresas que conforman la canasta, sí se puede tomar como referencia el Documento CREG 063 de 2015, en el cual se evidencia que para este cálculo se tuvo en cuenta un panel de 45 empresas y la evolución de estas variables durante 60 meses. Al comparar este ßU con otros ßU estimados por la Comisión, se observa que no ha habido variaciones significativas a través del tiempo: en la Resolución CREG 096 de 2015 el valor fue 0,46 y en la Resolución CREG 016 de 2018 dicho valor fue de 0,48.





Así mismo, y con base en otras fuentes y metodologías, se encuentra que hay betas desapalancados establecidos por la Comisión que rondan valores similares a los de aplicar la metodología vigente. Ejemplo de esto, en las Resoluciones CREG 083 y 093 de 2008 la fuente fue Morningstar (Ibbotson)SIC 4911con un ßU de 0,44. Como se aprecia en la siguiente tabla, independiente de la fuente, las betas desapalancadas de los últimos 12 años no tienen variaciones tan significativa, a excepción de la de Duff & Phelps con ajuste de Vasicek.

Una segunda comparación a realizar es con las betas calculadas por Aswath Damodaran, quien es un referente internacional en temas de finanzas corporativas. En la versión actualizada al 5 de enero de 2020, la beta promedio desapalancada para el sector de distribución de Oil/Gas fue de 0,61. La canasta de empresas para este cálculo está compuesta por 24 distribuidoras. Este valor es muy superior al calculado con una canasta como la que emplea Duff & Phelps, razón adicional para cuestionar, en este caso, los resultados obtenidos al aplicar la metodología de dicha firma. Una tercera comparación, puede ser con las betas aplicadas por otros reguladores en el sector de energía y gas. La ßU de 0,3 es equivalente a una ßL de 0,39. Al consultar en el Report on Regulatory Frameworks for European Energy Networks, que publicó para el año 2019 el Council of European Energy Regulators, se encuentra que las betas apalancadas, en la regulación de la actividad de distribución de gas, para países como Alemania (0,83), Francia (0,66), Holanda (0,74) y Suecia (0,76) son muy superiores a las de la propuesta de la Resolución CREG 155 de 2020.

Dados los anteriores argumentos, se evidencia que, con base en las tres comparaciones realizadas, la aplicación de la metodología desarrollada por Duff & Phelps para la estimación del beta en distribución de gas, y ajustada con el método de Vasicek, da resultados poco fiables y con un valor muy alejado de los observados en ejercicios alternativos. Para finalizar este punto, nuestra sugerencia es que se mantenga la metodología diseñada por la Comisión para el cálculo de la ßU, Resolución CREG 095 de 2015, dado que con ésta se están obteniendo valores razonables para dicho parámetro”.

Respuesta Ver respuesta a comentarios en el numeral 5.6.1.2.





5.7. Ajuste del Beta

5.7.1. Andesco

“(…) Consideramos pertinente la inclusión de esta variable, dado que en Colombia para las empresas que desarrollan las cuatro actividades para las que se define el procedimiento del cálculo de la tasa de descuento, el riesgo que enfrentan asociado a la diferencia de esquemas regulatorios es superior al de las empresas estadounidenses e inglesas. En Colombia, específicamente en energía eléctrica, al ser un esquema de revenue cap + incentivos, la regulación cubre riesgos de demanda y precio, pero no cubre los costos controlables y no controlables, es decir, se remuneran costos eficientes, pero el riesgo es asumido por la empresa. Para gas natural, el esquema es price cap + incentivos; en este caso, no se cubre el riesgo de demanda, el cual, es asumido por las empresas, que además atienden a una demanda más elástica. Por lo tanto, la inclusión del delta beta permite recoger las características de riesgo para las prestadoras en el país, las cuales son reguladas bajo un esquema diferente al de USA, y que operan en mercados con mayores riesgos a los de UK. Por lo tanto, este ajuste debe propender por reconocer los riesgos inherentes a la actividad que no son cubiertos o que son generados por el marco regulatorio de remuneración de la actividad específica, teniendo en cuenta, además, los riesgos operativos que se viven en el país, como causa de las problemáticas sociales y de seguridad de la infraestructura. De acuerdo con los consultores, el delta beta propuesto es un ajuste insuficiente y las fuentes del cálculo de las betas en USA y en UK son también Duff & Phelps con ajuste Vasicek, que son poco utilizadas, como se aborda en los comentarios del numeral anterior. De la experiencia internacional se observa que algunos reguladores (por ejemplo, Holanda y Noruega) utilizan “premium adicional” en el cálculo de Ke, con el fin de recoger los riesgos adicionales de la actividad. (…)”

Respuesta La Comisión reconoce en la estimación de la tasa de descuento un ajuste por diferencia en los esquemas de regulación del país de referencia y Colombia, distinto de lo observado en la experiencia internacional. Se calcula a partir del mercado de referencia y de otro mercado desarrollado, cuyo esquema regulatorio se considera como referencia (proxy) adecuado del esquema local.

5.7.2. Asoenergía





5.7.2.1. Comentario

“Se persiste en utilizar la variable Δβα la cual en el estudio del 2019 se anota en repetidas ocasiones que no se conoce de su uso en otras partes. Esto va en contra de la condición que debe tener una definición de tasa considerando el criterio de grado de aceptación de uso. Es importante anotar que la referencia del Paper de Alexander está desactualizado y en desuso.”

Respuesta Ver respuesta a las observaciones contenidas en el numeral 5.7.1.

5.7.2.2. Comentario

“Finalmente, la CREG parece haber introducido como un valor agregado el ajuste de Vasicek, al

beta. La idea loable, por cierto, es mejorar la estimación de los betas a utilizar en el modelo del CAPM. Esta mejora buscaría disminuir el error estadístico introducido por la muestra de datos utilizada en el cálculo del beta. Pero estadísticamente hablando el ajuste que pretende tanto el viejo modelo de Vasicek, como otros modelos (Bera, Blume), parte de la base del supuesto de que los verdaderos betas convergen a 1. Por supuesto existen múltiples argumentos tanto a favor como en contra de dicho principio de convergencia. En la práctica profesional actual son muy pocos los casos en que se observa dichos ajustes. Ahora bien, lo que agrava el tema no solo es el supuesto en si mismo que justificaría el ajuste de Vasicek, sino la ausencia completa en el documento de la CREG del detalle de como se ajusta el beta de un activo particular al promedio de los betas de la muestra y cuales son los cálculos

realizados por la CREG o por sus asesores.”

Respuesta Con relación al ajuste de los coeficientes beta, ver respuesta en el numeral 5.6.1.3. Es importante aclarar que la estimación de dichos coeficientes, así como de sus ajustes, es hecho por Duff & Phelps.

5.7.3. Cenit

5.7.3.1. Comentario

“(…) En general, consideramos que se trata de una propuesta positiva, especialmente en lo relacionado con la utilización de mayores periodos históricos para las diferentes variables de cálculo y el ajuste a la estimación de la expectativa de devaluación.





No obstante, al observar el Documento CREG D-121, no resultan claros los posibles impactos para la remuneración del transporte de combustibles líquidos por poliducto, ya que, para esta actividad, sin que haya lugar a ello, se estaría descartando la aplicación del ajuste al Beta por diferencias en el esquema regulatorio colombiano respecto al aplicado en los Estados Unidos. En efecto, frente a los resultados comparativos de la tasa de descuento para combustibles líquidos con la metodología vigente y con la propuesta, el documento Soporte de la Resolución CREG 029-18, menciona que ‘En general, con respecto a la prima de riesgo, el primer análisis consiste en examinar si el cálculo de esa prima resulta procedente. Por ejemplo, si en el caso de Colombia se escogiera un tipo de regulación de coste de servicio no debería haber espacio para la construcción de la prima’. En nuestro entendido, vemos que la CREG estaría considerando dentro de las posibles alternativas para la metodología de remuneración de transporte de combustibles líquidos por ducto, una opción de bajos incentivos (coste de servicio), lo cual a su vez se reflejaría en los resultados de comparación presentados en el Documento Soporte D-121-206. Sin embargo, asumimos que no se trata de una decisión final considerando que el estudio ‘Multiplicadores que capturen la dificultad constructiva de tubos tanto de transporte por ductos de gas natural, así como de combustibles líquidos cuando el trazado va por media ladera y estimar los costos constructivos, que incluyan ingeniería, suministro, construcción y puesta en servicio’, está incluyendo al transporte de combustible por poliductos. Este tipo de análisis resultan propios de una metodología de altos incentivos (price cap). Por lo tanto, consideramos que para efectos de tener una mejor comprensión de la propuesta, los resultados a divulgar por la Comisión se deberían presentar para los dos escenarios metodológicos. (…)”

Respuesta La propuesta regulatoria no contempla un ajuste a los coeficientes beta que aplicarán a la actividad de transporte de combustible líquidos, una actividad no sujeta a la regulación de servicios públicos en el mercado de referencia. Respecto a la metodología de remuneración de la actividad en cuestión, no se encuentran pertinentes sus comentarios dado que los mismos no son objeto de la regulación en consulta.

5.7.3.2. Comentario

“(…) Evidenciamos que el ajuste propuesto al beta desapalancado por diferencias entre los esquemas de remuneración local y el del mercado de referencia, es acertado y compartimos que deba establecerse un valor específico para cada actividad.

6 Tanto para los resultados con la metodología vigente como para los posibles resultados en la propuesta objeto de comentarios, se está excluyendo el Δ𝛽𝑎.





Identificamos que la particularidad con la que esta variable se incorpora en la metodología vigente (Resoluciones CREG 095 de 2015 \ CREG 029 2018), estimando la prima a través de una valoración de los riesgos inherentes a la actividad, permite recoger de manera correcta aquellas características propias del entorno colombiano que no son observables con la diferencia entre los betas obtenidos para las empresas en Estados Unidos y las del Reino Unido. En particular, el transporte de combustibles líquidos en Colombia, bajo un esquema de tipo price cap, presenta riesgos propios como atentados terroristas7, hurtos sistemáticos (colocación de válvulas ilícitas)8, afectación a la infraestructura, huelgas \ paros zonales que afectan la demanda, no existencia de contratos de transporte, política energética local direccionada a la transición energética hacia otras fuentes de energía que disminuye la demanda de refinados, tasas ambientales, entre otros riesgos, que conllevan a que el riesgo sistémico propio de la actividad en Colombia tenga un impacto evidentemente mayor al que presentan las empresas en los mercados de referencia (Estados Unidos \ Reino Unido). El planteamiento que se realiza en la propuesta regulatoria reconoce que los coeficientes beta de actividades reguladas bajo esquemas de precio mínimo son mayores a los coeficientes de actividades bajo esquemas de remuneración de tasa de retorno. Sin embargo, al tomar como referencia para este ajuste a las compañías denominadas Utilities en el Reino Unido, se estaría excluyendo al transporte de combustibles líquidos9 produciendo una sub-remuneración de la actividad y un desincentivo a las inversiones que se requieren. Nótese que el hecho de que el transporte de combustibles líquidos no sea considerado como Utility no elimina los riesgos asociados a la implementación de un esquema de remuneración diferente respecto del aplicado en el mercado de referencia, ni mucho menos mitiga los riesgos propios de la operación que ya han sido mencionados. Este tratamiento no sería equilibrado con el transporte de combustibles líquidos, reduce la potencia del concepto que soporta la implementación del ajuste al Beta, y resultaría contrario al principio de neutralidad que debe orientar la definición del régimen tarifario. En este sentido, respetuosamente se solicita a la CREG mantener como metodología para el cálculo del ajuste al beta por diferencias en los esquemas de remuneración, para la actividad de transporte de combustibles líquidos, la establecida en la Resolución CREG 029 de 2018, ante la inconveniencia de aplicar la metodología prevista en la propuesta de la Resolución CREG 155 de 2020. Teniendo en cuenta que la metodología vigente incorpora de manera acertada el ajuste por diferencias en el esquema regulatorio, la comparación que se presenta en el numeral 6 del documento D-121-20,

7 Si bien han disminuido en los últimos años, en el pasado la infraestructura fue objeto de atentados por parte de grupos al margen de la ley. 8 Derrames, impacto ambiental por afectación zonas poliductos atacados/robados. 9 Existiría una contradicción entre la Resolución CREG 155 de 2020 y el Documento Soporte D-121 de 2020, ya que en la Resolución no se menciona la exclusión del transporte de combustibles líquidos del ajuste al Beta





no refleja adecuadamente el impacto que tendría la propuesta para el trasporte de combustibles líquidos por ducto. En efecto, si se asume para la actividad de transporte de combustibles líquidos el ajuste previsto en la Resolución CREG 112 de 201410 (0.664 para transporte de GLP), la tasa de descuento para poliductos realmente sería de 15,20%, en lugar del 9,7%, tal como lo ilustra el documento D-121-20. En línea con lo anterior, anexo a esta comunicación nos permitimos actualizar el inventario de riesgos sectoriales enviados a la Comisión el 03 de octubre de 2014 mediante oficio CEN-PRE-002529-2014-E, atendiendo los comentarios a las Resoluciones CREG 083 y 112 de 2014. Tal como lo confirma en el Documento Soporte CREG D-025-2018, cuando la CREG emita la respectiva metodología genera deberá exponer cómo se propone construir la prima de riesgo regulatorio con los respectivos valores, (algo no reflejado en la propuesta de la Resolución CREG 155 de 2020). (…)”

Respuesta Ver respuesta a las observaciones contenidas en el numeral 5.7.1. Además, se debe tener en cuenta que el ajuste a la beta es por las diferencias regulatorias y no por eventos que enfrentan las diferentes actividades en Colombia como las mencionadas en su comunicación.

5.7.3.3. Comentario

“(…) También llama la atención que en el cuadro comparativo de resultados de la página 28 del Documento D-121-20, los valores de Δ𝛽 para las diferentes actividades, excepto transporte de combustibles líquidos, muestren el mismo resultado de 0.14, aun cuando la propuesta establece que el ajuste al Beta desapalancado se establecerá para cada actividad. Al respecto es importante asegurar el uso de información desagregada por actividad para el cálculo del ajuste al Beta. (…)”

Respuesta Respecto a su observación, y como se mencionó en las respuestas anteriores, la tasa de descuento aplicable a las inversiones realizadas en actividad de transporte de combustibles líquidos, no estará afectada por el ajuste por diferencias entre esquemas regulatorios, delta beta.

10 Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución “por la cual se definen los valores de los delta beta (𝛥𝛽) que se aplicarán en el cálculo de la tasa de descuento en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte de GLP por propanoductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional”





5.7.3.4. Comentario

“(…) Destacamos que en el caso de la metodología de la actividad de transporte por ductos de combustibles líquidos y GLP, de acuerdo con la información recogida por la CREG en los Estados Unidos, el tipo de regulación que se utiliza es de costo de servicio, lo cual debería ser tenido en cuenta por el regulador de cara al cálculo de la prima de riesgo regulatorio a definirse. Finalmente, en el caso que la comparación presentada en el Documento D-121-20 esté asumiendo la aplicación de un modelo de regulación basado en el costo de servicio para el transporte de combustibles líquidos por ducto, entendemos que esta no sería una decisión final por parte de la Comisión11, por lo tanto no es posible evaluar el impacto de la metodología propuesta para el cálculo de la tasa de descuento en caso de que el esquema que finalmente adopte la CREG sea el de Price Cap. Por lo anterior, nos permitimos solicitar de manera atenta que se complemente el análisis con las dos alternativas, y que dichos resultados sean socializados. (…)”

Respuesta En los análisis realizados la CREG no encontró evidencia sobre que la actividad de transporte de refinados en los estados Unidos se remunere con metodologías de costo del servicio o de tasa de retorno.

5.7.4. Enel

“(…) recordar lo expuesto anteriormente sobre el cálculo de las betas ajustados por Vasicek, y por otra es importante poder identificar las diferencias entre las canastas de los dos países para analizar si son comparables, además, si las diferencias entre esquemas aplican para el caso colombiano o debería reconocerse un delta adicional por los riesgos enfrentados por las empresas en Colombia a diferencia del Reino Unido”.

Respuesta Ver respuesta a las observaciones contenidas en el numeral 5.6.1.3 y 5.7.3.2

11 El Borrador de la metodología tarifaria de transporte de combustibles por ducto, está definida en la Agenda Regulatoria 2020, para ser socializada por la CREG en el II-Semestre de 2020.






“(…) Se considera pertinente la inclusión de una variable Delta Beta que cubra los riesgos inherentes a la situación del país, por tal razón se propone incluir la prima de riesgo país en la metodología, como el Delta de Beta. (…)”

Respuesta No se considera pertinente su comentario dado que la prima por riesgo país está considerada a través de la información utilizada para la tasa libre de riesgo, esto es, el costo de la deuda del gobierno colombiano emitida en dólares.

5.7.6. GEB

“Coincidimos con la necesidad y pertinencia de introducir en el costo de capital propio un ajuste por diferencias entre los esquemas de remuneración de las actividades en Colombia con relación al mercado de referencia (Estados Unidos). Sin embargo, consideramos que determinar estas diferencias a partir de los coeficientes betas, estimados por Duff & Phelps, por actividad tomando como base al Reino Unido, no refleja en absoluto las particularidades propias del desarrollo de las actividades en Colombia, más aun teniendo en cuenta que en el Reino Unido se utiliza el esquema de regulación denominado RIIO y que las empresas no afrontan los riesgos operativos que se viven en Colombia, tales como las incertidumbres de índole social (paros y protestas), de seguridad de la infraestructura (voladuras y defraudación de fluidos) e injerencia e intervencionismo del poder judicial (medidas cautelares y fallos fuera de contexto), entre otras, que afectan por igual las actividades de operación, reposición y mantenimiento. En este sentido, se propone definir una metodología para calcular el delta beta, para cada actividad, mediante la definición de un índice que compare indicadores económicos-financieros de las empresas que conforman la actividad en Colombia y las empresas que hacen parte de la canasta utilizada para el cálculo del Beta, para los cincos años anteriores a la fecha de cálculo. Los indicadores propuestos son los siguientes:

De esta manera, se considera que, al comparar estos indicadores, para una muestra de empresas del mismo sector en diferentes países, se puede tener un valor que refleje el impacto de las diferencias normativas sobre los resultados de las empresas. El “delta beta” que se aplicará dependerá del valor promedio del 𝑅2, como se explica con mayor detalle en el Anexo adjunto.”





Respuesta Respecto a la determinación del reconocimiento en mención, ver respuesta a las observaciones contenidas en el numeral 5.7.1. y 5.7.3.2

5.7.7. Naturgas

“Al respecto manifestamos que esta aproximación no recoge el ajuste necesario por diferencia de esquemas regulatorios entre el mercado de referencia, i.e. EUA, y el mercado colombiano. La propuesta de la Comisión implicaría que el esquema regulatorio del Reino Unido expone a los agentes al mismo riesgo al que la regulación colombiana expone a los agentes del mercado colombiano. Consideramos que la exposición a riesgo en el Reino Unido y en Colombia no es igual, y creemos que siempre será distinta porque los esquemas regulatorios no son iguales y el entorno en el que operan las compañías también es distinto. Por tanto, es necesario que la Comisión analice otras alternativas (…)”

Respuesta Ver respuesta a las observaciones contenidas en el numeral 5.7.1 y 5.7.3.2

5.7.8. Promigas

“En el entendido que el riesgo regulatorio de Estados Unidos (país de referencia para el cálculo del Ke) es inferior al riesgo regulatorio en Colombia, la consultoría de Estudios Energéticos Consultores propuso un ajuste al beta. El ajuste busca reconocer el mayor riesgo regulatorio que existe en Colombia al tener un esquema Price Cap, en donde la rentabilidad del transportador dependerá del comportamiento de la demanda y los costos, frente al esquema de Cost Plus o Rate of Return de Estados Unidos, el cual no tiene dichos riesgos. Para incorporar el riesgo regulatorio, el consultor propone ajustar el beta desapalancado de Estados Unidos para cada actividad de la cadena de gas (fuente Duff & Phelps), con la diferencia entre i) el Beta desapalancado de Estados Unidos para energía, gas y servicios sanitarios y ii) el beta desapalancado del Reino Unido para Utilities. Esta propuesta fue acogida por el regulador e incorporada en la Resolución 155 de 2020, sin embargo el ajuste presenta los siguientes inconvenientes:

‐ Los betas utilizados para el ajuste corresponden a sectores de distintos de oil & gas como energía

eléctrica y servicios sanitarios para el caso de Estados Unidos, y en el caso de Reino Unido se desconoce si dentro del beta escogido hay incluso otros utilities. No es apropiado extrapolar el





riesgo regulatorio de empresas de sectores distintos a oil & gas, al riesgo regulatorio de las empresas de la cadena de gas en Colombia.

‐ El país propuesto para el ajuste regulatorio, Reino Unido, presenta amplias diferencias con el mercado de gas colombiano y con los esquemas regulatorios aplicados. A continuación las principales cifras, así como la revisión del modelo regulatorio aplicado en Reino Unido:

• El mercado del Reino Unido cuenta con mayor madurez, liquidez y es activo hace más de 50 años. Cuenta con una red de gasoductos de alrededor de 7.600 kms, que si bien es una cifra similar a la colombiana, debe considerarse que la superficie de Colombia es casi 5 veces la de Reino Unido, teniendo en Reino Unido 32kms de gasoducto por mil-km2 de superficie frente a 7kms por mil-km2 en Colombia.

• En cuanto a redes de distribución, Reino Unido cuenta con más de 250.000 kms de tuberías, atendiendo a casi 25 millones de usuarios con un consumo per cápita año de 1.184m3. En Colombia, en el 2020 se tienen 10 millones de usuarios, con un consumo per cápita de 200m3 año. El consumo interno en Reino Unido se ubica en 7.660MPCD, mientras en Colombia nos aproximamos a 1.000MPCD.

• En Reino Unido, los dos sectores de demanda más importantes son i) el consumo doméstico (hogares, oficinas, hoteles, restaurantes), con variaciones en consumos estrechamente relacionadas con épocas de verano o invierno, y ii) el consumo de plantas térmicas para generación de energía eléctrica. Cerca del 40% de la energía eléctrica que se produce en el país proviene de generación a gas, conformando una importante demanda base de este energético, mientras que en Colombia la energía eléctrica generada con gas es cercana al 12%.

• En cuanto a la oferta, Reino Unido tiene 6 puntos de entrada de gas al sistema, lo que representa una robusta seguridad de suministro. Aproximadamente la mitad del suministro de gas proviene de sus propios campos de gas del Mar del Norte. El resto se importa de una variedad de fuentes, incluidas Noruega, el Continente y todo el mundo utilizando gas natural licuado. Cuentan con 3 plantas de regasificación y 4bcm de almacenamiento de gas, más de ¼ parte de la demanda nacional en 1 día frío de invierno. En Colombia solo se cuenta con 1 planta de regasificación, no se tiene conexión activa con otros países para importación de gas y no se tiene almacenamiento.

• En cuanto a temas de geografía y relieve, Reino Unido presenta un terreno con menor complejidad que el colombiano. Según el índice de Rigurosidad del Terreno, que mide el relieve de un país, Colombia tiene un valor de 89mts, mientras el de Reino Unido es de 57mts.

• El esquema regulatorio aplicado en Reino Unido no corresponde a un esquema Price Cap. En Reino Unido se aplica el esquema RIIO, que si bien lo denominan como una regulación de control de precio, difiere del Price Cap, presentando mayores similitudes con el esquema Revenue Cap. A continuación las principales características evidencian las diferencias entre el esquema aplicado en Reino Unido y el esquema aplicado en Colombia:

1. El esquema RIIO “Revenue= Incentives + Innovation + Output” es un modelo regulatorio basado en el desempeño, creado por Ofgem, regulador del Reino Unido. Dicho modelo ha sido aplicado en este país desde el 2013. En la actualidad se encuentran en revisión las bases para el modelo a aplicar a partir de 2020, RIIO 2, alrededor del cual hay una





fuerte discusión en el sector, ya que Ofgem intenta reducir los altos retornos que han obtenido las empresas reguladas durante el primer período.

2. En este modelo la empresa regulada, presenta a Ofgem un plan de negocios para los próximos 8 años, del cual se deriva el ingreso regulado permitido a recaudar de los usuarios en los siguientes 8 años. Así mismo, se establecen los incentivos que le permitirán potencializar el ingreso y los mecanismos de ajuste permitidos por cambios en las variables de entrada durante los 8 años.

3. Los incentivos del modelo están relacionados con: fiabilidad y confiabilidad, medio ambiente, conexiones, servicio al cliente, obligaciones sociales, seguridad, disponibilidad, reputación e innovación. Las empresas también pueden recibir penalidades por un mal desempeño en estos aspectos.

4. Anualmente se lleva a cabo el proceso de “Annual Iteration Process” en donde formalmente se actualizan las variables de entrada del modelo financiero de control de precios, generando cambios a la alza o baja del ingreso base regulado. En este proceso se actualizan variables como inflación, impuestos, pensiones, costo de deuda, costos impredecibles justificados, entre otros.

5. Adicionalmente, cuando se implementó RIIO fue prevista una posible “Revisión de Mitad de Período”, ya que fue reconocido por Ofgem que existían incertidumbres potenciales que podrían afectar el desempeño de las empresas.

6. El riesgo de demanda y volumen no está en cabeza de la empresa regulada, sino que recae sobre los usuarios. El ingreso base autorizado por Ofgem a recaudar de los usuarios durante los 8 años, no depende de las variaciones en el consumo.

7. El riesgo de sobrecostos en inversiones (capex) y en costos de AOM (opex) son compartidos entre la empresa regulada y la demanda. Incluso para el riesgo de incremento de costos por encima de inflación, el modelo contempla un ajuste ex-ante que permite incorporar en la proyección un sobrecosto asociado a este riesgo, de acuerdo con cifras de comportamientos históricos.

Siendo los dos últimos puntos, riesgo de demanda y riesgo de inversiones y AOM los más característicos del modelo Price Cap, se citan textualmente la revisión de los riesgos del modelo RIIO realizado por Cambridge Economic Policy Associates Ltd para Ofgem en 2018:





De la revisión del modelo se concluye que el modelo RIIO implementado en Reino Unido no tiene el mismo, ni siquiera similar, riesgo regulatorio del esquema Price Cap aplicado en Colombia, entendiendo que mientras en Colombia la empresa regulada corre riesgos de demanda, inversiones y AOM, en Reino Unido estos riesgos son asignados en su totalidad a los consumidores (riesgo de demanda) o compartidos con ellos (riesgo de inversiones y AOM). Como se evidencia, tanto desde la perspectiva de mercado, como desde la perspectiva de esquema regulatorio, el Reino Unido no es un referente para estimar el riesgo regulatorio colombiano frente al del país de referencia, Estados Unidos. El ajuste al beta propuesto por el consultor y acogido por el regulador, no recoge el riesgo regulatorio de las actividades de la cadena de gas reguladas en Colombia.”

Respuesta Ver respuesta a las observaciones contenidas en el numeral 5.7.1 y 5.7.3.2

5.7.9. TGI

5.7.9.1. Comentario

“En relación a la prima por esquema de regulación, la resolución CREG No126/2010 en su Anexo 4, incorporaba como delta beta el resultado del estudio denominado “Regulatory structure and risk infrastructure firms” de Alexander; Mayer y Weeds. El estudio compara los betas entre Inglaterra y Estados Unidos con el objetivo de estimar el riesgo por esquema de regulación. Los valores obtenidos para diferentes sectores se muestran a continuación:





El delta beta que resultó para el sector de transporte de gas natural fue de 0,64, el cual fue adicionado por la CREG al beta de activos utilizado para el cálculo de la tasa WACC. En el año 2014, la CREG presentó la resolución No 112 del 5 de agosto de 2014, la cual establecía un nuevo mecanismo para definir el delta beta, basado en un ejercicio de valoración de riesgos para cada una de las actividades. (…) Más allá de las alternativas, cabe resaltar que se está de acuerdo con la inclusión del delta beta establecida en la Resolución CREG 155/2020 ya que no limita a las alternativas planteadas, sin embargo, el delta beta vigente no representa los riesgos específicos del sector de transporte en Colombia.”

Respuesta Entendemos que su comentario refiere al ajuste del coeficiente beta por diferencias propuesto en la regulación en consulta. En este sentido, el reconocimiento busca corregir las diferencias entre el costo de capital propio de las empresas reguladas en el mercado de referencia y el costo del capital propio en un mercado cuyas empresas se encuentran sujetas a un esquema regulatorio similar al de las empresas en Colombia. En consecuencia, dicho reconocimiento no busca realizar un ajuste asociado a una valoración de riesgos de una actividad particular.

5.7.9.2. Comentario

“(…) La diferencia entre las betas de Europa y Estados Unidos refleja las diferencias de riesgo entre los esquemas regulatorios por incentivos y tasa de retorno. El delta beta fue estimado en 0,3 en lugar del 0,64 que en el año 1996 Alexander, Mayer y Weeds estimaron y publicaron en el documento “Regulatory structure and risk infrastructure firms”. Esta alternativa propone utilizar el delta beta de 0,3 en la determinación de la tasa de descuento. (…)”

Respuesta No se considera pertinente su comentario. Las estimaciones de Alexander et al. (1996) no corresponden a la situación actual de los mercados.





5.7.9.3. Comentario

“(…) para solucionar el problema mencionado, se propone definir una metodología para calcular el delta beta específico de cada sector en Colombia, mediante la definición de un índice cuantitativo compuesto por indicadores económicos-financieros de las empresas que conforman dicho sector y comparándolo con mismo índice cuantitativo del mercado utilizado como referencia. De esta forma, los indicadores económicos-financieros de rentabilidad y liquidez de empresas reguladas serán analizados para obtener un índice compuesto cuya dispersión será incorporada en la definición del delta beta. Esta alternativa es factible ya que los precios de las acciones (información utilizada para calcular el beta) son reflejo de las informaciones contables publicadas por las empresas, por lo tanto, la volatilidad de los indicadores contables será reflejada en la volatilidad de los precios de las acciones”.

Respuesta Respecto a su propuesta de uso de indicadores de rentabilidad y liquidez del mercado de referencia y a través de ellos, construir una métrica entre las empresas de cada actividad e indicadores agregados del mercado mismo, la misma no puede ser utilizada en el ajuste del beta, porque que esa información ya está incorporada. En el caso específico donde se dé un reconocimiento adicional sobre el costo de capital calculado con base en la información del mercado de referencia, se encuentra que dicha propuesta tampoco podría aplicarse dado que las empresas de las distintas actividades están sujetas a la regulación del mercado.

5.7.10. Vanti


“El documento CREG 063 de 2015 establece el valor de la prima por esquema de remuneración que está vigente en la tasa de descuento que se aplica actualmente en la actividad de distribución de gas. Como se evidencia en dicho documento, la Comisión empleó una metodología rigurosa para identificar los riesgos, hacer un análisis de causas y efectos, y estimar el valor en riesgo: 22 de las 36 páginas de ese documento hacen referencia al cálculo del Rr,a o prima por esquema de remuneración. Pero, en el documento CREG 121 de 2020, esa rigurosidad se pierde, y la propuesta contenida ahí no refleja para nada la prima por esquema de remuneración. Independiente de que sea un ∆ß, o un Rr,a, la discusión de fondo debe basarse en si el componente que se defina realmente hace una aproximación correcta de los riesgos existentes, asociado a las diferencias de esquemas regulatorios, entre el mercado de referencia y el mercado colombiano.

Si bien en este caso el 0,14 puede recoger las diferencias entre el modelo de regulación estadounidense, de tasa de retorno, y el modelo de regulación de Reino Unido, regulación por





incentivos, este último tiene diferencias respecto al modelo de regulación colombiano. En Reino Unido, y para distribución de gas, el modelo actual es un RIIO-GD1, mientras en Colombia, para nuestra actividad, se aplica un modelo de precio máximo (P+I–X). Tanto en la teoría, como en la práctica, ambos esquemas tienen sus diferencias evidentes, entre esas el riesgo de demanda que asumen las empresas, las diferencias en las indexaciones del AOM reconocido versus las indexaciones en mano de obra y servicios contratados, así como la duración en la práctica de cada revisión tarifaria”.

Respuesta Ver respuesta a las observaciones contenidas en numeral 5.7.1 y 5.7.3.2


“(…) Por otro lado, parece contraintuitivo que el ∆ß de 0,14 sea el mismo para cuatro actividades: distribución de gas, transporte de gas, transmisión de energía eléctrica, y distribución de energía eléctrica. Esto no es consistente, y más aún cuando en distribución de gas el riesgo de demanda lo asume directamente el distribuidor, quien no tiene un esquema que le permita garantizar parcialmente un ingreso fijo ante reducciones significativas en la demanda, tal como se ha presentado en la coyuntura asociada al COVID. Con base en los argumentos expuestos, ya sea para el cálculo del ∆ß, el cual se puede hacer con base en flujos de caja proyectados, o para mantener el Rr,a, sugerimos a la Comisión que, como buena práctica, continúe con la metodología actual de estimación del impacto del modelo de remuneración en el riesgo de actividades reguladas, la cual está planteada en el Documento CREG 065 de 2014, y calculada para distribución de gas en el Documento CREG 063 de 2015.

Respuesta Ver respuesta a comentario en el numeral 5.7.1.

5.8. Cálculo de tasas equivalentes USD y COP

5.8.1. Andesco

“(…) Los parámetros de inflación y devaluación son inciertos, es decir, no existe un método que permita estimar con precisión la inflación futura o los tipos de cambio de divisas futuros. De igual forma, y como el consultor nos ha indicado, las tasas de interés no incorporan correctamente las expectativas de devaluación; por tal razón, si bien en el informe no hay una propuesta formal para este parámetro, dado que no existe una metodología para predecir acertadamente la evolución de la TRM, el esquema propuesto en la Resolución CREG 155 de 2020 no se permite obtener resultados fiables. En todo caso, vemos pertinente que se realicen ajustes periódicos. (…)”





Respuesta La propuesta regulatoria contempla un procedimiento estándar para el cálculo de las expectativas de devaluación. Específicamente, en la metodología consultada no se hace una proyección de la tasa de cambio. Para la reexpresión de tasas entre una moneda y otra se estima la devaluación a partir del diferencial del rendimiento entre dos bonos del mismo emisor, denominados en esas distintas monedas. Lo anterior recoge la expectativa de los inversionistas en este aspecto.

5.8.2. Asoenergía

5.8.2.1. Comentario

“Se debe reflejar en la fórmula de la metodología propuesta el grado de correlación que existe entre la devaluación Devt e inflación π_copt histórica (Si la expectativa de devaluación es al alza, la inflación también lo debe ser en cierto grado y viceversa), de acuerdo a como se presenta en la siguiente gráfica, en donde se muestra la evolución de la tasa representativa del mercado (T.R.M), Índice de precios al consumidor (IPC) y la tabla con el cálculo de las correlaciones (Para diferentes periodos de tiempo) entre las 2 variables.





(…)”

Respuesta Con respecto a su comentario, se entiende que busca que la relación entre la tasa de cambio y la tasa de inflación se mantenga (relativamente) constante de tal manera que la correlación que existe entre las dos series se mantenga constante. No se considera pertinente su comentario en tanto que su análisis es incorrecto. Existe una relación entre las dos series debido a que la inflación es uno de los fundamentales que determina la TRM. Sin embargo, el objetivo de la razón entre las dos variables es establecer la equivalencia entre las tasas de interés, esto conforme a la teoría económica vigente y aceptada en este tema. En todo caso, y como se mencionó en el comentario anterior, este es un procedimiento estándar en este tipo de metodologías bajo el supuesto de equivalencia de tasas de interés.

5.8.2.2. Comentario

“Con la definición de una tasa en dólares (usd) TD_ul,sda,t,ai, se deja el precedente de que se definirán tarifas en usd para algún(nos) sector(res). Lo anterior deja el riesgo de cambio monetarios en el tiempo sobre los usuarios, elemento cuya administración debería recaer sobre los agentes que operan en el sector.”

Respuesta La metodología propuesta tiene por objeto determinar una tasa de descuento en pesos para cada actividad que regula esta Comisión. Las discusiones sobre su aplicación en las respectivas metodologías de remuneración de actividad, no es objeto de esta consulta.

5.8.3. Celsia

“Si bien consideramos que varios de los cambios introducidos son positivos porque ofrecen mayor estabilidad y predictibilidad, identificamos otros temas estructurales que aún requieren de mayor discusión y detalle, dado que no reflejan el costo que enfrentan los distribuidores de energía para acceder al capital requerido para financiar los planes de inversión, entre otros: (…) iii. Revisar la propuesta de estimación de la devaluación esperada. Se propone reemplazar los SWAP

LIBOR por su baja liquidez de y en su lugar se plantea usar los TES en USD y COP. En el numeral





4 del anexo 1 presentamos un análisis acerca de la inconveniencia de dicho cambio, por las siguientes razones:

• La propuesta para estimar la devaluación esperada, que usa información de los TES de los últimos 3 años (hasta may/2020) llega a 1,35%, resultado que no refleja adecuadamente la evolución de la tasa de cambio del peso colombiano respecto al dólar americano, dado que la devaluación promedio de los últimos 3 años ha sido en promedio de 3,4%, y en los últimos 5 años de 7,1%, sin considerar la evolución observada en el año 2020, que hasta ahora alcanza el 14%.

• Usar el diferencial de tasas entre los TES en COP y en USD tiene un problema asociado a la liquidez de los TES en dólares respecto a los TES en pesos, pues los primeros tienen una liquidez muy baja, casi no hay títulos en dólares ya que Colombia ya no emite deuda en dólares, de manera que la comparación no tiene sentido por la reducida cantidad de títulos para comparar.

• El uso de las curvas SWAP – LIBOR son cotizaciones entre grandes bancos con altas calificaciones crediticias y mediante transacciones OTC, lo que brinda tranquilidad sobre el resultado”.

Respuesta Respecto a sus tres observaciones, en lo que refiere a la primera, la razón entre las tasas de la curva cero cupón de los títulos de tesorería TES COP y la curva cero cupón Colombia en USD, determina las expectativas de devaluación que perciben los inversionistas en el horizonte de dichos títulos, no los niveles de devaluación observados. Respecto a su segunda observación, el gobierno de Colombia tienen actualmente un saldo de emisiones externas, denominadas en dólares, por USD 28,647 millones, teniendo en el punto de vida media de 10 años, alrededor de USD 2,500 millones. En consecuencia no se encuentra pertinente se segunda observación. Y respecto a su tercera observación, el uso de las curvas SWAP – LIBOR no es pertinente por cuanto no es un mercado líquido.

5.8.4. Emcali

“La metodología propuesta utiliza el diferencial de tasas de rendimiento entre los TES cero cupones en USD y COP para ajustar la tasa de rentabilidad en USD a una tasa de rentabilidad en COP. Se entiende que la decisión de utilizar los TES se debe a su mayor liquidez en comparación con la metodología anterior donde se utilizó el diferencial de tasas de los SWAPS de liquidez, pero preocupa que los TES realmente estén capturando una señal estable de los fundamentales económicos frente a la expectativas de devaluación, ya que al revisar las tasas de devaluación implícita de las operaciones forwards se encuentra actualmente una tendencia creciente en contraste con la señal que presentan los TES cero cupón.





Esto porque el mayor impacto en la nueva metodología, proviene del coeficiente beta y de las expectativas de devaluación que son los que terminan reduciendo la tasa de descuento final (…) (…) se presente un comparativo del impacto con la utilización de los TES y los SWAPS, así como también evaluar el riesgo de utilizar proxys de expectativas de devaluación en un ambiente de incertidumbre como que se está presentado (…)””

Respuesta Ver respuesta en el numeral anterior.

5.8.5. Enel

“Con respecto a la devaluación consideramos que continua vigente el cálculo realizado en la resolución CREG 095-2015, el cual es estimar el valor mediante las curvas SWAPS ya que estas reflejan realmente la expectativa del mercado a futuro mientras la aproximación propuesta puede llegar a tener una aproximación más teórica”.

Respuesta Ver respuesta a los comentarios en el numeral 5.8.3.

5.8.6. EPM

“(…) En la devaluación consideramos que el cálculo de los diferenciales entre las tasas de la curva cero cupón TES COP y la curva cero cupón Colombia en USD no se ajusta adecuadamente a la devaluación real que se presenta entre el peso y el dólar estadounidense, por lo tanto, solicitamos seguir con el diferencial de curvas Swap usado en la Resolución CREG 095 de 2015, el cual se acerca más a la devaluación del país y recoge de manera más rápida las condiciones financieras del mercado. (…)”


5.8.7. ISA

“Según la propuesta regulatoria, la expectativa de devaluación externa se calcula como el promedio aritmético de los diferenciales entre las tasas de la curva cero cupón de los títulos de tesorería TES





COP y la curva cero cupón Colombia en USD (Rf_cop_usd), plazo de 3650 días, considerando los treinta y seis (36) meses anteriores, estimada por Precia PPV S.A. Acorde con lo expuesto previamente, se solicita ampliar el plazo de cálculo de la variable a 60 meses. Adicionalmente, sugerimos calcular la devaluación como el resultado de las diferencias de las inflaciones implícitas, calculadas a partir de instrumentos de renta fija gubernamentales a 10 años indexadas y no indexadas a la inflación, tanto de Estados Unidos como de Colombia, siguiendo el procedimiento que se indica a continuación y considerando las razones que se indican más adelante:

• Utilizar la propuesta de estudios energéticos consultores en el documento “Revisión de la metodología de estimación de tasas de descuento que utiliza la CREG”, en la que utilizan la expectativa de inflación en Estados Unidos, estimada como el promedio de los 60 meses previos a la fecha de estimación de la inflación implícita resultante, donde TB10 y TB10 indexed son los bonos del tesoro de Estados Unidos a 10 años de plazo nominal e indexados por inflación, respectivamente. La fuente de información es la reserva Federal de los Estados Unidos (Federal Reserva Bank of St. Louis). Para ello, se sugiere utilizar la siguiente expresión:

Así mismo, estimar las expectativas de inflación interna, como se mencionó en el numeral anterior, calculadas de acuerdo con el promedio aritmético de los diferenciales entre las tasas de las curvas cero cupón de los títulos de tesorería TES COP y TES UVR (plazo de 3650 días), considerando los 60 meses precedentes, utilizando la siguiente expresión:

Finalmente, calcular el ajuste por devaluación queda bajo la siguiente expresión:

La propuesta anterior refleja la Devaluación como un fenómeno de largo plazo que recoge las inflaciones esperadas de dos economías, en este caso en particular Colombia y Estados Unidos. Dichas expectativas de inflación se deducen de los instrumentos de deuda publica en cada país y suelen ser datos que los bancos centrales toman en consideración para la definición de su política monetaria.”

Respuesta





El análisis propuesto corresponde a un cálculo basado en el supuesto de paridad cambiaria. La metodología consultada utiliza el supuesto de paridad de tasas de interés.

5.8.8. Celsia

“La metodología de la Resolución CREG 095 de 2015 utilizó el diferencial de las curvas swap LIBOR en pesos y en dólares con plazo 10 años para la conversión del costo del equity a pesos colombianos. La propuesta presentada en la Resolución 155 de 2020 introduce un cambio al utilizar como expectativa de devaluación el diferencial de tasas entre la curva cero cupón TES COP y la curva de cero cupón Colombia en dólares (Rf_cop_usd), de tres años, esta última asociada al costo en dólares del endeudamiento del gobierno de Colombia en el exterior y cuya fuente es Precia PPV S.A. El cambio que plantea la propuesta se justifica en que estos títulos (los TES) tienen mayor liquidez que los swaps de deuda, y por lo tanto se puede contar con una mejor expectativa de devaluación a mediano plazo. Dado que al aplicar las dos metodologías se obtiene un resultado bastante alejado entre ellas, 3,99% con los Swaps y 1,35% con los TES, se identifican varios elementos que consideramos deben ser analizados y que exponemos a continuación. 4.1. La expectativa de devaluación resultante de la propuesta no refleja la realidad del mercado El comportamiento histórico de la devaluación en los últimos años en Colombia, refleja una alta sensibilidad de la economía colombiana ante shocks externos como las crisis que han afectado el mercado financiero global en 2008 ó la crisis del mercado de petróleo entre 2014 – 2015. Gráfica 5. TRM diaria peso colombiano vs. dólar estadounidense 2007 – 2020





Las crisis más cercanas (2008 – 2015) han elevado la tasa de cambio a niveles sin precedentes en cada momento Superadas las crisis, la tasa de cambio no ha regresado a su nivel inicial antes de cada evento

Fuente: Banco de la República. Hay plena consciencia sobre las dificultades de pronostica la devaluación esperada con base en la devaluación histórica. Sin embargo, es necesario que el método que se utilice para ello dentro de la metodología de cálculo del wacc proporcione una estimación que por lo menos refleje las tendencias centrales observadas en los últimos años. Por ejemplo, en los últimos tres años la devaluación promedio fue de 3,4% y para los últimos 5 años de 7,1%. En la gráfica 6 se presenta la devaluación anual acumulada. La propuesta para estimar la devaluación esperada con base en los TES en pesos y en dólares arroja un resultado de 1,35%, que a la luz del análisis retrospectivo es claro que no refleja la realidad de la devaluación histórica promedio del peso colombiano frente al dólar. Tampoco refleja la reciente situación que se presenta desde finales de 2019 y lo corrido del año 2020. Por otro lado, la devaluación estimada con los SWAP de 3,99% es cercana al promedio de la devaluación promedio de los últimos tres años (3,4%). Gráfica 6. TRM diaria peso colombiano vs. dólar estadounidense 2007 – 2020

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Tomando los últimos tres años de historia, el promedio de devaluación anual es de 3,4% Dada la situación del 2015 relacionada con el petróleo y la sensibilidad de la economía a este commoditi, la devaluación histórica de los últimos 5 años es de

7,1%

Fuente: Construcción propia, con datos de TRM histórica Banco de la República. 4.2. El cálculo de la devaluación esperada con base en el diferencial entre TES COP y TES

USD puede estar determinada por la baja liquidez de los TES USD La devaluación calculada por el diferencial entre TES COP y TES USD puede contener un mayor problema al comparar uno con muy baja liquidez (TES USD) respecto a otro producto con muy alta liquidez (los TES COP) Si bien la diferencia entre los dos tipos de TES debería ser la devaluación implícita entre dólar y pesos, esta metodología tiene un problema y es que la liquidez de los TES en dólares comparados con los TES en pesos es completamente diferente, teniendo los primeros una liquidez muy baja. Actualmente casi no hay títulos de Colombia en dólares, dado que históricamente la deuda externa de Colombia se emitía en dólares, sin embargo en el presente no es así, entonces se tienen pocos títulos para comparar y por lo tanto baja liquidez. 4.3. El uso de curvas SWAP – LIBOR corresponden a cotizaciones entre bancos para

transacciones grandes y la baja liquidez no necesariamente es un problema. En el caso de los SWAP LIBOR, es importante resaltar que la liquidez no es tan importante o relevante en este tipo de producto porque estos son contratos over the counter – OTC suscritos entre bancos y en ese sentido el riesgo de liquidez es cero y el riesgo de contraparte es muy bajo, ya que es negociación entre diferentes bancos con alta calificaciones crediticias. Por lo tanto, no vemos relevante el argumento planteado en el documento CREG 121 para cambiar la metodología de conversión de moneda, respecto a que la baja liquidez de los SWAP es un aspecto a mejorar.

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5.8.9. Vanti

“(…) ¿Refleja correctamente el uso de SWAPS sobre tasas Libor la depreciación esperada para el periodo 2015 y el 2020? (…) ¿Las tasas de interés, en este caso de deuda pública colombiana, incorporan de forma adecuada las expectativas de depreciación? Llama mucho la atención que el Documento CREG 121 de 2020 no haya una argumentación robusta de este enfoque propuesto por la Comisión. ¿Es consistente una expectativa de depreciación de 1,35% en el largo plazo, tal como se propone en el Documento CREG 121 de 2020? (…) tomamos como referencia la información de la TRM desde el mes de julio de 2015, fecha en que fue expedida la Resolución CREG 095.La TRM del 01/07/15 fue de 2.598 COP/USD; para el 30/06/20 dicho valor ascendió a 3.759 COP/USD, si bien en ese periodo la tasa más alta fue de 4.153 COP/USD. (…) entre julio 2015 a junio 2020 la depreciación fue del 45%, lo que equivale a un incremento promedio de la TRM del 7,7% anual. Si se calcula la depreciación respecto al mes con el valor más alto observado en la TRM, la depreciación entre 2015 y el 2020 rondó el 60%, lo que equivale a un incremento promedio de la TRM del 9,8% anual. Ahora, dado que en la Resolución CREG 096 de 2015 el KeUSD fue 10,18% y el KeCOP fue de 14,05%, la expectativa de depreciación calculada en dicha Resolución fue de 3,51% anual: menos del 50% de la tasa de depreciación real en el periodo de vigencia de dicha resolución. Con base en este resultado, el uso de SWAPS sobre tasas Libor no reflejó correctamente la depreciación esperada para el periodo 2015 y el 2020, ni siquiera estuvo cerca. Antes de pasar a desarrollar la respuesta a la segunda pregunta planteada, el caso real anterior ilustra muy bien por qué las tasas de interés no predicen correctamente el comportamiento de una tasa de cambio entre monedas de diferentes países. Ahora, si bien el diferencial de tasas de interés de deuda pública puede ser una práctica para cotizar devaluaciones, o depreciaciones según sea el caso, esta práctica es para contratos de muy corto plazo dado que las magnitudes de la depreciación son muy superiores al diferencial de tasas. Esto puede observarse en la siguiente gráfica, en la que para el periodo 03/07/2015 al 25/09/2020 mostramos la evolución de la de depreciación a 12 meses y del diferencial de tasas TES COP –TES USD:





Así mismo, hay aspectos estructurales del mercado de TES que deben ser consideradas para el uso de estas tasas como un predictor, poco fiable, de la depreciación de largo plazo. El primer hecho es que hay un porcentaje de estas inversiones que son forzosas, y que deben ser realizadas obligatoriamente por entidades públicas; lo cual afecta la formación de precio eficiente en dicho mercado. Por otro lado, la participación de transacciones por parte de extranjeros todavía no ha sido significativa dado que está en niveles del 25%. Además, el TES de referencia es el de 3 años, no el de 10 años, dado que este último no es tan líquido como el de referencia. Estos aspectos indican que la formación de precios en la curva cero cupón de los TES a 10 años puede no ser eficiente, y por tal razón se generan dudas de este activo como predictor de la depreciación. Para responder a la tercera pregunta, si bien como se ha mencionado no hay un modelo infalible para la proyección de la TRM, las condiciones macroeconómicas actuales y esperadas indican que es improbable que en el mediano y largo plazo se den depreciaciones inferiores al 2% debido a aspectos como la incertidumbre creada por la pandemia, la guerra comercial de Estados Unidos y China, y los temores de una recesión global, lo cual ha hecho que el dólar se haya fortalecido, y que las monedas emergentes se hayan debilitado, y que se espere que se sigan debilitando en los próximos años. Los argumentos, y hechos, expuestos en esta sección de comentarios demuestran que la forma como se ha incorporado las expectativas de depreciación en el cálculo de la tasa de descuento dista de ser efectivas. Y, que la propuesta de incluir una expectativa de depreciación, tal como está en el Documento CREG 121, no sólo es metodológicamente incorrecta, sino que el resultado carece de sentido económico, y más aún ante un panorama de tanta incertidumbre asociado a los efectos de la pandemia y el momento en que se pueda dar una reactivación económica sostenida. Ante esta situación, proponemos que para esta variable se tome la depreciación promedio anual de los últimos 5 años. Una medida similar es la propuesta realizada a la Comisión por parte de Estudios Energéticos Consultores en los documentos publicados en la Circular CREG 100 de 2019”.

Respuesta





Ver respuesta a los comentarios en el numeral 5.8.3.

5.9. Estimación de la expectativa inflación

5.9.1. Andesco

“(…) En la propuesta regulatoria, la expectativa de inflación interna se calcula de acuerdo con el promedio aritmético de los diferenciales entre las tasas de las curvas cupón cero de los títulos de tesorería TES COP y TES UVR (plazo de 3650 días) considerando los treinta y seis (36) meses precedentes. Sin embargo, sugerimos ampliar el plazo de cálculo de la variable de treinta y seis (36) a sesenta (60) meses, de manera que haya consistencia con todas las variables que afectan el costo de capital. Adicionalmente, con el fin de hacer uso de fuentes ampliamente reconocidas y confiables, consideramos relevante utilizar las curvas cero cupón del Banco de la República de Colombia, debido a que el Emisor publica las curvas construidas. (…)”

Respuesta Respecto a la ventana de tiempo, se considera pertinente su comentario y se ajusta la propuesta regulatoria para un periodo de cinco años. Con referencia a la fuente Banco de la República se acepta el comentario.

5.9.2. ISA

“Según la propuesta regulatoria, la expectativa de inflación interna se calcula de acuerdo con el promedio aritmético de los diferenciales entre las tasas de las curvas cero cupón de los títulos de tesorería TES COP y TES UVR (plazo de 3650 días), considerando los treinta y seis (36) meses precedentes. Sobre lo anterior, se solicita:

• Ampliar el plazo de cálculo de la variable a 60 meses, acorde con lo expuesto previamente.

• Utilizar las curvas cero cupón del Banco de la República de Colombia, debido a que el Emisor publica las curvas construidas de manera gratuita y es una fuente ampliamente reconocida, confiable y trazable, y además es la fuente oficial que mejor refleja la condición propia del país.”

Respuesta





Ver respuesta a los comentarios en el numeral 5.9.1.

5.9.3. TGI

5.9.3.1. Comentario

“Obtener las estimativas de inflación de Colombia y Estados Unidos a partir de la información pública compartida por el Banco de la República de Colombia, en el primer caso, y organizaciones como el FMI, OCDE y Casa Blanca, en el segundo caso.”


5.9.3.2. Comentario

“Resulta importante destacar que a la hora de determinar el coeficiente de inflación lo ideal es que el mismo sea lo suficientemente estable como para no oscilar la WACC con cada fluctuación de la economía, ya sea colombiana o americana. En el siguiente gráfico se compara la inflación real y la expectativa de inflación calculada a través de la formula planteada en la resolución CREG No155/2020:

(…) En segunda medida, tal como se mencionó en la sección (…) para la tasa libre de riesgo el parámetro de inflación estadounidense puede tomarse de fuentes externas sin necesidad de recurrir a cálculos





que pueden llevar a potenciales discusiones entre regulador y regulado. Esto no sólo permitiría evitar eventuales subjetividades si no que simplificaría su obtención.”

Respuesta No se considera pertinente su comentario dado que este hace referencia a la inflación observada y no a las expectativas de inflación.

5.10. Horizonte de tiempo para el cálculo de las variables

5.10.1. Andesco

“(…) En cuanto al horizonte temporal para calcular promedios históricos, sugerimos tomar 5 años como se encuentra establecido el periodo regulatorio en el cual aplican las variables calculadas y, por tanto, sería un periodo razonable. (…)”

Respuesta Se considera pertinente su propuesta y se ajusta el horizonte de tiempo para la estimación de parámetros.

5.10.2. Asoenergía

“Las propuestas de la CREG pretenden ajustar estos precios de mercado con promedio históricos en

ventanas de tiempo sin justificación clara en contravía con la teoría y de las mismas bases teóricas que soportan los modelos que pretende utilizar. Esto es crítico, cuando cálculos elementales permiten demostrar que el promedio de los últimos 5 de cualquiera de los precios de mercado que utilizan las fórmulas no es ni un buen estimador del precio actual ni un buen estimador del promedio de los siguientes años. Es importante resaltar que la teoría MEH establece que el mejor estimador de la evolución de un precio futuro es el precio actual cundo el mercado cumple al menos con la forma semi-

fuerte de la eficacia.” Respuesta Ver respuesta al comentario del numeral 5.1.3.3.

5.10.3. Celsia






“Respecto a la propuesta presentada en la Resolución CREG 155 de 2020 sobre la metodología para calcular la tasa de descuento a considerar en los próximos periodos tarifarios de las actividades de distribución y transmisión de electricidad, resaltamos la importancia del papel que tiene dicha metodología en la construcción de las expectativas de inversión de las compañías, en particular para la formulación de los planes de inversión en expansión, reposición, calidad y pérdidas del próximo periodo tarifario. Por ello consideramos primordial que la metodología que se apruebe incorpore información histórica relevante y suficiente que refleje un amplio rango de variación para cada una de esas variables, de manera que incorpore diferentes tipos de situaciones que haya enfrentado la economía, dada la imposibilidad de pronosticar el comportamiento futuro de las variables que hace parte del cálculo de la tasa de descuento. En ese sentido, consideramos positivo que en la propuesta se amplíe la ventana de tiempo en la que se toma información histórica con un periodo superior al utilizado en la metodología vigente, lo cual evita transferir distorsiones coyunturales de un año en particular, como las originadas por la pandemia de COVID–19, al resultado de la tasa de descuento. No obstante, como lo planteamos en el anexo 1, es necesario analizar la longitud de las ventanas de tiempo y adoptar una ventana adecuada para cada tipo de variable según sus características.”

Respuesta Ver respuesta al comentario del numeral 5.1.10.1.


“Como se observa en la gráfica, tomando como fecha de corte el 31 de agosto de 2020, el promedio ponderado por monto de colocación de los créditos comerciales (preferencial o corporativo a más de 1.825 días) en tres diferentes horizontes 1, 3 y 5 años. Como se observa en la gráfica 1, tomando como referencia el mes de mayo de 2020, al tomar una ventana de tiempo de un año (hasta mayo de 2019) para determinar el costo de la deuda se dejarían por fuera variaciones significativas en las que el costo de la deuda alcanzó niveles de hasta 2,2x. Como se observa, en periodos de tiempo más amplios, por ejemplo, en un periodo de 5 años (hasta mayo de 2015) se recogen ciclos en el costo de la deuda que no se verían reflejados en el periodo de un año. Al descontar el efecto de la inflación en el costo de la deuda se confirma este análisis para la serie de costo de la deuda en términos reales. Como se observa en la gráfica 2, tomar como referencia





promedios de 1 año para calcular una tasa de descuento que incidirá en la remuneración durante por lo menos 5 años del periodo tarifario representa un gran riesgo para las empresas de distribución. Un promedio de 5 años refleja mejor los ciclos de la variable asociados a los ciclos de la economía.

Es de resaltar que normalmente los periodos tarifarios tienen una duración mucho mayor a 5 años, por ejemplo: • El periodo tarifario de la Resolución CREG 082 de 2002 se dio entre el año 2003 y finales de 2009,

es decir 6 años y medio • El periodo tarifario de la Resolución CREG 097 de 2008 se dio entre el año 2010 y 2018, es decir 8

años.





Para el caso de los TES COP, se puede observar que una ventana de 5 años es la mejor que refleja los ciclos sobre la evolución de esta tasa. ”



“El valor propuesto para la variable 𝐑𝐟_𝐜𝐨𝐩_𝐮𝐬𝐝𝛕 está basado en una fuente de información que no es de acceso público, razón por la que para el de dicha variable utilizamos como proxy la tasa de la curva cero cupón Colombia en COP publicada por el Banco de la república. Gráfica 3. Curva cero cupón Colombia en COP





Fuente: Banco de la República. Para el caso de los TES COP, se puede observar que una ventana de 5 años es la que mejor refleja los ciclos sobre la evolución de esta tasa.”

Respuesta Con respecto a la primera parte del comentario dicha información no es publicada por el banco de la República. Con respecto a la ventana de tiempo, ver respuesta al numeral 5.10.1.


“Para el caso de la inflación estimada calculada como el diferencial entre las tasas de los TES en COP y UVR, la ventana de 1, 3, ó 5 años para el promedio de datos nos indica que rangos de 3 ó 5 años serían los adecuados, pues el efecto de crisis económicas o medidas contra cíclicas pueden tener efectos fuertes cuando se toman ventanas más cortas, como la de un año. Teniendo en cuenta lo anterior, consideramos adecuado ampliar la ventana temporal de los datos a utilizar, dado que disminuye la incertidumbre respecto a la evolución futura de las variables que integran el cálculo del WACC. Con base en el análisis presentado se ratifica que lo ideal serían ventanas entre 3 y 5 años según la variable.

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9

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8

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0

2/0

7/2

02

0

TES COP 1 Año 3 años 5 años 10 años





• Costo de Deuda: ventana ideal es de 5 años

• Tasa libre de riesgo, Riesgo país: ventana entre 3 y 5 años

• Inflación estimada: 3 años

Gráfica 4. Diferencial TES en COP y UVR

Fuente: Construcción propia con fatos de TES COP y TES UVR Banco de la Republica.”


5.10.4. Cenit

“(…) En la búsqueda del periodo Optimo de uso de las variables históricas para el cálculo de los componentes de la tasa de descuento, se ve positiva la ampliación del horizonte de 12 a 36 meses en la mayoría de las variables. No obstante, este periodo no es suficiente para compensar el riesgo asociado a los tiempos efectivos de actualización tarifaria que frecuentemente han llegado a duplicar el tiempo de duración establecido para los periodos tarifarios. Con el ánimo de ampliar los escenarios de estabilidad y equilibrio, así como lograr uniformidad en la determinación de las variables (particularmente con la determinación de la estructura de capital), se solicita a la Comisión contemplar un horizonte a 60 meses para el cálculo de las diferentes componentes. (…)”

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

5,5%

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2/05

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0

2/07

/202

0

Inflación estimada 1 año 3 años 5años






5.10.5. Enel

“(..,) consideramos que lo adecuado es utilizar horizontes de tiempo similares al periodo regulatorio, ampliando el cálculo de las series de tiempo a 5 años. Además de lo anteriormente expuesto es importante considerar que al ampliar la ventana de tiempo podría mitigar en alguna medida los efectos de la pandemia del COVID 19 en las variables.”


5.10.6. EPM

“(…) Resaltamos que la propuesta en general tiene ventanas de tiempo más amplias en las variables frente a la metodología vigente, sin embargo, nos preocupa que en una coyuntura como la actual, el efecto de la crisis económica (de la cual no se conoce su profundidad) afecte de manera importante los tres años que se propone para la mayoría de series, y por tanto no refleje la realidad del riesgo de inversión en el sector. Solicitamos que el período de información de todas las variables que la CREG propone a treinta y seis meses sea de cinco (5) años, el cual está acorde con el periodo de revisión de la metodología de la remuneración de la actividad. (…)”


5.10.7. GEB

“(…) la propuesta amerita algunos ajustes para asegurar su robustez y aplicabilidad a la realidad de las inversiones, financiación y operación de redes e infraestructura lineal en Colombia. Para esto, consideramos que debe revisarse a la luz de tres criterios principales: • Consistencia de los horizontes de tiempo: con excepción de variables como la Prima de Riesgo de

Mercado, las demás deben tener un horizonte de tiempo estandarizado a 60 meses. Esto para que





exista consistencia con la duración de los periodos tarifarios y se mitiguen los efectos de coyunturas puntuales.”


5.10.8. Inversiones de Gases de Colombia

“La Resolución en consulta considera un horizonte transversal de 36 meses para el cálculo de los componentes de la tasa de descuento regulatoria. Solicitamos a la CREG aplicar un horizonte de 60 meses que permita mejorar la consistencia de la estimación de la media aritmética y minimizar la desviación estándar de la misma en línea con la Ley de los Grandes Números, adicionalmente cabe resaltar que a nivel internacional la estimación de los Betas por parte de Duff & Phelps se hace sobre un período de 60 meses y los períodos de vigencia tarifaria en nuestro país son por ese mismo lapso (…)”.


5.10.9. ISA

“En la propuesta publicada por el regulador, particularmente para la estimación de los parámetros de riesgo país, tasa libre de riesgo, factores de descuento de inflación, devaluación y Kd, se observa la utilización de un período de 36 meses, lo cual podría llevar a que solo se capture la coyuntura económica actual de los mercados internacionales (por ejemplo, el impacto económico derivado de la pandemia por COVID - 19). Es así como, al tomar solo los 36 meses planteados, se le estaría dando mucho peso a esta coyuntura económica, cuyos niveles de tasa y riesgo difícilmente se volverán a repetir en los cinco años de duración del próximo período regulatorio. Por tal motivo, se considera que, para definir una tasa que va a aplicarse al menos durante cinco años (duración mínima establecida en la Ley para los períodos regulatorios tarifarios), debería tomarse al menos un período histórico de la misma duración, esto es 60 meses, equiparando así el plazo de cálculo de las variables que componen la tasa de remuneración de las actividades reguladas, con la duración del período regulatorio tarifario, y permitiendo además la definición de tasas más estables entre los diferentes períodos regulatorios, lo cual está acorde con el principio de estabilidad tarifaria.





Vale la pena mencionar que, en la primera oportunidad en que la Comisión utilizó la metodología del WACC, para definir la tasa de remuneración para actividades reguladas del sector de energía (Resolución CREG 013 de 2002, para la actividad de Distribución), consideró un período de dos años, y en la segunda oportunidad (Resoluciones CREG 083 y 093 de 2008), utilizó cinco años, reduciendo así la volatilidad que se tendría con la utilización de períodos cortos y alineándola con la duración del periodo regulatorio. En concordancia con lo anterior, en el estudio contratado en el año 2019 por la Comisión (Circular 100 de 2019 “Revisión de la metodología de estimación de las tasas de descuento que utiliza la CREG”), realizado por Estudios Energéticos Consultores, dicho consultor sugirió al Regulador considerar promedios de cinco años para algunas de estas variables, buscando reducir la volatilidad en la estimación de las variables, considerando los datos ajustados al periodo regulatorio tarifario y adoptando prácticas internacionales que utilizan períodos aún mayores. Por las razones anteriormente expuestas, solicitamos al regulador utilizar promedios históricos de 60 meses para el cálculo de las variables inicialmente mencionadas, con el fin de reducir la volatilidad en las mismas y hacer coherente su cálculo respecto a la duración del período regulatorio tarifario para la actividad de transmisión de energía eléctrica en Colombia. (…) La propuesta del regulador está enfocada en el promedio ponderado de las tasas comerciales (preferenciales o corporativas), publicadas por el Banco de la República, como se dispone en la Resolución CREG 095 de 2015, considerando un período histórico de tres años (36 meses). Como se solicitó previamente, se sugiere a la Comisión ampliar el horizonte temporal para el cálculo de dicha variable a cinco años (60 meses), manteniendo así coherencia con el período regulatorio tarifario y entre todas las variables que afectan el costo de capital, excepto en lo que tiene que ver con la Prima de Riesgo de Mercado, por las razones expuestas en el aparte correspondiente al cálculo de la misma.

(…) Según la propuesta del Regulador, se calcula como el costo en USD del endeudamiento del gobierno de Colombia en el exterior, estimado como el promedio aritmético de las tasas de las curvas cero cupón Colombia en USD (plazo de 3650 días) de los treinta y seis (36) meses anteriores. En el mismo sentido de lo solicitado previamente, se propone ampliar el plazo de cálculo de esta variable a 60 meses.”






5.10.10. Naturgas

“En la propuesta se plantea considerar una ventana de 36 meses para el cálculo de algunas variables, como el Kd y el Rf. Consideramos que una ventana de información de más largo plazo reduce la posibilidad de afectación por eventos macroeconómicos coyunturales, como el generado por el Covid-19. Por tanto, solicitamos ampliar a 60 meses, o hasta donde haya información para los casos donde la información disponible no llega a los 60 meses, la ventana de tiempo para tomar la información para el cálculo de las variables que en la propuesta de la Resolución CREG 155 de 2020 tienen una ventana de 36 meses”.


5.10.11. Promigas

“Para estimar el costo de capital de terceros, la Comisión propone tomar la información del Banco de la Republica y usar como referencia los créditos preferenciales y corporativos a más de 5 años del sistema financiero, ponderadas por monto de colocación, en una ventana de 36 meses. Se considera que las tasas observadas van acordes al costo de endeudamiento de las empresas colombianas, sin embargo, insistimos en ampliar la ventana de 36 meses a 60 meses para alinear la toma de información con el periodo regulatorio y así darle coherencia y transparencia a la ventana de tiempo seleccionada.”


5.10.12. TGI

“Como se destaca en el párrafo anterior, la CREG define los últimos 36 meses como ventana móvil temporal para estimar la tasa libre de riesgo. Este criterio no está alineado a con otras prácticas indicadas por la Comisión en la misma resolución, ya que, para diferentes variables recomienda ventanas diferentes: •Prima de riesgo de mercado: ventana móvil 30 años; •Tasa libre de riesgo: ventana móvil 3 años •Expectativa de inflación: ventana móvil 3 años; •Expectativa de devaluación: ventana móvil 3 años;





•Costo de la deuda: ventana móvil 3 años; •Estructura de capital: ventana móvil 5 años. Como se puede observar en el anterior listado, la Comisión ha adoptado para la gran mayoría de las variables una ventana de 3 años. Trabajar con ventanas temporales pequeñas (1,2,3 años) le otorga una mayor volatilidad o variabilidad al valor de la tasa de costo de capital a lo largo del tiempo. Para poder lograr observar esta afirmación, a continuación, se presentan cálculos para la tasa libre de riesgo empleando ventanas de 3 años y de 5 años:

Si bien relativamente las dos curvas parecen ser semejantes, al momento de observar la variabilidad entre las dos series en relación a la media, el emplear ventanas de 3 años, arroja un coeficiente de variación mayor (+3%) que el empleando ventanas de 5 años:






5.10.13. Vanti

“Estandarizar la ventana de tiempo considerada para determinar el valor de cada variable a 5 años en lugar de 3 años (a excepción de la prima por riesgo de mercado), con el objetivo de reducir la volatilidad y aumentar la previsibilidad de la tasa de descuento en las futuras revisiones;”


5.11. Fuentes de información

5.11.1. Asoenergía

“Por último, consideramos fundamental que las fuentes donde se sustrae la información para hacer los cálculos sean de naturaleza pública. Así se asegura que tanto agentes como usuarios pueden acceder sin restricciones.”

Respuesta Las fuentes utilizadas en la propuesta regulatoria son de acceso público. Sin embargo, no son de acceso gratuito, como es el caso de la mayoría de las fuentes de carácter financiero y precios accequibles.

5.11.2. Celsia


“(…) consideramos necesario que la metodología de cálculo de la tasa de descuento acuda prioritariamente a fuentes de información de acceso público respecto a fuentes de acceso restringido, garantizando por supuesto en todos los casos que las fuentes que se usen sean confiables. Esto permitirá que el cálculo de la tasa de descuento sea trazable y replicable por parte de las empresas como parte del proceso de toma de decisiones de inversión donde la evolución esperada del wacc reconocido por la Comisión es esencial.”







“Se indica que corresponde a los retornos de los bonos colombianos a diez años emitidos en el exterior, los cuales son percibidos por los inversionistas como retornos libres de riesgo, y que la fuente para dichos datos es Precia PPV S.A., quien produce la curva para valoración de dichos títulos. Si bien, ante la ausencia de una fuente pública para esta variable es una segunda mejor opción la utilización de firmas reconocidas que provean esta, es importante para el mercado tener un entendimiento claro de esta variable. Hemos consultado con diferentes analistas del sector financiero sobre esta variable y no hay un entendimiento claro de cómo se construye la curva cero cupón de Colombia en dólares, ni las características de la información que se utiliza para ello, y que entendemos que produce Precia PPV S.A. a partir de otra información. En ese sentido, consideramos necesario que: i) Se use una variable cuya información sea de acceso público, o ii) Se publique una descripción detallada de la metodología, fuentes de información y

características de la información que utiliza Precia PPV S.A. para el cálculo de esta variable, y si se tendrá alguna publicación periódica de su evolución por parte de la CREG, entre otras.

Igualmente, como lo planteamos más adelante, para la expectativa de devaluación entendemos que los bonos soberanos de Colombia en dólares no es un producto con alta liquidez y son pocos los bonos emitidos o transados en esa moneda, por este motivo es importante tener mayor información acerca de esta variable dado que se interviene en dos ocasiones en el cálculo del costo del equity”.

Respuesta Respecto con el numeral i) de su comentario, ver respuesta al comentario en el numeral 5.11.1. Con respecto al segundo numeral ii) de su comentario, Precia PPV S.A. (anteriormente conocida como INFOVALMER), son proveedores de precios para valoración, filial de la Bolsa de Valores de Colombia y entidad vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia. La metodología para construir la curva cero cupón de deuda pública, de donde se extraen las tasas de plazos a 10 años, utiliza la metodología de Nelson Siegel (1987). El detalle de esa metodología implementada por Precia es accesible una vez se inscriba al servicio de información.

5.11.3. Cenit






“(…) La Comisión destaca que los ajustes a la Metodología propuestos buscan introducir modificaciones que permitan capturar mejor las condiciones locales de las actividades reguladas dentro del cálculo de la tasa y, asimismo, utilizar fuentes de información objetivas que reflejen precios de mercado, utilizando referentes con mayor consistencia y difusión para el cálculo. Sin embargo, lo planteado a partir de las fuentes de Duff & Phelps y Precia PPV S.A., limitaría el acceso a la información solo a aquellas empresas que están dispuestas a pagar su costo, esto puede reñir con los criterios de eficiencia y transparencia que orientan el régimen tarifario. En este sentido buscando la simplicidad en las consultas para el acceso a la información, se sugiere a la Comisión que publique periódicamente las variables agregadas para seguimiento y réplicas correspondientes. (…)”



“(…) A diferencia de la metodología vigente, la propuesta contenida en la Resolución CREG 155 de 2020 no incluye las fuentes de información para cada variable, las cuales solo están contenidas en el documento soporte D-121 de 2020, por lo que atentamente sugerimos que la resolución definitiva incluya las fuentes a partir de las cuales se toma la información. (…)”

Respuesta Se considera pertinente su comentario y se ajusta el texto de la resolución definitiva.

5.11.4. CEO

“(…) Fuentes públicas de información. Para la estimación de algunas de las variables del procedimiento propuesto para el cálculo de la tasa de descuento aplicable a las metodologías tarifarias es necesario emplear información que no proviene de fuentes públicas o de libre acceso, esto dificultaría su trazabilidad y su verificación. Es necesario que se emplee información pública para la estimación de las variables a emplear en las metodologías tarifarias, para con esto cumplir con los principios establecidos por la Ley 142 de 1994 sobre los criterios que deben ser incluidos en la definición de los regímenes tarifarios. (…)”

Respuesta





Ver respuesta al comentario en el numeral 5.11.1.

5.11.5. Enel

“(…) se observa que la metodología utilizada por Duff & Phelps no es una metodología simple, ni clara ni transparente y mucho menos replicable.”

Respuesta No se considera pertinente su comentario. La metodología de Duff & Phelps, en lo que respecta al cálculo de la prima de mercado y del costo de capital en general, sigue los procedimientos estándar conocidos y aceptados por los participantes del mercado, por empresas participantes del sector financiero, académico y regulador. Ver respuesta al numeral 5.6.1.2.

5.11.6. EPM


“(…) consideramos que la base de datos de Duff & Phelps, si bien no cumple con el criterio de disponibilidad porque no es de acceso abierto, prima tener una base donde se obtenga la información sin mayor procesamiento y sin que los cálculos tengan que ser realizados por la Comisión como ocurre en la Resolución 095 de 2015, vigente. (…)”

Respuesta Se acepta el comentario.


“(…) en la medida de lo posible solicitamos poner a disposición de los agentes del sector las bases de cálculo y los ejercicios realizados donde se visualicen los resultados obtenidos con la metodología propuesta, con los anexos respectivos del cálculo de cada parámetro que le componen, especialmente considerando que la fuente Duff & Phelps no es pública. Así se hizo durante la última revisión del WACC lo que garantizó una participación ciudadana más informada y asertiva. (…)”

Respuesta





Conforme a la metodología propuesta el detalle de cálculo se podrá hacer público en cada metodología cuando se expida la resolución correspondiente.

5.11.7. GEB

“Sin embargo, la propuesta amerita algunos ajustes para asegurar su robustez y aplicabilidad a la realidad de las inversiones, financiación y operación de redes e infraestructura lineal en Colombia. Para esto, consideramos que debe revisarse a la luz de tres criterios principales: (…) • Trazabilidad de las fuentes de información: en concordancia con el objetivo de simplicidad y

transparencia en la determinación de las tasas de descuento, la Comisión debería procurar hacer uso de fuentes que sean de acceso público y ampliamente utilizadas, con lo cual se permita que los modelos sean fácilmente replicables por cualquier interesado.

• Correspondencia con las particularidades de Colombia: las variables y fuentes utilizadas deben reflejar las particularidades propias del desarrollo de las actividades de servicios públicos en Colombia, de manera que, siempre que sea posible, se utilicen fuentes de nuestra realidad nacional.”

Respuesta Con respecto a su comentario sobre el uso de fuentes de información públicas, ver respuesta al comentario en el numeral 5.11.1. Con respecto a su segundo comentario, la metodología propuesta utiliza fuentes de información para determinar parámetros del cálculo de una tasa de descuento que de señales de eficiencias a los participantes del mercado a través de su uso en las distintas metodologías de remuneración de las actividades reguladas y buscando utilizar en lo posible fuentes de información Colombia como la tasa libre de riesgo y el costo de la deuda.

5.12. Otros

5.12.1. Asoenergía

“Aunque se mejora en la condición de simplicidad, es susceptible de ser mejorado ya que todavía persisten elementos que no son fácilmente entendibles. Por ejemplo, la definición de la variable βUα,t se calcula con un ajuste del método de Vasicek, no estableciéndose particularmente el modelo, ni siendo este el autor el más reconocido en este campo. Dicho método, no especificado, no es uno que





sea ampliamente conocido o referido académica y prácticamente, y por tanto se requiere mayor detalle para su identificación y facilidad de entendimiento.”

Respuesta Se considera pertinente su primer comentario. Toda metodología es susceptible de mejoras y a través de esta consulta, la participación de los ciudadanos enriquece las discusiones y análisis de la regulación. Con relación a su comentario sobre el ajuste de Vasicek, ver respuesta en el numeral 5.6.1.3.

5.12.2. Celsia


“Si bien consideramos que varios de los cambios introducidos son positivos porque ofrecen mayor estabilidad y predictibilidad, identificamos otros temas estructurales que aún requieren de mayor discusión y detalle, dado que no reflejan el costo que enfrentan los distribuidores de energía para acceder al capital requerido para financiar los planes de inversión, entre otros: i. Facilitar la trazabilidad del cálculo de todas las variables que hacen parte de la formulación

del wacc, para lo que se hace necesaria utilizar fuentes de información de acceso público. En caso de que eso no sea posible, es necesario que en la metodología que apruebe la Comisión se incluya una descripción detallada de las fuentes de información, criterios y la metodología que apliquen las fuentes de acceso no público.”

Respuesta Ver respuesta al comentario en el numeral 5.11.6.2.


ii. Justificar conceptualmente los cambios metodológicos y estructurales que se adopten frente

a la metodología establecida en la Resolución 095 de 2015. El documento soporte no presenta una sustentación sobre varios de los cambios propuestos, y dado que algunos cambios introducidos no tienen relación con los análisis previamente contenidos en la consultoría contratada para este fin, es necesario contar con dicho soporte.”

Respuesta





La metodología de cálculo propuesta no presenta cambios estructurales, sigue siendo una estimación de la tasa de descuento a partir de un costo promedio ponderado de capital, en donde la estimación del costo de capital propio se hace a partir del modelo CAPM Global. La principal diferencia consiste en la estimación de un beta por actividad, frente a la metodología vigente en donde, a partir de una canasta de empresas “energéticas”, se obtiene un mismo beta para cualquier actividad. Las demás diferencias se resumen en cambio de fuentes y ventanas de tiempo a partir de las cuales se estima cada una de las variables de los modelos mencionados. Es pertinente señalar que la metodología adoptada con la Resolución CREG 095 de 2015 conceptualmente es válida y susceptible de ser mejorada. Lo primero a señalar es que en la construcción de una tasa de descuento pueden haber varias alternativas. En la revisión internacional se pueden identificar diferentes aproximaciones para su estimación, e incluso, como se ve en los comentarios, las fuentes de información son un elemento controvertido. Entre los principales proveedores de la información para el cálculo de las variables del CAPM está Bloomberg, Damodaran, Yahoo Finance, Value Line, Duff & Phelps, etc. Uno de los aspectos en la metodología anterior que generaron la mayor cantidad de comentarios por parte de las empresas y terceras partes interesadas fue la prima Rr, especialmente porque (i) era un aspecto novedoso en la metodología del CAPM (i.e. no incorporado en los libros de texto y tampoco en la práctica de otros reguladores) y (ii) su estimación no tenía un procedimiento detallado, lo que derivaba en un alto costo tanto para los usuarios, las empresas y el regulador. Uno de los principales propósitos que tiene la nueva propuesta es que sea por su puesto un método de estimación académicamente aceptable y que una vez establecido el regulador tenga el menor grado de injerencia en su estimación.

5.12.3. CEO

“(…) Respecto al tema del asunto, es necesario considerar que en estos tiempos de pandemia Covid-19 cualquier cambio regulatorio que incida en la remuneración vigente de la actividad de distribución y comercialización de energía generaría mas incertidumbre a la situación actual que enfrentan todos los agentes de la cadena productiva de la energía eléctrica. Es fundamental que se tenga presente lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, el cual establece un periodo de estabilidad tarifaria que provee seguridad jurídica a los agentes del sector energético del país. (…)”






5.12.4. TGI

“Para la comparación internacional de la tasa de costo de capital fueron analizados los siguientes países: Brasil, Argentina, México, Australia, Perú, Reino Unido, y Estados Unidos. Es importante aclarar que la comparación entre tasas debe realizarse cuidadosamente para evitar llegar a conclusiones erróneas. Básicamente se deben tener en cuenta dos puntos:

1. Base de cálculo utilizada: ello nos permitirá saber si la tasa se aplicará sobre el valor de los activos (WACC) o sobre el valor del patrimonio (CAPM), si la tasa está expresada en términos nominales o reales, y si la tasa corresponde al valor antes o después de impuestos; 2.Metodología tarifaria aplicada: más allá de si se aplica un sistema Price Cap o Cost plus, es importante conocer sobre: la metodología de reconocimiento de los activos que serán remunerados, mecanismos utilizados para definir los costos eficientes, mecanismo de reconocimiento del impuesto a las ganancias, ajustes ex post aplicados, etc. Lógicamente no será la misma tasa exigida por los accionistas cuando se reconoce como valor de los activos, los valores realmente invertidos, o los valores resultantes de un modelo de estimación, por ejemplo.

(…) Como puede observarse, las tasas propuestas por la CREG para la actividad de transporte de gas natural son bajas comparadas con países en desarrollo como Colombia. La tasa presentada en el documento CREG 121/2020 es similar a la reconocida por la California Public Utilities Commission, a





pesar que en dicho país el riesgo país es cero y el mecanismo de regulación está basado en el sistema General Rate Case (GRC) (…) Al comparar los valores reconocidos por CREG con los observados en Gran Bretaña, por ejemplo, también se concluye que son bajos no sólo porque el riesgo país en Gran Bretaña es cero (…)

Al comparar las tasas con países como Brasil y México, en los cuales el riesgo país es más parecido al de Colombia, se concluye que la tasa publicada por la CREG, es decir, 6,53% en términos reales después de impuestos, es entre 1,5 y 2,5 puntos porcentuales inferior a los valores observados en Brasil y México. En Perú, la tasa es definida por ley y resulta en 8,46% en términos reales después de impuestos, siendo 1,9 puntos porcentuales mayor a la presentada por la CREG a pesar de que el riesgo país en Perú es 1,3 puntos porcentuales inferior. (…)”

Respuesta Se consideran pertinente sus comentarios. Sin embargo, es importante denotar que el análisis de experiencias internacionales no tiene el propósito de obtener una tasa similar a las observadas en países analizados sino revisar los métodos con los cuales se han obtenido las mismas. Este análisis tiene el propósito de contar con un contexto sobre las mejores prácticas regulatorias en la materia.

6. AJUSTES A LA PROPUESTA REGULATORIA

A partir del análisis a los comentarios recibidos y de análisis internos adicionales, se realizan los siguientes ajustes a la propuesta regulatoria: Aspectos generales:

• Se aclara que esta metodología de cálculo y, en consecuencia, las tasas de descuento o tasas de retorno que se definan solo aplicarán para las metodologías tarifarias que se expidan con posterioridad a la entrada en vigencia de esta resolución.

Horizonte de tiempo para el cálculo de las variables:

• Se amplía la ventana de tiempo de 36 a 60 meses para el cálculo de las distintas variables que se estiman a partir de información de mercado. Adicionalmente, los datos se ponderan por el tiempo, dando más relevancia a los datos más recientes. Para efectos de esto último, se utiliza el método de suma de dígitos en donde el dato más distante en el tiempo pondera una sola vez y el más reciente pondera tantas veces como datos se tengan.





• En el caso particular del costo de la deuda, teniendo en cuenta la propuesta regulatoria consultada en donde se ponderan las tasas de colocación por el monto desembolsado (que se plantea en los mismos términos que la metodología vigente), se combinan los dos criterios. Es decir, se ponderan las tasas tanto por desembolso, como por tiempo, dando igual peso a cada ponderador.

• En el caso de la prima de mercado, se modifica la ventana propuesta, correspondiente a los últimos 30 años, para tomar la serie completa que se encuentre disponible. En el caso particular de la fuente seleccionada para este cálculo, la serie de datos inicia en el año 1926.

Fuentes de información:

• Se dejan de manera explícita, en la parte resolutoria de la resolución, las respectivas fuentes de información utilizadas para la estimación de cada parámetro.

• Se modifica la fuente de información para las tasas cero cupón, utilizando las que en este momento se encuentran disponibles en la página web del Banco de la República, es decir para tasas cero cupón de TES COP y TES UVR.

Beta de la actividad:

• Como estimador del riesgo sistémico de la actividad, se toma el valor correspondiente a la mediana del beta obtenido de la estimación de mínimos cuadrados ordinarios (OLS) sin ningún tipo de ajuste, o “Raw Beta”, más actualizado de la fuente utilizada.

• Cuando se expida la resolución de la tasa de descuento o tasa de retorno para cada actividad se precisarán los valores de los parámetros utilizados en el cálculo, teniendo en cuenta la mejor información disponible en el momento. En el caso de los parámetros beta, se utilizará la clasificación SIC que sea más asimilable a la actividad, considerando en todo caso que se cuente con la información actualizada y con un número mínimo de empresas que permita una inferencia razonable.

Impuestos:

• Se aclara que el ejercicio para establecer si es procedente modificar la tasa de descuento, cuando hay una modificación de la tasa de impuestos, se hará actualizando todos los parámetros, incluida la nueva tasa de impuestos.





7. RECOMENDACIÓN

De acuerdo con lo antes descrito, se recomienda aprobar la propuesta ajustada de regulación, la cual mejorará la determinación de la tasa de descuento a aplicar a las inversiones realizadas en las distintas actividades reguladas por esta Comisión.





ANEXO.

ANÁLISIS DE LA INCIDENCIA SOBRE LA LIBRE COMPETENCIA DE LOS MERCADOS, ARTÍCULO 7 DE LA LEY 1340 DE 2009

Con base en lo establecido en el artículo 4 del Decreto 2897 de 201012, reglamentario de la Ley 1340 de 2009, compilado en el Decreto 1074 de 2015 se respondió el cuestionario establecido por la Superintendencia de Industria y Comercio para efectos de evaluar la incidencia sobre la libre competencia de los mercados. A continuación, se presenta el análisis efectuado por la CREG, con base en el cuestionario adoptado por la SIC:

SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO, SIC

CUESTIONARIO EVALUACIÓN DE LA INCIDENCIA SOBRE LA LIBRE COMPETENCIA DE LOS ACTOS ADMINISTRATIVOS EXPEDIDOS CON FINES REGULATORIOS

OBJETO PROYECTO DE REGULACIÓN: METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA TASA DE DESCUENTO APLICABLE EN LAS ACTIVIDADES REGULADAS No. DE RESOLUCIÓN O ACTO: ____________________________________________________________________

No. Preguntas afección a la competencia Si No Explicación Observaciones

1ª.

¿La regulación limita el número o la variedad de las empresas en uno o varios mercados relevantes relacionados? Es posible que esto suceda, entre otros eventos, cuando el proyecto de acto:

X

1.1 Otorga derechos exclusivos a una empresa para prestar servicios o para ofrecer bienes.

X

1.2 Establece licencias, permisos, autorizaciones para operar o cuotas de producción o de venta.

X

1.3 Limita la capacidad de cierto tipo de empresas para ofrecer un bien o prestar un servicio.

X

12 Se debe precisar que estas disposiciones se encuentran recogidas actualmente en los numerales 2.2.2.30 y siguientes del Decreto 1074 de 2015.






1.4 Eleva de manera significativa los costos de entrada o salida del mercado para las empresas.

X

1.5 Crea una barrera geográfica a la libre circulación de bienes o servicios o a la inversión.

X

1.6 Incrementa de manera significativa los costos: X

1.6.1 Para nuevas empresas en relación con las empresas que ya operan en un mercado o mercados relevantes relacionados, o

X

1.6.2 Para unas empresas en relación con otras cuando el conjunto ya opera en uno o varios mercados relevantes relacionados.

X

2ª.

¿La regulación limita la capacidad de las empresas para competir en uno o varios mercados relevantes relacionados? Es posible que esto suceda, entre otros eventos, cuando el proyecto de acto:

X

2.1 Controla o influye sustancialmente sobre los precios de los bienes o servicios o el nivel de producción.

X

2.2 Limita a las empresas la posibilidad de distribuir o comercializar sus productos

X

2.3 Limita la libertad de las empresas para promocionar sus productos.

X

2.4

Exige características de calidad de los productos, en particular si resultan más ventajosas para algunas empresas que para otras.

X

2.5 Otorga a los operadores actuales en el mercado un trato diferenciado con respecto a las empresas entrantes.

X

2.6 Otorga trato diferenciado a unas empresas con respecto a otras.

X

2.7 Limita la libertad de las empresas para elegir sus procesos de producción o su firma de organización industrial.

X

2.8 Limita la innovación para ofrecer nuevos productos o productos existentes pero bajo nuevas formas-

X

3ª.

¿La regulación implica reducir los incentivos de las empresas para competir en uno o varios mercados relevantes relacionados? Es posible que esto suceda, entre otros eventos, cuando el proyecto de acto:

X

3.1 Genera un régimen de autorregulación o corregulación.

X

3.2. Exige o fomenta el intercambio de información entre competidores o la publicación de

X






información sobre producción, precios, ventas o costos de las empresas.

3.3.

Reduce la movilidad de los clientes o consumidores entre competidores mediante el incremento de los costos asociados con el cambio de proveedor o comprador.

X

3.4 Carece de claridad suficiente para las empresas entrantes sobre las condiciones para entrar u operar.

X

3.5 Exime una actividad económica o a unas empresas estar sometidas a la ley de competencia.

X

4.0

CONCLUSIÓN FINAL

X

En las actividades con características de monopolio natural como las actividades de red (transporte y distribución) en energía eléctrica, gas natural y refinados se requiere definir la rentabilidad de las inversiones de una actividad siendo igual para todos los agentes que la prestan. Por lo anterior, en el diligenciamiento del cuestionario no se considera necesario remitir el acto a la SIC.

METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA TASA DE DESCUENTO ...

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