Actualizando el costo de capital de las empresas de transmisión y distribución

La tasa de descuento de una empresa regulada representa su costo de capital de largo plazo y es la remuneración justa que debiese recibir por el servicio que entrega. Su valor depende del riesgo país y del riesgo sistemático al que su negocio está expuesto. Los efectos de la pandemia del COVID en las economías mundiales y los impactos del cambio en el clima, están llevando a los reguladores a la actualización estas tasas.

Recientemente, Ofgen, la oficina de regulación del Reino Unido, propuso una nueva modificación en el costo de capital promedio de las empresas de distribución y transmisión; el nuevo valor cae desde 3,5% a 2,81%, antes de impuestos. La razón se origina en el impacto que el COVID ha tenido en la tasa libre de riesgo, la cual, en ese país, está en valores negativos de -1,58%.

Por otro lado, una arista nueva y cada vez más relevante se refiere a la adaptación de las redes de potencia a los eventos climáticos extremos. Luego de los incendios en California ocurridos en 2019, y que significó que algunas distribuidoras pagaran fuertes indemnizaciones, se solicitó al regulador aumentar la tasa de descuento, con el fin de costear las mayores riesgos financieros asociados a los impactos en el clima. Las distribuidoras solicitaron un retorno sobre patrimonio de 16% ― ROE por sus siglas en inglés―, resultando un retorno promedio significativamente más alto que el promedio nacional para los servicios públicos de 9,6%. Algo parecido está ocurriendo en Texas, que en febrero sufrió una ola de frío con un costó de US$130.000 millones.

En Chile, las tasas de descuento aplicables a distribución y transmisión se fijan cada cuatro años mediante una metodología de valorización de activos financieros ― CAPM por sus siglas en inglés. El CAPM es una metodología que se suele usar en el cálculo del costo de capital de las empresas reguladas y es de amplio uso en Europa y en los Estados Unidos.

No obstante la aplicación de la metodología de valorización financiera antes referida, las tasas de descuento han sido definidas por los límites inferiores que fija la Ley. En efecto, los estudios encargados por la CNE, previos al COVID, reportaron tasas de descuento del orden del 5%, sin embargo, operaron los valores piso de 6 y 7 por ciento, en términos reales y después de impuestos, para distribución y transmisión respectivamente. Resultando, en términos nominales y antes de impuestos, un costo de capital promedio por sobre el 11%.

Si bien, el riesgo país de Chile es mayor al del Reino Unido, y aun aceptando el argumento, que suelen levantar transmisoras y distribuidoras, relacionado con los mayores riesgos de la regulación local, basada en una empresa modelo que los desafía en cada fijación tarifaria; pareciera difícil de justificar que la tasa local supere en más de tres veces a las del Reino Unido. Sin embargo, un punto a favor de estas empresas, es que Chile es un país altamente expuesto a los cambios en el clima, una situación que efectivamente les agrega un riesgo adicional, si se compara con sus pares europeos, y que debe ser considerada por el regulador en sus cálculos.

Con todo, a poco más de un año de aprobado el proyecto que actualizó la tasa de descuento en distribución, pareciera ser necesaria una nueva revisión. A falta de propuestas del Ministerio de Energía, en el Congreso se discute un proyecto que busca eliminar el piso del 6% aplicable a las distribuidoras (boletín 14050-08). Sin embargo, el proyecto no aborda el impacto del cambio en el clima, o bien, el efecto de la deuda en el costo de capital de la empresa regulada. Respecto de este último punto, en Europa y en los Estados Unidos, se calcula el costo del patrimonio y de la deuda, dando como resultado el costo de capital promedio de la empresa. También, y por coherencia regulatoria, debería revisarse el piso del 7% en transmisión. Adicionalmente, esperar cuatro años para actualizar las tasas, pareciera ser un tiempo excesivo.

Por último, las energías renovables suelen estar localizadas en lugares remotos y requieren de extensas redes eléctricas. La adecuada valorización de estos activos juega un rol relevante en el desarrollo de estos proyectos y por lo tanto, en la descarbonización de la generación de electricidad.