Resolución
Resolución No. CREE-42-2021 — Tasa de Actualización para las actividades de transmisión y distribución de energía eléctrica
Comisión Reguladora de Energía Eléctrica. Tegucigalpa,
Municipio de Distrito Central a los dieciocho días de agosto
de dos mil veintiuno.
RESULTANDO:
I. Que la Ley General de la Industria Eléctrica (“LGIE”)
establece que la Comisión Reguladora de Energía
Eléctrica (“CREE” o “Comisión”) establecerá la
tasa de actualización que se usará para el cálculo de
tarifas, misma que será determinada mediante estudios
realizados por firmas consultoras especializadas en la
materia.
II. Que mediante la Resolución CREE-148 publicada en
el Diario Oficial “La Gaceta” en fecha 24 de junio de
2019, la CREE aprobó el Reglamento de Tarifas, que
establece las metodologías, criterios y procedimientos
necesarios para el cálculo tarifario en cumplimiento
de lo dispuesto en la Ley.
Comisión Reguladora de
Energía Eléctrica
CREE
ACUERDO CREE-42-2021
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III. Que el Banco Centroamericano de Integración Eco-
nómica (“BCIE”), con el fin de coadyuvar en el for-
talecimiento del sector eléctrico de Honduras apoyó
a la Comisión con la contratación de una consultoría
para realizar un estudio para determinar la tasa de ac-
tualización aplicable a las actividades de transmisión
y distribución (la “Tasa de Actualización”).
IV. Que mediante Acuerdos CREE-21-2021 y CREE-
24-2021 la CREE instruyó un proceso de consulta
pública CREE-CP-03-2021 denominada “Tasa de
Actualización para las actividades de transmisión y
distribución”; dicha consulta inició a las 15:00 horas
del 25 de mayo y finalizó a las 15:00 horas del lunes
14 de junio de 2021.
V. Que aunado a lo anterior, el 03 de junio de 2021 se
socializó la propuesta de la Tasa de Actualización a
través de un evento virtual en el cual se contó con la
participación de distintos actores, durante el evento se
explicó detalladamente la metodología que se utilizó
para obtener la referida tasa y se contó con una serie
de consultas que fueron contestadas por la CREE y el
consultor que realizó el estudio para obtener la Tasa
de Actualización.
VI. Que en fecha 18 de junio de 2021 la CREE remitió al
BCIE los comentarios recibidos por los participantes
de la consulta pública a fin de que el consultor Adrián
G. Ratner revisará los comentarios y realizara las
modificaciones necesarias al estudio de la Tasa de
Actualización.
VII. Que en fecha 05 de julio de 2021 el consultor Adrián G.
Ratner remitió a la CREE el informe final denominado
“Cálculo de la Tasa de Actualización de Transmisión
y Distribución de Energía Eléctrica” y propuestas de
respuestas a los comentarios recibidos en la consulta
pública.
VIII. Que en fecha 16 de julio de 2021 la CREE aprobó
mediante Acuerdo CREE-34-2021 el “Informe de
Resultados” del proceso de consulta pública CREE-
CP-03-2021 de la cual formó parte el informe del
consultor Adrián G. Ratner “Cálculo de la Tasa de Ac-
tualización de Transmisión y Distribución de Energía
Eléctrica” que contiene la metodología para el cálculo
de la referida tasa.
IX. Que en el estudio para obtener el valor de la tasa de
actualización aplicable a las actividades de distribución
y transmisión, el consultor especializado determinó lo
siguiente:
a. Para la actividad de transmisión como para la
de distribución la tasa libre de riesgo resultó en
2.12%, la prima riesgo de mercado en 6.43%, la
prima de riesgo país en 3.52%, la prima de riesgo
corporativo en 0.76%, el costo de estructuración de
deuda en 0.87%, la relación entre la deuda y capital
en 1.17, la inflación esperada en Honduras en
3.50% y la inflación esperada en EEUU en 2.35%;
b. El Beta Equity apalancado es de 0.69 para trans-
misión y 0.85 para distribución;
c. La Tasa de Actualización para transmisión es de
4.92% y de 5.38% para distribución; y, conforme
con lo establecido en la LGIE la tasa aplicable para
dichas actividades debe de ser por un valor de 7%.
X. Que previo a la aplicación de la Tasa de Actualización
debe tomarse en cuenta que las empresas distribuidoras
y transmisoras deben culminar los procedimientos
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formales establecidos en el Reglamento de Tarifas
relativos al cálculo de los costos de distribución y
transmisión.
CONSIDERANDO:
Que mediante Decreto No. 404-2013, publicado en el Diario
Oficial “La Gaceta” el 20 de mayo del 2014, fue aprobada
la Ley General de la Industria Eléctrica que tiene por objeto,
entre otros, regular las actividades de generación, transmisión,
distribución y comercialización de electricidad en el territorio
de la República de Honduras.
Que de acuerdo con lo establecido en la Ley General de la
Industria Eléctrica y su reforma mediante Decreto No. 61-
2020, publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” el 05 de
junio de 2020, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica
cuenta con independencia funcional, presupuestaria y
facultades administrativas suficientes para el cumplimiento
de sus objetivos.
Que de conformidad con la Ley General de la Industria Eléc-
trica, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica adopta sus
resoluciones por mayoría de sus miembros, los que desempe-
ñarán sus funciones con absoluta independencia de criterio y
bajo su exclusiva responsabilidad.
Que de acuerdo con lo establecido en la Ley General de la
Industria Eléctrica, el Estado supervisará la operación del
Subsector Eléctrico a través de la Comisión Reguladora de
Energía Eléctrica.
Que de conformidad con la Ley General de la Industria
Eléctrica, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica tiene
dentro de sus funciones la de expedir las regulaciones y
reglamentos necesarios para la mejor aplicación de esta Ley
y el adecuado funcionamiento del subsector eléctrico.
Que de conformidad a la Ley General de la Industria Eléctrica,
la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica tiene dentro
de sus funciones establecer la Tasa de Actualización a ser
utilizada en el cálculo de tarifas.
Que la Ley General de la Industria Eléctrica establece
que la Tasa de Actualización que se usará para el cálculo
de las tarifas será la tasa real anual de costo del capital,
determinada mediante estudios que la Comisión Reguladora
de Energía Eléctrica deberá contratar con firmas consultoras
especializadas en la materia.
Que la Ley General de la Industria Eléctrica manda a que
la Tasa de Actualización refleje la tasa de costo de capital
para actividades de riesgo similar en el país y en todo caso,
si Tasa de Actualización resultare inferior a siete por ciento
(7%) real anual o bien superior a trece por ciento (13%) real
anual, se aplicará el límite inferior de siete por ciento (7%)
para el primer caso y el límite superior del trece por ciento
(13%) para el segundo caso.
Que el Reglamento de la Ley General de la Industria establece
que el reglamento de tarifas debe desarrollar las metodolo-
gías que permitan calcular cada uno de los costos incluidos,
así como los de aquellos parámetros que complementan su
cálculo, tales como el de la Tasa de Actualización.
Que el Reglamento de Tarifas establece que la Tasa de
Actualización real después de impuestos será determinada
por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica mediante
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estudios contratados con entidades privadas especialistas en
la materia.
Que el Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de
Energía Eléctrica también reconoce la potestad del Directorio
de Comisionados para la toma de decisiones regulatorias,
administrativas, técnicas, operativas, presupuestarias y de
cualquier otro tipo que sea necesario en el diario accionar de
la Comisión.
Que en la Reunión Extraordinaria CREE-Ex-30-2021 del 18
de agosto de 2021, el Directorio de Comisionados acordó
emitir el presente acuerdo.
POR TANTO
La CREE en uso de sus facultades y de conformidad con lo
establecido en el artículo 1 literales A y B, artículo 3 primer
párrafo, literal F romano III y VI, literal I, artículo 8, artículo
19 y demás aplicables de la Ley General de la Industria
Eléctrica; artículo 61 del Reglamento de la Ley General de la
Industria Eléctrica; artículo 130 del Reglamento de Tarifas;
artículo 4 y demás aplicables del Reglamento Interno de la
Comisión Reguladora de Energía Eléctrica, por unanimidad
de votos de los comisionados presentes,
ACUERDA:
PRIMERO: Establecer, sobre la base de la metodología
utilizada por el consultor y que forma parte integral del presente
acuerdo, la tasa de actualización real después de impuestos
aplicable a las actividades de transmisión y distribución en un
7%, que será utilizada para los estudios tarifarios que deben
realizarse y aprobarse de conformidad con lo establecido
en la Ley General de la Industria Eléctrica, su reglamento y
el Reglamento de Tarifas y que podrá ser utilizada para los
efectos del literal A del artículo 28 del Reglamento de la Ley
General de la Industria Eléctrica referente a las licitaciones
de obra.
SEGUNDO: Instruir a la Secretaría General para que de
conformidad con el artículo 3 Literal F, romano XII de la
Ley General de la Industria Eléctrica, proceda a publicar en
la página web de la Comisión el presente acto administrativo.
TERCERO: Instruir a la Secretaría General y a las unidades
administrativas a que procedan con la publicación del presente
acuerdo aprobado en el Diario Oficial “La Gaceta”.
CUARTO: Publíquese y comuníquese.
GERARDO ANTONIO SALGADO OCHOA
JOSÉ ANTONIO MORÁN MARADIAGA
LEONARDO ENRIQUE DERAS VÁSQUEZ
1. Metodología de Cálculo de la Tasa de Actualización
La práctica generalizada entre los entes reguladores en la
mayoría de los países para la determinación del costo de
capital de los sectores de transmisión y distribución de
energía eléctrica es seguir la metodología del Costo Promedio
Ponderado del Capital (WACC). En América Latina, se aplica
dicha metodología en forma efectivo y/o potencial en los
siguientes países:
• Con aplicación efectiva: en Brasil, Colombia, Argen-
tina (hasta 2001); la tasa - tanto en los segmentos de
distribución como de transmisión - se determina en
cada proceso tarifario.
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• Con aplicación potencial:
o En Guatemala – tanto en distribución como en trans-
misión –, la tasa se calcula con un método CAPM /
WACC y se compara con una banda de valores de
referencia (establecidos en la Ley). Si la tasa calculada
se encuentra dentro de la banda, se utiliza la misma;
en caso contrario se utiliza el límite inferior o superior
de la banda, según corresponda (el límite inferior si la
tasa calculada es menor al mismo; y el límite superior
si la tasa calculada es mayor al mismo).
o En Panamá, tanto en los segmentos de distribución
como de transmisión, la tasa se calcula con la meto-
dología CAPM / WACC y se compara con un valor
surgido de un método por comparación establecido en
la Ley (la tasa definida por el regulador no podrá diferir
en más de 2 puntos porcentuales de la tasa resultante
de sumarle 800 puntos básicos al rendimiento de los
bonos del Tesoro de Estados Unidos a 30 años en el
caso de la actividad de distribución; y 700 puntos bá-
sicos en el caso de la actividad de transmisión).
o En Chile, con el reciente cambio a la Ley General de
Servicios Eléctricos, se pasó de una tasa fijada en la
Ley anterior en 10% antes de impuestos, a una tasa
de mercado calculada por la autoridad con un piso de
6% y un techo de 8% después de impuestos, previen-
do utilizar como metodología de cálculo el método
CAPM / WACC.
La metodología WACC pondera el costo financiero
promedio de mercado de cada fuente de financiamiento por
la participación que tiene la misma en el total del activo.
En términos generales, el financiamiento proviene tanto de
capital propio de los accionistas como de la deuda. En esta
formulación se ha considerado la estructura de financiamiento
promedio de mercado de las empresas de transmisión y
distribución y la definición de cómo se generan los costos en
que la empresa debe incurrir por cada uno de dichos conceptos.
1.1. Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC)
De acuerdo con lo expuesto, el WACC se define como:
El costo de oportunidad del capital representa el rendimiento
que los accionistas y los acreedores exigen a la empresa para
aportar el capital necesario para la operación de la empresa.
El costo del capital tiene entonces dos componentes: uno el
del capital propio o de los accionistas y otro el de la deuda.
1.2. Costo Promedio Ponderado en Términos Nominales
y Reales
Si las tarifas se indexan periódicamente no corresponde
incorporar en la TA la expectativa inflacionaria. Debido a
que la fórmula de cálculo que se utiliza para el cálculo del
WACC es nominal, arroja valores en términos nominales, a
los fines de obtener una TA en términos reales debe extraerse
la expectativa inflacionaria.
Con lo cual la tasa real puede calcularse partiendo del WACC
nominal a través de la siguiente fórmula:
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1.3.1. Determinación de variables del modelo
1.3.2. Tasa Libre de Riesgo
La tasa libre de riesgo es el punto de partida cuando usamos
el modelo CAPM, e incluso sus variantes del modelo. Como
vimos anteriormente, es la tasa mínima que se requiere para
invertir fondos en activos financieros, por ende, es la tasa
mínima de oportunidad que un inversionista en infraestructura
de transmisión y distribución requeriría.
Para que una inversión sea “libre de riesgo” tiene que cumplir
con la condición es que no exista riesgo de impago o “default”
en los flujos de fondos esperados del activo financiero (es
decir el retorno actual tiene que ser igual al retorno esperado;
alternativamente, el retorno se considera “cierto”). Asimismo,
se requiere que no exista riesgo de reinversión, el cual indica
que los plazos de los flujos estén “calzados”; esto es, que la
duración del bono sea similar al plazo promedio de la inversión
en el activo de riesgo.
La experiencia en la práctica regulatoria internacional es
la elección de títulos soberanos de diferente duración de
emisores que, a lo largo de la historia, no han incurrido en
impagos. Asimismo, siendo que el único riesgo sería el riesgo
inflacionario, este también estará mitigado por ser emisores
que siguen políticas monetarias y fiscales sólidas, no afectando
la tasa de rentabilidad real esperada de los instrumentos que
emiten. Siguiendo estos lineamientos en conjunto con la
práctica regulatoria internacional se opta por un instrumento
de deuda emitidos por el gobierno de los Estados Unidos de
Norteamérica, específicamente el “10-year Treasury Note
(US10Y)”.
Una consideración importante, es que la tasa la duración
promedio ponderada de los flujos del instrumento libre de
riesgo debe ser consistente con la duración de los flujos del
negocio para el cual se desea determinar la tasa de retorno.
1.3 Costo del Capital Propio (re)
En la actualidad la metodología de mayor aplicación para
la determinación del (re) se basa en el modelo denominado
Capital Asset Pricing Model (CAPM)1.
Este modelo sostiene que el rendimiento que se le exige a un
activo con riesgo es equivalente al rendimiento esperado de
una inversión en un activo libre de riesgo más un componente
que mide el riesgo del activo en cuestión. Para calcular este
riesgo se determina el riesgo del portafolio que contiene
todos los activos del mercado y se mide el mayor o menor
riesgo relativo del activo comparado con el del mercado. En
mercados emergentes como Honduras, se adiciona a esta
formulación, el riesgo propio del país para el cual se está
calculando el costo de capital:
donde:
tasa de retorno libre de riesgo
: Beta; se determina como el cociente entre la
covarianza del rendimiento del activo que se trata de medir
(el negocio distribución de energía eléctrica en este caso),
con relación al de la cartera de mercado y la varianza de la
cartera de mercado2.
tasa de retorno de una cartera de acciones representativa
del mercado de activos de riesgo.
riesgopaís: cuando se calcula el re para ser aplicado en un país
que no tiene un mercado de capitales lo suficientemente
desarrollado como para determinar las variables es
necesario calcular re a partir de información de un país con
un mercado de capitales maduro. En ese caso, es necesario
ajustar el re para tener en cuenta la diferencia de riesgo entre
ambos países. Esta variante ajustada del CAPM se denomina
“Country Spread Model”.
1 Este modelo fue desarrollado por varios autores, siendo los principales: William F. Shar-
pe (1964), John Lintner (1965), Jan Mossin (1966) y E. F. Fama (1968).
2 Una explicación detallada del concepto de beta se puede consultar en “Modern Portfolio
Theory and Investment Análisis”, Edwin J. Elton y Martin J. Gruber, 3ra edición, capítulo 5.
rf : βe y rm,
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Asimismo, la decisión de inversión del accionista no es
únicamente por la duración del Ciclo Tarifario, de hecho,
hundir capital en infraestructura significa trabajar con
presupuestos de capital y riesgo extendidos en el tiempo.
Algunas entidades regulatorias se han apartado de este
principio básico y se han concentrado en los términos de
duración de las licencias y concesiones (bonos a largo plazo
de hasta 30 años) o simplemente en la duración del Ciclo
Tarifario (bonos de corta duración).
Dada la duración de los flujos de fondos de derivada de la
actividad regulada de transmisión y distribución no sería
correcto tomar un instrumento con vencimiento corto,
asimismo, la elección de un instrumento con duración
prolongada (e.g. bono a 30 años) resultaría poco prudente ya
que si bien un bono de largo plazo tiene un horizonte “acorde”
al del negocio que se evalúa, ellos tienen incorporado un
riesgo asociado a la expectativa de inflación de largo plazo;
pueden incluir una prima por liquidez y su precio puede ser
(más fácilmente) influenciado por la dinámica de la oferta y
la demanda temporaria dada su menor liquidez.
El US10Y es el bono con mayor liquidez en el mercado,
significando que su tasa de retorno refleja la dinámica de oferta
y demanda en un mercado con un elevado número de agentes,
en consecuencia, su precio tenderá a asumir la mayor cantidad
de información disponible en el mercado y elimina sobre tasas
por riesgos inflacionarios o incertidumbre que se asocian a
horizontes muy extensos. Adicionalmente, es el instrumento
recomendado por varios analistas para estimar la tasa de costo
de oportunidad del capital (e.g. Aswath Damodaran).
En cuanto a la experiencia regulatoria internacional podemos
citar que el US10Y es usado ampliamente, a modo de ejemplo,
citamos a la CREG de Colombia, la ANEEL en Brasil, la ASEP
de Panamá y ENARGAS en Argentina.
Uno de los típicos puntos de discusión a la hora de la elección
de la tasa libre de riesgo es si tomar las tasas actuales (o
“spot”) versus la consideración de algún tipo de promedio
histórico del rendimiento de los títulos libres de riesgo.
Como principio general “prospectivo”, habría que adoptar la
tasa spot del correspondiente bono al momento de realizar la
inversión o fijar la tarifa. Un argumento válido y en contra
de esta posición es que el “punto en el tiempo” en el que se
toma la tasa puede estar representado por períodos del ciclo
económico que representan situaciones “especiales”; a modo
de ejemplo, podemos encontrarnos en un período de crisis
financiera global o bien en un escenario como el actual en el
que la pandemia del COVID 19 y la recesión mundial haya
conllevado a los bancos centrales a incentivar la caída en las
tasas de interés. En el siguiente gráfico se presenta el valor
registrado por dicha tasa en los últimos 54 años.
A los fines de eliminar efectos puntuales, algunos autores
sugieren tomar series de datos históricas más o menos
prolongadas en el tiempo. Por ese motivo, para determinar
la tasa libre de riesgo se tomó el promedio aritmético de
rendimientos del bono a 10 años durante el período entre
marzo de 2011 y marzo de 2021, igual a 2.12%.
Fuente: Macrotrends
1.3.3. El Beta
Los inversores aversos al riesgo que mantienen un portafolio
de activos buscan maximizar sus rendimientos y minimizar el
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riesgo al que están expuestos. Cuando los inversores invierten
en acciones de una empresa enfrentan dos tipos de riesgos.
El riesgo específico a la empresa, a diferencia del riesgo
del mercado, puede ser eliminado con la diversificación del
portafolio porque los cambios en el precio de una empresa, o
activo, pueden ser compensados por movimientos opuestos en
otros. Sin embargo, todos los activos mantienen algún grado
de riesgo que no puede ser reducido por la diversificación.
Este tipo de riesgo responde a factores económicos generales
que afectan simultáneamente a todos los activos y/o empresas,
aunque en magnitudes distintas. Por ejemplo, la mayoría de
las empresas tienden a estar afectadas cuando la economía
entra en una recesión, aunque sus efectos sobre los beneficios
varían entre firmas e industrias. Como este riesgo sistemático
no puede ser reducido por la diversificación, los inversores
demandan un mayor rendimiento cuando el riesgo de mercado
es mayor, lo cual aumenta el costo del capital.
La medida más común de riesgo sistemático o no diversificable
asociada con una inversión en activos es el Beta del rendimiento
de esos activos, un parámetro que mide como varían esos
rendimientos con respecto a los del mercado. El Beta mide
el riesgo relativo que el mercado asigna a las actividades
en análisis (transmisión y distribución de electricidad en
este caso), según se refleja en la variación del precio de las
acciones de estas actividades con relación al comportamiento
del mercado en su conjunto. Es decir, se requiere la existencia
de un mercado y de la transacción de acciones de la industria
en estudio. El resultado obtenido corresponde al Beta del
equity, es decir de la parte del financiamiento efectuada con
capital propio. Dicho Beta refleja tanto el riesgo relativo de
la industria en cuestión con respecto al del mercado, como así
también el riesgo que asumen las empresas por la estructura
de financiamiento que ellas tienen.
Las transacciones de acciones en dichos mercados proveen
entonces los datos para el cálculo de los Betas históricos en
los cuales se basa la estimación de betas de equity esperados.
En el presente caso, ante la carencia de un mercado de valores
desarrollado en Honduras, se recurrirá a los datos del mercado
de los EE.UU.
1.3.4. Beta y endeudamiento
Los Betas del equity de las empresas americanas, capturan el
riesgo que esas empresas asumen por el nivel de endeudamiento
que tienen. Por lo tanto, no es posible asumir que la estructura
de endeudamiento de las empresas americanas es factible de
extrapolarse a las empresas de transmisión y distribución
de Honduras. Entonces, es necesario determinar el Beta del
equity de las empresas de transmisión y distribución según la
estructura de financiamiento que sea definida para ellas. Esto
se logra con un cálculo en tres etapas3
:
a) Obtención del Beta del equity de las empresas ame-
ricanas;
b) Cálculo del Beta del activo de las empresas americanas
(“desapalancamiento” de los betas de equity);
c) Cálculo del Beta del equity de las empresas de transmi-
sión y distribución de Honduras, en base a los Beta del
activo de las empresas estadounidenses y la estructura
de capital objetivo u óptima para las actividades de
transmisión y distribución. (“re-apalancamiento” a la
estructura de capital óptima definida);
Las siguientes expresiones matemáticas describen el proceso
a seguir:
donde:
corresponde al beta del activo en EE.UU.
corresponde al beta del equity en EE.UU.
tasa efectiva del impuesto a las ganancias en EE.UU.
D Pasivo total de las empresas americanas
E capitalización de mercado de las empresas americanas
El Beta del activo de las empresas americanas obtenido
mediante este procedimiento es limpio del efecto del
endeudamiento de cada una de ellas. Una vez calculado el
Beta para cada empresa, se obtiene el valor promedio de la
industria ponderándolo por la capitalización de mercado.
Para el cálculo del Beta del equity en la empresa de destino
se procede con la siguiente ecuación:
1.3.5 Ajuste por diferentes sistemas de regulación
3 Este procedimiento fue derivado por Hamada R.S., “Portfolio Analysis, Market Equi-
librium and Finance Corporation”, Journal of Finance, Marzo 1969 y en “The Effect
of the Firm’s Capital Structure on Systematic Risk of Common Stocks”, Journal of
Finance, Mayo 1972.
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Las empresas reguladas bajo los sistemas por Precio Tope
asumen más riesgo que las reguladas por el sistema Costo del
Servicio (técnica aplicada en EE.UU). Como el procedimiento
sugerido para la determinación del Beta se realiza a partir de
empresas norteamericanas y se aplica en Honduras, donde
predomina el sistema Precio Tope con períodos tarifarios de
3 años para la Transmisión y 5 años para la Distribución, es
necesario practicar un ajuste al Beta para tener en cuenta este
aspecto.
El sistema de regulación de precios tope (o price cap) establece
precios por un periodo largo de tiempo (generalmente cinco
años) en niveles que permitan a las compañías obtener una
tasa de rendimiento razonable, pero con la oportunidad de
obtener mayores beneficios si la eficiencia en la operación
es mejorada, o con la amenaza de obtener perdidas si no lo
hace. El establecimiento de precios razonables por un periodo
prolongado de tiempo requiere proyecciones precisas de
costos para que los mayores beneficios se originen en los
esfuerzos de las empresas por reducir los costos razonables
que se proyectaron. Este atractivo del sistema de precios tope
expone a las empresas a un mayor riesgo porque la falta de
un ajuste automático en los precios implica que la compañía
se enfrente a cambios exógenos o endógenos en los costos o
en la demanda. Estos riesgos se reflejan así en el costo del
capital porque los inversores desearan un mayor rendimiento
por el riesgo adicional que soportan.
En el extremo opuesto, un sistema de regulación de Tasa de
Retorno garantiza a las empresas un rendimiento sobre el
capital invertido y sus precios se ajustan de manera que ese
rendimiento sea obtenido. Esto implica que las compañías
enfrentan riesgos muy bajos, pues cambios imprevistos en
los costos o en la demanda son trasladados rápidamente a los
usuarios en forma oportuna. Esta disminución en el riesgo
implica que la tasa del costo del capital sea baja, aunque
la compañía aún enfrenta el riesgo de que el regulador
efectivamente autorice los cambios en los precios originados
en mayores costos o menor demanda de energía.
En síntesis, los regímenes regulatorios afectan el costo
de capital en varias formas, pero probablemente la más
importante sea la forma en que los incentivos provistos en
la determinación de precios afectan los beneficios de las
compañías. En un extremo están los sistemas de precios
tope, que imponen altos incentivos, mientras que en el otro
se encuentra el de tasa de rendimiento, que impone bajos
incentivos. Así, suponiendo que todo lo demás permanece
constante, una compañía regulada por el sistema de precios
tope debería esperar una tasa de rendimiento mayor a la de
una compañía regulada por el sistema de tasa de rendimiento,
donde el riesgo es menor.
A los fines de determinar el ajuste del Beta por riesgo
regulatorio, se utilizaron las mediciones realizadas a nivel
académico como las metodologías aplicadas por otras
Agencias de Regulación a nivel Latinoamericano y Mundial,
específicamente Gran Bretaña. Se destaca que considerando
que el mecanismo regulatorio aplicado en Honduras para
la transmisión presenta un nivel de riesgo inferior al de
distribución, principalmente por tener un período tarifario
más corto (3 años la transmisión vs. 5 años la distribución),
la prima por riesgo regulatorio de la actividad de transmisión
será inferior a la de la actividad de distribución.
El sistema de regulación predominante en los Estados
Unidos es el de “Costo del Servicio” o “Regulación por
tasa de Retorno”, caracterizado por generar bajos incentivos
a la reducción de costos o presentar menores riesgos ante
fluctuaciones de costos no controlables, así también como
variaciones en la demanda efectiva. Así, se puede esperar, que
los beta de los activos de estas compañías sean menores que
los betas de las compañías que están sujetas a esquemas de
regulación por incentivos, principio regulatorio predominante
en Europa y principalmente en Bran Bretaña.
El Reglamento de Tarifas aprobado en Honduras tiene claros
elementos que lo caracterizan como una aproximación a
un sistema de regulación por incentivos (e.g. revisiones
tarifarias cada 5 y tres años, para distribución y transmisión
respectivamente; precios máximos de distribución y
transmisión; base de activos regulada compatible con
valoraciones de mercado al momento de las revisiones,
factores de eficiencia, entre otros). Consecuentemente, el
coeficiente beta de los activos, obtenido del mercado de
Estados Unidos, debe ser corregido por el riesgo regulatorio
adicional que se observa en Honduras bajo un sistema de
regulación por incentivos.
La aproximación tomada para medir este riesgo es la misma
que ha sido utilizada observando la regulación comparada y la
literatura que ha abarcado el riesgo regulatorio. Con relación
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Estos resultados fueron ampliamente utilizados por los
reguladores en Latinoamérica ya que muestra evidencia
robusta de que los betas correspondientes a regímenes de
precio tope conllevan un riesgo mayor que aquellos sectores
regulados por sistemas de “costo plus” o “tasa de retorno”,
siendo la diferencia entre ellos una medida del riesgo
regulatorio intrínseco. El Ente Nacional Regulador del Gas
(ENARGAS) y de la electricidad (ENRE) en Argentina
utilizaron estos “premios por riesgo” sumándolos a los beta
de los activos obtenido de muestras de empresas del sector
en los EE.UU.
La Comisión Reguladora de Energía de Colombia (CREG),
que regula la distribución de gas en ese país con un esquema
similar al originalmente previsto para Argentina, computa el
beta del activo y considera una prima por riesgo regulatorio en
la distribución de gas natural por redes de 0,335. El valor de
ese parámetro es calculado en base a un modelo que predice
cuan sensible es el flujo de fondos de la empresa frente a una
serie de eventos exógenos – cambios en los precios de insumos
o desastres naturales, por ejemplo – no contemplados en el
cálculo tarifario (y no capturados por completo en el CPI).
Con una lógica similar, el regulador de la industria en Nueva
Zelanda incorpora una prima por riesgo regulatorio de 0,20.
La lógica de capturar las variaciones en los flujos de fondos
vs. variaciones ante eventos generalizados y no controlados
es un concepto similar al medido por el parámetro beta.
Siguiendo la lógica del estudio citado, la ASEP de Panamá
calcula el beta de los activos en base a información de em-
presas de “utilities” de EEUU y los compara con los beta
obtenido por la OFGEM en Gran Bretaña.
La metodología propuesta en este estudio consiste en
comparar el beta de los activos obtenido para un conjunto
de empresas reguladas de EEUU y compararlas con los beta
de los activos estimados en las revisiones tarifarias de Gran
Bretaña. Para este fin, se tomó como punto de partida los
estudios recientes de Frontier Economics4 realizados en
el ámbito de la revisión tarifaria de la OFGEM que tendrá
vigencia a partir de abril de 2021.
4 Beta Decomposition. Frontier Economics. January 2020.
a diferentes sectores, países y esquemas de incentivos. El
siguiente cuadro muestra los resultados obtenidos por ellos,
mientras que en el otro se destacan las características de los
sistemas regulatorios.
a los trabajos académicos se puede citar el trabajo realizado
por Alexander, Mayer y Weeds en “Regulatory Structure And
Risk: An International Comparison”, 1996. En este estudio, los
autores obtienen coeficientes beta de activos correspondientes
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Como puede observarse, la evidencia actual para betas entre
esquemas de altos incentivos y bajos incentivos refuerza los
descubrimientos de Alexander, Meyer y Weeds. Como se
verá en la sección 5.3.7 el beta del activo estimado para este
estudio, utilizando empresas de EEUU, es de 0.28, por lo que
la prima por riesgo regulatorio será la diferencia entre el beta
de activo promedio para Gran Bretaña (GB) y la estimada
para EE.UU. Así, basados en la metodología de la OFGEM
de Gran Bretaña se obtendría un beta de activos promedio
de 0.42, mayor al 0.31 observado en la muestra de Frontier
Economics y al 0.28 estimado en este reporte.
Sin embargo, el valor promedio de 0.42 propuesto por Frontier
Economics para Gran Bretaña y basado en la metodología
de la OFGEM contiene 3 empresas de servicios públicos de
agua y dos utilities eléctricas (NG-National Grid y SSE) que
operan también en EEUU y poseen una porción de ingresos
no regulados. Los autores descomponen la información de
esas empresas y comparan finalmente empresas eléctricas
reguladas en Gran Bretaña con empresas energéticas de
EEUU.
Fuente: Frontier Economics en base a Bloomberg - 2020
Entonces, para estimar puramente la prima por riesgo
regulatorio en el sector energético y regulado, la comparación
correcta es 0.47 vs. 0.24 (sección 5.3.7), lo que arroja una
prima por diferencia entre sistemas de regulación de 0.23.
Así podemos determinar que el beta del activo para el sector
eléctrico en Honduras es de 0.24+0.23=0.47.
Asimismo, consideramos oportuno, determinar un beta
para la transmisión en Honduras, reflejando el menor riesgo
regulatorio que este segmento posee basándonos puramente
en la menor duración del ciclo tarifario (3 años vs. 5 años). Así,
podemos determinar la prima de riesgo para la transmisión
en función de una extrapolación de la duración de los ciclos
tarifarios. De esta manera el beta del activo para el sector de
transmisión eléctrica es determinado como 0.24+0.14=0.38
Los beta del equity para resultantes serán determinados por las
estructuras óptimas de capital, la tasa marginal de impuesto
a las ganancias y utilizando las fórmulas de transformación
presentadas en la sección 1.3.4.
1.3.6. Estructura de Capital
Existen básicamente dos enfoques para definir la estructura
de capital a utilizar en el cálculo del WACC:
• Estructura de capital de la empresa regulada
promedio proyectada durante el siguiente período
tarifario.
• Estructura de capital promedio de la industria
observada en las empresas de transmisión y
distribución de electricidad, las cuales podrían
tomarse como un proxy de la estructura de capital
óptima u objetivo. Este enfoque es el que ha
prevalecido en la práctica regulatoria reciente.
La teoría financiera que se deriva del modelo Modigliani-
Miller, establece que la estructura de capital óptima de
una empresa es aquella que maximiza el valor de empresa,
considerando un equilibrio entre el ahorro impositivo por los
intereses pagados y los costos de insolvencia financiera.
De esta forma el nivel de endeudamiento óptimo depende la
volatilidad de ingresos, el grado de apalancamiento operativo
y el nivel de incertidumbre regulatoria. En la práctica es
necesario apoyarse en evidencias de trabajos empíricos que
señalan los determinantes del proceso optimizador. En líneas
generales, esas observaciones sugieren que:
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• Firmas que enfrentan mayores riesgos tienen un
menor endeudamiento
• Empresas con mayores escudos fiscales generalmente
tienen un nivel de endeudamiento mayor
• Empresas con flujos de fondos más predecibles
pueden generalmente sostener un mayor nivel de
endeudamiento
• El nivel de endeudamiento adecuado para una firma
debería estar por debajo de su nivel máximo de
endeudamiento, pues así mantiene una capacidad de
reserva de endeudamiento adicional
• La estructura de capital está condicionada por la
facilidad de acceso a diferentes fuentes de recursos
Consecuentemente, dado que el objetivo es definir una
Tasa de Actualización que sea consistente con una gestión
eficiente de las empresas, el cálculo del WACC debería
considerar en su cálculo una estructura de capital óptima, la
cual conforme la práctica regulatoria internacional se toma
del promedio observado en empresas del mismo sector que
se encuentran reguladas por mecanismos comparables. Esta
última metodología es la que ha sido más aplicada por los
diferentes Reguladores a nivel mundial para empresas de
transmisión y distribución de energía eléctrica. En el caso
de Honduras, se propone considerar muestras de empresas
de transmisión y distribución de América Latina y Europa
con mecanismos de regulación por incentivos y los valores
adoptados por las Agencias de Regulación de dichos países.
En el año 2018 la Comisión Nacional de los Mercados
y la Competencia (CNMC) de España publicó, en base
a información de reguladores europeos, los ratios de
apalancamiento utilizados para el cálculo de las tasas de
retribución financiera de las actividades reguladas del sector
energético. Dichos datos se obtuvieron del Council of
European Energy Regulators en base a información de 2017.
Como puede observarse, la frecuencia de ratios de
apalancamiento se encuentra mayormente concentrada
en el rango del 50% al 60%. A priori, se puede concluir
que la estabilidad económica y existencia de mercados de
capitales desarrollados en Europa permiten a las firmas
alcanzar estructuras de capital que favorecen el uso de
financiamiento por deuda dada la previsibilidad de los flujos
de fondos y el coste de esta con relación al coste del capital
propio. En definitiva, los reguladores asumen que las firmas
que están sub apalancadas pueden aumentar el valor de la
firma asumiendo más deuda. Cabe destacar que cuando la
regulación es independiente y los mercados previsibles, estos
niveles de apalancamiento son más comunes y cercanos a los
que se observan en el ámbito de las finanzas estructuradas,
en donde se busca que los flujos sean estables, previsibles
y las empresas (o proyectos) sustentables económica
y financieramente para poder hacer frente a niveles de
apalancamiento más elevados.
De la observación de los ratios adoptados por los reguladores
latinoamericanos se puede concluir que la aproximación
es un benchmarking financiero, al igual que lo realizado
en Europa. Este sesgo hacia la observación empírica recae
indirectamente en que el nivel de apalancamiento observado
es el mejor que se puede obtener por los directivos
financieros, quienes, tratando de maximizar el valor de la
firma para los accionistas toman deuda en las proporciones
observadas. La alternativa, sugiere explorar caso por caso,
cuál podría ser la estructura óptima para cada empresa
sobre la base de definir valoraciones de la firma asumiendo
diferentes tasas de descuento. Esto último es un enfoque con
muchas limitaciones, es recursivo en el cálculo y complejo
en términos de costes y beneficios regulatorios.
El próximo cuadro resume las decisiones tomadas por
diferentes reguladores en revisiones tarifarias recientes.
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En función de las decisiones tomadas en las revisiones tarifarias mencionadas en el cuadro anterior, se propone una relación
deuda a capital propio (D/E) de 1.17x o (Deuda/Capital Total) de 54%.
1.3.7. Cálculo del parámetro Beta:
En primer término, se tomó una muestra representativa de Betas para empresas del sector Transmisión y Distribución, en un
mercado de capitales maduro y líquido como el de Estados Unidos. Para ello se recurrió a las estimaciones realizadas por
Aswath Damodaran a enero de 2021.
Como se observa, utiliza una muestra de 16 empresas reguladas y obtiene un beta del activo promedio a cinco años de 0.24.
Sobre la base de lo desarrollado anteriormente procedemos a estimar los parámetros beta para el segmento de distribución y
transmisión en Honduras.
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1.3.8. Prima de riesgo de mercado
El modelo CAPM supone que los inversores diversifican
eficientemente su cartera, y que cuando invierten en acciones
lo hacen considerando el retorno esperado y el desvío
estándar resultante, asignando su riqueza en activos de riesgo
en un portafolio diversificado, el portafolio de mercado. Al
calcular el rendimiento que los inversores esperan de esta
inversión en una cartera diversificada es necesario estimar
el premio (i.e. rendimiento por encima de la tasa libre de
riesgo) requerido para compensar por el mayor riesgo que
asumen por invertir en títulos con riesgo. Este concepto se
suele denominar “Precio del Riesgo” debido a que representa
el premio – por encima del retorno de un activo libre de
riesgo – que los inversores han aceptado por mantener su
portafolio diversificado de títulos con riesgo. El precio del
riesgo (Equity Risk Premium o Market Risk Premium) es
uno de los conceptos más controvertidos a la hora de estimar
el costo de oportunidad del capital y también uno de los que
más confusión genera. Gran parte de la confusión se debe
a que el término “Prima de Riesgo del Mercado” (PRM)
designa cuatro conceptos y realidades muy diferentes entre
sí (Fernández, Pablo. 2017).
1. PRM Histórica (PRMH): diferencia entre la rentabilidad
histórica de la bolsa (de un índice bursátil) y un activo
libre de riesgo.
2. PRM Esperada (PRME): valor esperado de la
rentabilidad futura de la bolsa por encima de la de activos
del activo libre de riesgo.
3. PRM Exigida (PRMX): rentabilidad incremental que
un inversor exige al mercado bursátil (a una cartera
diversificada) por encima de la renta fija sin riesgo
(required equity premium). Es la que se debe utilizar para
calcular la rentabilidad exigida a las acciones.
4. PRM Implícita (PRMI): la prima de riesgo del mercado
exigida que surge de suponer que los precios de mercado
son correctos. Esta metodología se construye a partir del
“Dividend Growth Model”, utilizando un “consenso”
sobre los flujos de fondos de dividendos de las acciones
pertenecientes a un índice bursátil (e.g. S&P500) y una
tasa de crecimiento para los mismos (g). Dado estos
inputs y el precio del índice, se obtiene la TIR que es
la tasa de retorno esperada del mercado y luego se la
compara con la tasa de un activo libre de riesgo. Este
método de estimación prospectiva está siendo utilizado
por Damodaran, KPMG, entre otros, y constituye una
aproximación netamente “forward looking” pero “spot” o
“point in time”, pudiendo distorsionar el costo de capital
del capital propio frente a condiciones particulares “fuera
del promedio”.
Con respecto a la prima que se expone en la teoría CAPM;
textualmente, (Fernández, Pablo. 2017) expone: “Es
imposible determinar “la” PRMX “del mercado” porque tal
número no existe debido a las heterogéneas expectativas de
los inversores. Para un inversor, la PRMX es la respuesta a la
pregunta: ¿Qué rentabilidad adicional exijo a una inversión
diversificada en acciones (un índice bursátil, por ejemplo)
por encima de la que ofrece la renta fija? Es un parámetro
crucial para toda empresa porque la respuesta a esta
pregunta es una referencia clave para determinar la
rentabilidad exigida a las acciones de la empresa (Ke) y la
rentabilidad exigida a cualquier proyecto de inversión.”
Es este parámetro el relevante en el modelo CAPM ya que
representa el “precio del riesgo” que se pondera por beta,
que a su vez indica cómo contribuye al riesgo a la cartera
diversificada la inclusión de un activo “incremental”.
Asimismo, el autor concluye, “…no podemos hablar de “la
verdadera” prima de riesgo del mercado. Distintos inversores
pueden tener distintas PRMXs y distintas PRMEs. Una única
PRMI requiere expectativas homogéneas para el crecimiento
esperado de los dividendos (g), pero existen muchos pares
de valores de (PRMI, g) que justifican los precios de las
acciones actuales. Podríamos hablar de “la” PRME = PRMX
= PRMI sólo si todos los inversores tuvieran las mismas
expectativas”.
Ante esta realidad, tanto Damodaran como Fernández
coinciden en que se podría estimar el Equity Risk Premium
a través de encuestas a especialistas (Académicos, CFOs,
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Asset Managers, Private Equity Firms, entre otras) o bien
inclinarse por la práctica más generalizada que es la de
acudir a los datos históricos para comparar la rentabilidad
de la inversión en acciones con la rentabilidad de la renta
fija sin riesgo. Algunos concluyen que la diferencia entre la
rentabilidad histórica de la bolsa (de un índice bursátil) y la
rentabilidad histórica de la renta fija es un buen indicador de
la prima del mercado. Para sostener esta afirmación se suele
argumentar que el mercado “en promedio” acierta.
Este método, a veces denominado método de Ibbotson, supone
que la rentabilidad exigida por los inversores en el pasado
fue igual a la rentabilidad que recibieron, y que el mercado
es la cartera eficiente de todos los inversores. Muchos libros
de texto sugieren primas de riesgo utilizando este método.
Brealey y Myers sugerían 8.4% en la cuarta edición de
su libro en 1993; en la página 155. Ross, Westerfield and
Jaffe (1999) utilizan un risk premium de 9,2% porque es,
según ellos, la rentabilidad histórica diferencial del mercado
sobre la renta fija desde 1926 hasta 1997. Van Horne (1992)
recomienda 3-7%, Weston, Chung y Siu (1997) recomiendan
un 7,5%. En los ejemplos de sus libros Bodie y Merton
(2000) utilizan un 8% para USA. Damodaran (1994, tabla
3.1, pag. 22) calcula la rentabilidad diferencial sobre los T-
bonds geométrica para el periodo 1926-1990, que resulta
5,5% y ese es el número que utiliza en todo su libro como
prima del mercado estadounidense.
Fuente: Ferndandez, Pablo - 2019
Por su parte (Damodaran, 2020) en su actualización anual del estudio de las primas de riesgo expone la siguiente tabla.
Tabla 11: Prima de Riesgo de Mercado
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Los reguladores latinoamericanos coinciden en el método de
promedios en diferenciales históricos: ANEEL y ARSESP
(Brasil) estimando 5,8%-5,9%, mientras que ANTAQ
(Brasil) calcula 7,6%, URSEA (Uruguay) 6,71%, ASEP
(Panamá) 6,38%, la CREG de Colombia propone 7.1%,
ENARGAS (Argentina) 6.4%, variando en la duración de
los períodos para las mediciones.
Conforme la práctica regulatoria habitual, que sigue las
recomendaciones académicas, se propone considerar la serie
de rendimientos más larga disponible, que en la práctica
es aquélla que mide los rendimientos en los mercados de
capitales americanos desde 1928 hasta 2019. Siguiendo
también la práctica regulatoria habitual y las recomendaciones
académicas, se propone calcular ese premio de mercado
empleando la media aritmética, porque al considerar toda la
información de rendimientos de cada uno de los años en el
período bajo análisis y por su formulación estadística, ofrece
una mejor estimación de valores esperados, como se explica
más adelante. El valor que arroja dicha prima es de 6.43%.
A continuación, se expone por qué se opta por los promedios
aritméticos en vez de promedios geométricos.
La media geométrica es la verdadera medida del ERP
histórico promedio, pero si se la utilizara para estimar la prima
esperada se asumiría que ERP es igual para cada período
de tiempo. Por el contrario, si bien la media aritmética no
representa el ERP histórico, es mejor estimador de la prima
esperada5.
A modo de ejemplo, en la siguiente tabla se muestra la
variación en los precios de dos acciones (A y B):
5 Para estudiar la justificación del uso de medias aritméticas, ver “Equity Risk Premium”,
Michael Annin and Dominic Falaschetti”, Valuation Strategies, January/February 1998.
La acción A presenta una alta volatilidad durante el período
(desvío estándar de 51.7%), mientras que la acción B tiene
un desvío estándar de cero. Por tanto, el riesgo de ambas
acciones no es el mismo, B es menos riesgosa ya que tiene
un comportamiento estable a lo largo de los años.
Se observa que el promedio geométrico indica que ambas
series son igualmente riesgosas mientras que la media
aritmética considera que la acción A es más riesgosa que la
Todos los modelos utilizados para determinar el costo de
capital reconocen que los inversores son “aversos al riesgo”
y evitan la volatilidad al menos que sean adecuadamente
compensados. Por lo tanto, es más consistente utilizar la
media que considera el desvío y por ende, el riesgo de la
serie de retornos, esto es, la media aritmética.
1.3.9. Riesgo País
La prima por riesgo país es el precio por el riesgo que un
inversor requeriría para operar en un país más riesgoso que
los Estados Unidos, es decir, un inversor racional (como
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el que se asume en el modelo CAPM) demandará una
prima adicional por asumir riesgo por una inversión en una
geografía diferente que presente más riesgos. Entre estos
riesgos se incluyen factores como inestabilidad política,
controles, seguridad jurídica, transparencia, política fiscal y
monetaria, riesgo de tipo de cambio, entre otros.
Esta variante ajustada del CAPM se denomina “Country
Spread Model” o “Local CAPM”. Estos tipos de modelos
son útiles en el contexto de la imposibilidad de reproducir el
CAPM en mercados “locales” dada la ausencia de mercados
de capitales desarrollados en término de tamaño, liquidez,
e información. Es decir, es no resulta posible “emular” las
hipótesis del CAPM en donde el mercado es competitivo,
el inversor marginal está altamente diversificado a través
de una cartera “de mercado” o por la mera existencia de
un activo local “libre de riesgo” en los términos definidos
anteriormente (repago cierto y no riesgo de reinversión).
A pesar de que se han propuesto modelos (“CAPM Global”)
para tratar de incorporar la prima por riesgo por medio de
la estimación de betas en diferentes mercados que pueda
aplicarse para inversiones en cualquier país del mundo
(“riesgo país como riesgo simétrico”), todavía permanece
una parte residual del riesgo país (“componente asimétrica”)
y que únicamente debería incluirse dentro de la prima por
riesgo del equity.
En conclusión, el riesgo país no es del todo diversificable
y por lo tanto se debe realizar una medición de este y
considerar su inclusión en la prima por riesgo del equity en
forma aditiva.
Damodaran plantea el término “default spread” para
incorporar el riesgo país y presenta formas alternativas y
consistentes entre sí para su estimación. La primera consiste
en comparar un bono soberano emitido bajo condiciones
similares de moneda y duración (en este caso, en Honduras)
con bono libre de riesgo del tesoro de Estados Unidos
(preferentemente, el mismo utilizado para la tasa libre de
riesgo). La diferencia entre las tasas de retorno o “yields to
maturity” será un indicativo representativo de cuánto más
rendimiento se exige por invertir en un instrumento de deuda
cuya fuente de repago son flujos que se determinarán bajo
ciertas condiciones en Honduras. Esas “ciertas condiciones”
son las percepciones de riesgo que se revelan en el precio
(y rentabilidad) del instrumento de deuda hondureño al
momento de la comparación. Así, esta medida es netamente
“point in time”. En términos de propiedades prospectivas
del modelo este método es adecuado, aunque como dijimos
antes para otros componentes del CAPM, la medida puede
estar influenciada por condiciones especiales al momento de
estimación. Un argumento razonable es tomar un promedio
de este indicador; pero para ello también sería deseable que
no haya habido cambios estructurales en las economías que
perduren en el tiempo.
El enfoque de primas entre bonos (en la versión “spot” o
“suavizada mediante promedios”) solo es posible llevarla a
cabo si, al estar usando un “Local CAPM”, en el mercado
objetivo se comercializan bonos comparables con el bono
libre de riesgo (duration y moneda).
La segunda alternativa para determinar el “default spread”
es acudir al creciente mercado de “Credit Default Swaps” o
“CDS”. Un CDS es un contrato bajo el cual el tenedor del
bono paga una prima para que, en el caso de impago por
parte del emisor del bono, el tenedor del CDS, a través de
diferentes mecanismos, es compensado. La prima de un CDS
se denomina “CDS Spread” y se expresa en puntos básicos
sobre el valor facial del bono. Un CDS Spread de 852 bps.,
quiere decir que el costo de asegurar un millón de dólares
sobre la deuda de ese gobierno sería de 85 mil 200 dólares
por año, expresado en términos de tasa, 850 puntos básicos
es equivalente a 8.5% anual. Así, la prima o spread del CDS
es una representación directa del riesgo o precio requerido
para cubrir un default por parte de un emisor.
La tercera alternativa planteada es acudir a un “Spread
Sintético”, es decir, si Honduras goza de una calificación B1
y existe un país con la misma calificación el cual tenga bonos
con primas de CDS adosadas, entonces, se puede tomar el
default spread del país con riesgo equivalente como un proxy
del default spread para Honduras.
La cuarta y última alternativa planteada es usar la medición
del índice EMBI+ para Honduras elaborada por JP Morgan
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Chase, el cual es calculado basado en el comportamiento
de la deuda externa emitida por cada país. El índice refleja
el spread entre las tasas de interés que pagan los bonos
denominados en dólares, emitidos en este caso por Honduras,
y bonos del tesoro de Estados Unidos, considerados libres de
riesgo.
Con relación a la primera alternativa planteada para medir
el Riesgo País, se analiza información sobre el “yield to
maturity” o “tasa interna de retorno” de instrumentos de
deuda soberana emitidos por el gobierno de Honduras y se la
compara con el rendimiento de bonos libre de riesgo emitidos
por el tesoro norteamericano. Para esto se han seleccionado
dos emisiones, que por su horizonte de vencimiento pueden
ser comparadas con bonos del tesoro con vencimientos a 5
años y a 10 años, respectivamente.
El primer caso es un bono emitido el 19 de enero de 2017 por
un monto de US$700M y una tasa cupón anual de 6.250%
y con vencimiento el 19 de enero de 2027 mientras que el
segundo bono es una emisión de US$600M realizada el 24
de junio de 2020 y con vencimiento el 24 de junio de 2030; la
tasa cupón anual de este bono es de 5.625%. El primer bono
es mayormente comparable con un bono del tesoro a 5 años
mientras que el segundo es adecuado para ser comparado
con el bono utilizado para estimar la tasa libre de riesgo, el
bono del tesoro a 10 años.
En cuanto al uso de estos bonos soberanos, se los considera
adecuados por ser las emisiones más recientes realizadas
por el tesoro hondureño y por el hecho que el uso de fondos
fueron y son destinados para realizar la gestión de pasivos
de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (“ENEE”) en
el marco de la reforma del sector eléctrico con el objeto de
sanear y transformar financieramente al sector.
Analizando el diferencial de rendimientos entre junio de
2020 y fines de marzo de 2021 (fecha en que se pueden
comparar las cotizaciones de ambos bonos) vs. los bonos del
tesoro estadounidense se obtienen las siguientes curvas de
“spread” para bonos con una duración de 5 años y de 10
años. Asimismo, se grafica el promedio entre ambos spreads
y se calcula el promedio aritmético del período. Bajo esta
aproximación al Riesgo País, se concluye que la medida
adecuada para el mismo de es de 352bps o 3.52%.
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La segunda alternativa para calcular el Riesgo País en base a cotización de CDS no es posible ya que no se han encontrado
instrumentos de cobertura de default para los bonos emitidos por el gobierno de Honduras.
En cuanto a la metodología planteada por Damodaran basada en spreads sintéticos; a enero de 2021, la tabla de equivalencias
presentada por el autor es la siguiente.
En este sentido, para Honduras (con calificación B1) la medida “point in time” a enero 2021 de riesgo país sería de 3.98%.
En cuanto al uso del índice EMBI+ Honduras, el promedio observado en el período analizado en el caso de los bonos
soberanos es de 3.32%.
Gráfico 4: Emerging Markets Bonds Index - Honduras
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La posición del consultor es tomar la información de
mercado que arrojan los bonos soberanos analizados vs. los
bonos del tesoro americano. Así, para este estudio, se toma
como prima de Riesgo País el valor de 3.52%.
1.4. Determinación del Costo de la Deuda
De acuerdo con el principio prospectivo del costo de
oportunidad del capital, el costo de la deuda (la tasa de
interés retribuida al capital de terceros) debería reflejar el
costo de tomar nueva deuda, es decir, el costo marginal o
incremental del endeudamiento. La tasa de interés deberá
reflejar al menos la tasa de rentabilidad del instrumento
libre de riesgo y el premio por riesgo atribuible a la firma.
Idealmente, si la firma ha emitido bonos corporativos y estos
instrumentos cotizan en mercados de capitales líquidos,
se podría determinar que la tasa de rendimiento (“yield to
maturity”) es exactamente el costo de la deuda para la firma
en cuestión.
La condición de transabilidad del bono, no es una condición
que generalmente se da en Latinoamérica ya que la mayoría
de las emisiones se concentran en pocos compradores;
incluso, es práctica común que un banco estructurador de
un instrumento emita un bono en el mercado de capitales
local para una firma determinada y luego coloque estos
instrumentos entres sus clientes, así el mercado de capitales
termina siendo un vehículo para emitir deuda aprovechando
ciertas ventajas que puedan ofrecer estas emisiones vía
mercados de capital “bursátil”.
Otra desventaja de usar la “TIR” de un bono corporativo es
que una compañía riesgosa puede estar emitiendo un bono
sin riesgo, ya que la estructuración tiene un “paquete de
colateral” adecuado y separado al riesgo corporativo. La
ventaja que puede tener esta metodología es que, si la emisión
posee un rating, las entidades de calificaciones crediticias
suelen separar el rating de la corporación y el rating de la
“colocación”. De esta manera, si tenemos un rating para la
corporación y un rating para el instrumento libre de riesgo,
la estimación del “Company Default Spread” es directa y
específica para la firma.
Sin embargo, el 90% de las compañías en el mundo
no tienen bonos transables ni calificaciones de riesgo.
Consecuentemente, y conforme el método utilizado por
diferentes Agencias de Regulación de América Latina,
fondos de inversión y deuda y recomendado por académicos
de finanzas corporativas se propone utilizar el enfoque
“apilación” de costos o “building blocks”, también conocido
como CAPM de la deuda. Así, el costo de la deuda va a estar
determinado por:
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La metodología propuesta para el cálculo del Company Default Spread o riesgo adicional corporativo es considerar el premio por
riesgo crediticio que empresas estadounidenses pagan por encima de la tasa libre de riesgo. Esto se puede obtener comparando
compañías con la misma calificación del soberano estadounidense y estimando la prima adicional por riesgo crediticio.
En las secciones anteriores hemos definido dos de los componentes de la aproximación planteada, la tasa libre de Riesgo y la
tasa de Riesgo País. Resta estimar el “company default spread” y para ello se ha acudido a la tabla de equivalencias actualizada
por Damodaran a julio de 2020.
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Dado que la calificación de los bonos del tesoro de EEUU es
de AAA el Company Default Spread aplicable para el cálcu-
lo del costo de la deuda es de 0.76%.
El término “Costro de Estructuración de Deuda – CE”, busca
incorporar una serie de costos que usualmente se omiten al
calcular el costo de endeudamiento pero que tienen incidencia
en la determinación de la tasa efectiva que enfrentan los
prestatarios. Usualmente, las instituciones financieras
devengan costos de estructuración y, además, exigen el
mantenimiento de saldos de caja inmovilizados para reducir
el riesgo de incobrabilidad ante potenciales deficiencias en
el servicio de la deuda (“Cuentas de Reserva para el Servicio
de la Deuda – CRSD”). Utilizando información del mercado
financiero, se procedió a estimar el sobrecosto financiero que
implica el devengamiento de los costos de estructuración y
requerimientos de reserva para un préstamo a 10 años de
duración6. El coste adicional determinado para una tasa de
interés de 6.40% (suma de los tres primeros términos de la
tabla 16) es de 0.87%.
Así, el Costo de la deuda para Honduras puede ser estimado
de la siguiente forma.
6 Se utilizó una tasa de 2.75% sobre el principal para devengar Costos o “fees” de estruc-
turación y una tasa anual de 2.45% con el fin de dar cobertura líquida a los requerimien-
tos de reserva para el servicio de la deuda; a través de una garantía líquida.
1.5. Determinación de la Tasa de Actualización
1.5.1. Condiciones de no Arbitraje
Hasta ahora hemos presentado los parámetros que permiten
calcular una Tasa de Actualización nominal en Dólares
Estadounidenses (US$) y hemos presentado la relación
que existe entre la tasa nominal y la real. Resta establecer
el marco conceptual a partir del cual podemos transformar
la tasa nominal en US$ a una tasa nominal en Lempiras
(HNL) para luego transformarla en una tasa real en HNL.
Una condición esencial de los mercados de capitales
globales es que los retornos esperados de los activos
deben ser iguales. Bajo condiciones de plena movilidad
de capitales entre activos en diferentes monedas, si todos
los inversionistas tienen las mismas expectativas, y si sólo
le interesan los retornos esperados (pero no el riesgo) la
condición básica de equilibrio en el mercado de capitales
está dada por la teoría de paridad descubierta de tipos de
interés.
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La rentabilidad de un activo denominado en HNL será
igual a la rentabilidad de un activo denominado en US$
multiplicado por la relación entre la tasa de cambio
esperada o a plazo (E_(+1)^e) y la tasa de cambio al
contado o spot (E).
Asimismo, introduciendo al análisis la Teoría de la Paridad
del Poder Adquisitivo (PPA) podemos afirmar que, bajo
ciertas condiciones, los precios de los bienes deberían
ser iguales cuando son expresados en la misma moneda.
Una versión más “débil” o relativa de esta afirmación
expresa que el diferencial entre las tasas de inflación entre
dos países es igual al diferencial entre el tipo de cambio
esperado o a plazo y el tipo de cambio al contado o spot.
Dónde π_HNL es la tasa de inflación esperada en Hondu-
ras mientras que π_US$ es la tasa de inflación esperada en
EEUU. Combinando ambas ecuaciones tenemos que
Lo anterior implica la paridad de tasas de rentabilidad
reales. Es decir, la tasa de actualización en US$ real será
igual a la tasa de rentabilidad real en HNL.
Es importante destacar que el esquema de no arbitraje
presentado para activos financieros y activos reales
(bienes), no supone consideraciones de riesgo diferentes
al mero cambio en los precios relativos (incluyendo el
precio relativo entre monedas). Por ende, las relaciones
presentadas sólo significan mecanismos de conversión de
tasas entre monedas más no expresiones de riesgo adicional
al mero cambio esperado entre las tasas esperadas y spot
vs. las efectivas o en la inflación esperada y la inflación
real.
1.5.2. Tasas de inflación esperada en Honduras y
EE.UU.
Para determinar la conversión entre la tasa de actualización
en US$ y HNL (dada por la tercera ecuación de la sección
anterior) es necesario estimar las tasas de inflación
esperada.
Para el caso de Honduras, nos centraremos en la tasa de
inflación objetivo de la política monetaria determinada por
el Banco Central de Honduras y la inflación proyectada
por organismos internacionales. En el caso de EE.UU. se
utilizará la misma aproximación, con la adición de que
se puede también estimar la inflación implícita mediante
el spread entre bonos del tesoro y aquellos bonos del
tesoro (TIPS7) que cuentan con una protección a la tasa
de inflación.
7 Treasury Inflation-Protected Security
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Para el caso de Honduras nos basaremos en la información del programa monetario del Banco Central de Honduras que
indica que las tasas “meta” de inflación se encontrarán dentro del rango 4%+/- 1%, por ende, tomaremos el valor de 3.5%.
Para el caso de EE.UU. comparando la rentabilidad del bono del tesoro a 10 años vs. el bono a diez años con cobertura
inflacionaria con la misma duración, encontramos que el spread a finales de marzo es de 2.35% vs. 2.8% esperado por
el FMI. Dado que la información derivada del mercado es más deseable, tomaremos el valor de inflación esperada para
EE.UU. de 2.35%.
1.5.3. Cálculo de las Tasas de Actualización
Se concluye que la Tasa de actualización correspondiente al segmento de Distribución es de 5.38%, valor que está por
debajo del rango inferior definido en el Artículo 19 de la Ley General de la Industria Eléctrica (“LGIE”); por lo tanto, el
valor a aplicar resulta de 7%.
Con respecto al segmento de Transmisión eléctrica, se ha calculado una tasa real después de impuestos de 4.92%, valor
que está por debajo del rango inferior definido en el Artículo 19 de la LGIE, por lo tanto, el valor a tomar es del 7%.
Considerando que el valor a aplicar en el cálculo de tarifas de transmisión es un valor real antes de impuestos, la tasa a
aplicar es igual a 10% (7%/0.70).
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Se concluye que la Tasa de actualización correspondiente al
segmento de Distribución es de 5.38%, valor que está por
debajo del rango inferior definido en el Artículo 19 de la Ley
General de la Industria Eléctrica (“LGIE”); por lo tanto, el
valor a aplicar resulta de 7%.
Con respecto al segmento de Transmisión eléctrica, se ha
calculado una tasa real después de impuestos de 4.92%,
valor que está por debajo del rango inferior definido en el
Artículo 19 de la LGIE, por lo tanto, el valor a tomar es
del 7%. Considerando que el valor a aplicar en el cálculo de
tarifas de transmisión es un valor real antes de impuestos, la
tasa a aplicar es igual a 10% (7%/0.70).
1.5.4. Comparación Regional entre Tasas de
Actualización
A continuación, se realiza una comparación regional de
cálculos de Tasas de Actualización por parte de diferentes
entes regulatorios para diferentes segmentos regulados. Si
bien hay cálculos que corresponden a diferentes coyunturas
macroeconómicas, se puede observar que para los cómputos
más contemporáneos existe cercanía en el valor de los
parámetros utilizados.
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