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Economía Facultad de Economía, Empresa y Desarrollo Sostenible - FEEDS

1-1-2008

El costo de decisión al privatizar la Empresa de Energía de Bogotá El costo de decisión al privatizar la Empresa de Energía de Bogotá

Julian Leonardo Plazas Ardila Universidad de La Salle, Bogotá

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EL COSTO DE DECISION AL PRIVATIZAR LA EMPRESA DE ENERGIA DE BOGOTA

JULIAN LEONARDO PLAZAS ARDILA

UNIVERSIDAD DE LA SALLE BOGOTA

2008

EL COSTO DE DECISION AL PRIVATIZAR LA EMPRESA DE ENERGIA DE BOGOTA

JULIAN LEONARDO PLAZAS ARDILA

ASESOR: NESTOR JUAN SANABRIA LANDAZABAL

UNIVERSIDAD DE LA SALLE BOGOTA

2008

TABLA DE CONTENIDO INTRODUCCION…………………………………………………………………………..1

1. TEORIAS IMPLICITAS EN UN PROCESO DE PRIVATIZACION 1.1. Teoría de los bienes públicos……………………………………………………….4

1.2. Teoría de la regulación……………………………………………………………..10

1.3 Teoría de la Firma……………………………………………………………………17

1.3.1. La firma y los activos intangibles……………………………………………...24

1.4. Metodología………………………………………………………………………….26

1.4.1. Modelo Semilogarítmico……………………………………………………….27

2. ENTORNO DE LA CAPITAL Y DE LA EMPRESA DE ENERGIA DE BOGOTA 2.1. Normatividad frente a la crisis del sector eléctrico………………………………31

2.2. Entorno de Bogotá 1990-1995…………………………………………………….39

2.2.1. Tarifas en el sector eléctrico…………………………………………………..39

2.2.2. Estratificación y prestación del servicio de energía eléctrica……………...44

2.2.3. Consumo de energía eléctrica y usuarios del servicio……………………..46

2.2.4. Racionamiento eléctrico 1991-1992………………………………………….48

2.3. Entorno de la Empresa de Energía de Bogotá…………………………………..50

2.3.1. Actividades que realizaba la Empresa de Energía de Bogotá…………….50

2.3.2. Situación financiera de la Empresa de Energía de Bogotá………………..51

2.3.2.1. Indicadores financieros de la Empresa de Energía de Bogotá………….52

3. COSTO DE DECISIÓN AL PRIVATIZAR LA EMPRESA DE ENERGIA DE BOGOTA 3.1. Proceso de capitalización………………………………………………………….58

3.2. El costo de la decisión……………………………………………………………..60

3.3. Conclusiones………………………………………………………………………..67

BIBLIOGRAFIA

TABLA DE GRAFICAS

Gráfica 1. Consumo de bienes privados y públicos…………………………………….....7

Gráfica 2. La curva de demanda de bienes públicos……………………………..............8

Gráfica 3. Comportamiento de la firma ante la amenaza de la regulación……….........13

Gráfica 4. Regulación en el monopolio……………………………………………............14

Gráfica 5. Regulación en el monopolio natural…………………………………………...16

Gráfica 6. Bienestar social cuando no esta presente el agente k…………………........21

Gráfica 7. La regulación como política pública entre la ESP

y los consumidores…………………………………………………………………………..22

Gráfica 8. Nivel de servicio público y tarifas………………………………………………23

Grafica 9. Valor de mercado dividido en bloques específicos…………………………..25

Gráfica 10. Deuda pública externa del sector eléctrico/Deuda pública externa……….29

Grafica 11. Tasa de Cambio de Colombia………………………………………………...29

Gráfica 12. Comparación de la tarifa residencial entre Estados Unidos, México y Colombia

1991-1995. US$/kWh………………………………………………………………………..42

Gráfica 13. Comparación entre la tarifa industrial entre Estados Unidos, México y Colombia

1991-1995. US$/kWh………………………………………………………………………..43

Gráfica 14. Tarifas promedio por sectores que cobraba la Empresa de Energía de Bogotá al

distrito capital 1990-1995……………………………………………………………………43

Gráfica 15. Tarifas promedio energía eléctrica por estrato en Bogotá 1990-1995.45

Gráfica 16. Evolución de los usuarios en Bogotá………………………………………...47

Gráfica 17. Composición de la capacidad instalada (MW) 1991-1995…………………48

Gráfica 18. Tasa de crecimiento de las ventas de energía y los egresos de operación de la

Empresa de Energía de Bogotá……………………………………………………………52

Gráfica 19. Capital de trabajo de la Empresa de Energía de Bogotá…………………..53

Gráfica 20. Razón circulante, indicador de endeudamiento, índice de propiedad de la

Empresa de Energía de Bogotá……………………………………………………………53

Gráfica 21. Porcentaje de utilidad neta / ingresos operacionales y porcentaje de gastos

operacionales / ingresos operacionales de la E.E.B…………………………………….55

Gráfica 22. Rentabilidad sobre el patrimonio y rentabilidad sobre los activos de la Empresa

de Energía de Bogotá………………………………………………………......................56

Gráfica 23. Valor Financiero y Valor de la firma 1990-2006……………………………66

Gráfica 24. Margen Operacional Empresa de Energía de Bogotá 1990-2006……….68

Gráfica 25. Deuda de la Empresa de Energía de Bogotá 1990-1998…………….......69

CUADROS Y TABLAS Cuadro 1. Fallas en el marco institucional del sector eléctrico…………………………..30

Cuadro 2. Ley 142 de 1994. Articulo 2. Intervención del Estado en los servicios

públicos………………………………………………………………………………………...32

Cuadro 3. Ley 143 de 1994. Articulo 4……………………………………………………..34

Cuadro 4. Costo Unitario de prestación del servicio (CU)………………………………..41

Cuadro 5. Estratos y factor para subsidio o contribución 1990-1995…………………...44

Cuadro 6. Estructura y datos de las actividades que realizaba la Empresa de Energía de

Bogotá………………………………………………………………………………………….51

Tabla 1. Formas Funcionales………………………………………………………………..27

Tabla 2. Número de agentes del sector eléctrico por actividad………………………….28

Tabla 3. Resoluciones de la C.R.E.G. 1994-1995………………………………………...35

Tabla 4. Empresas de energía eléctrica que empiezan a operar en Bogotá dada la

creación del mercado mayorista…………………………………………………………….40

Tabla 5. Consumo total de energía eléctrica en Bogotá (Kwh) 1990-1994…………….46

Tabla 6. Consumos medios por estrato en Bogotá 1990-1994………………………….47

Tabla 7. Empresas de generación térmica 1990-1994…………………………………...49

Tabla 8. Capacidad instalada efectiva de generación térmica…………………………..50

Tabla 9. Perdidas de energía (%)…………………………………………………………..52

Tabla 10. Hitos del proceso de transformación de la Empresa de Energía de Bogotá.58

Tabla 11. Valor del proceso de capitalización Empresa de Energía de Bogotá……….59

Tabla 12. Composición accionaria E.E.B.-Codensa-Emgesa…………………………...60

Tabla 13. Pruebas y estadísticas descriptivas de las series…………………………….62

Tabla 14. Comparación activos intangibles y valor de mercado de I.S.A……………...66

Tabla 15. Utilidades de las principales empresas del grupo…………………………….69

Tabla 16. Comparación entre activos intangibles y valor de mercado empresas del

sector eléctrico y ajenas a estas…………………………………………………………....71

INTRODUCCION Los principios del sector eléctrico vienen de la obligación que tiene cada individuo

para satisfacer ciertas necesidades fundamentales para generar desarrollo social.

Aquellas necesidades generaron a principios del siglo pasado a que agentes

privados construyeran las primeras empresas eléctricas en Colombia. La falta de

financiación para la ampliación del sector en todo el territorio nacional y la búsqueda

de un bienestar social, incentivó al Gobierno a comprar dichas firmas a mediados de

las décadas de 1930 y 1950 para empezar a suministrar el servicio. Pero el aumento

de la deuda tanto interna como externa, la ineficiencia de las compañías en la

planeación, la corrupción y la irresponsabilidad en la finalización de los proyectos,

desencadenó una posición en contra del suministro del servicio de energía eléctrica

por parte del Estado. Lo cual conllevo a reformas estructurales en el país y se

tradujo en privatizaciones dentro del sector.

García y Pérez (2005) evalúan aquellas reformas estructurales especialmente el

nacimiento de la constitución de 1991 y las leyes 142 y 143 de 1994 que

incentivaron un cambio en el sector eléctrico. Analizan las modificaciones e impactos

en las firmas y la regulación que se empezó a efectuar. Hacen una recopilación

importante del proceso de capitalización de la Empresa de Energía de Bogotá, su

respectiva transformación y su periodo después de la enajenación. Argumentan que

con la capitalización, la empresa mejoro aspectos significativos dentro de su

estructura organizativa y en la preservación del servicio.

Otro estudio fue el realizado por García (2000) quien hace una aproximación del

entorno del sector eléctrico colombiano antes y después de las reformas, sus

actividades y su organización para después abarcar el tema de la reestructuración

de la Empresa de Energía de Bogotá. Se base en un seguimiento a la rentabilidad

privada y pública en el periodo pre y post capitalización. Concluye que la empresa

antes del proceso de capitalización era rentable tanto pública como financieramente,

pero después del proceso su rentabilidad publica se deterioro y la financiera se

7

mantuvo aceptable. También argumenta que el autofinanciamiento de las filiales ha

mejorado pero la viabilidad financiera de la E.E.B. depende de estas.

Por último, un trabajo realizado por el CID (2006) muestra información estadística

muy importante acerca de la Empresa de Energía de Bogotá y de las tarifas

eléctricas en la capital. Realizan una investigación acerca del comportamiento de las

tarifas en cada estrato de Bogotá, concluyendo que uno de los objetivos

fundamentales en el proceso de transformación de la compañía era la disminución

de las tarifas, objetivo que no se ha cumplido en el momento.

Con lo anterior se puede apreciar que existen diversos estudios relacionados con la

Empresa de Energía de Bogotá caracterizado por distintos enfoques que se

relacionan con el proceso de capitalización. La dirección que se le desea dar a esta

monografía esta encaminada hacia el costo en el que pudo incurrir la Empresa de

Energía de Bogotá en el año de 1997 cuando decidió realizar el proceso de

transformación y capitalizarse. De esta manera, determinar si existió alguna perdida

económica de la firma en el momento de la negociación al no tener en cuenta ciertas

variables que no se encuentran contabilizadas en sus estados financieros, las cuales

podían haber incrementado el valor de la compañía.

8

TEORIAS IMPLICITAS EN UN PROCESO DE PRIVATIZACION

El comportamiento de la empresa dentro de una economía presenta cambios en

respuesta a las distintas variables que la afectan y a los acontecimientos sociales,

políticos y económicos que influyen en la toma de sus decisiones. De tal manera, se

vuelve complejo su estudio. Principalmente, porque no se puede catalogar como una

función lineal, en razón a que los valores de sus variables en muchos casos no son

directamente proporcionales y no presentan la característica de ser constantes. Por

lo anterior, “la Empresa ha sido la primera institución que se ha percatado de que, a

la vista de la complejidad creciente, resultaba imprescindible remitirse al mundo vital,

recuperar las fuentes de energía que brotan de las personas y de los grupos

primarios, hacerse porosa al entorno social, flexibilizar sus estructuras, convertirse -

en definitiva- en un sistema abierto.” (Llano, 1998: 2).

Por consiguiente, la evaluación de una empresa esta ligada a diferentes teorías

económicas que tratan de explicar el efecto de sus decisiones y su forma de actuar

frente a diferentes posibilidades dentro de un mercado competitivo

independientemente de que la empresa sea pública o privada. Es por esto, que este

capitulo se divide en las siguientes partes de igual importancia correspondientes a

las siguientes variables explicativas: teoría de los bienes públicos, teoría de la

regulación y teoría de la firma. La primera hace referencia a los bienes públicos1, sus

propiedades como el no poder descartar a ningún individuo de su consumo y la

imposibilidad de disminuir el bienestar de las personas que lo utilizan, su asignación

y provisión eficiente en el sentido paretiano dentro de un mercado que se debe

enfocar en la búsqueda de un bienestar social y su extensión a nivel regional para

eliminar malestares entre los países.

La segunda parte esboza la teoría de la regulación, los diferentes planteamientos

que se realizan para dar contestación al interés público y los fallos del mercado, la 1 En razón a la característica distintiva del servicio prestado por la E.E.B. S.A. E.S.P.

9

regulación de las formas cuasi monopólicas (característica de los servicios públicos),

y la influencia de la regulación sobre las empresas y el dominio de estas sobre los

agentes reguladores lo cual crea efectos especialmente en el diseño y aplicación de

las tarifas.

La tercera parte es sobre la teoría de la firma, donde se muestran aspectos

generales que la forman como empresa dentro de un mercado, las variables que

influyen en su comportamiento y en las elecciones que considere conveniente para

mantenerse competitiva dando un enfoque especial sobre la fijación de la tarifa, la

cual esta entrelaza con dos características fundamentales: ganancias privadas y

bienestar social. Y se finaliza con la explicación teórica del valor agregado que

puede adquirir una firma al calcular los activos intangibles que posee.

Por último, se da una explicación teórica de la metodología que se implementara en

este trabajo relacionada con la forma funcional de un modelo semilogaritmico

caracterizado en demostrar el cambio absoluto que se presenta en la variable

dependiente con respecto a un cambio porcentual en las variables independientes.

El resultado de esta metodología es indicar cual fue el costo en el que incurrió la

Empresa de Energía de Bogotá al capitalizarse.

1.1. TEORIA DE LOS BIENES PUBLICOS Según Musgrave (1992: 52) “el mercado solo puede funcionar en una situación

donde se aplica el “principio de exclusión””, por lo tanto el mercado ayuda a asignar

eficientemente los recursos para proporcionar bienes que cumplan con las

propiedades de consumo rival y de exclusión. Así, el mercado será competitivo

dadas las características que da el libre juego de oferta y demanda para determinar

la cantidad de producción de bienes, la aseguración de que estos bienes respondan

a las preferencias de los consumidores por medio de la competencia y la

maximización de las ganancias por parte de los productores produciendo a un coste

mínimo.

10

Sin embargo, el mercado presenta fallos, tales como externalidades, malestares

macroeconómicos, asimetrías en la información, bienes públicos, entre otros. Dando

un enfoque especial a estos últimos, los bienes públicos se caracterizan por ser

diferentes a los bienes privados y tener un consumo no rival, ya que “el consumo de

una persona no impide o reduce el consumo de otra.” (Stiglitz, 2000: 150) y es

imposible excluir a una persona de su uso. Los bienes que cumplen estrictamente

con estas dos propiedades se les consideran bienes públicos puros. Aunque existen

bienes públicos “que son parcialmente no rivales o parcialmente excluibles” (Ferroni

y Mody 2004: 84). Por lo anterior dejan de ser bienes públicos puros y se convierten

en bienes públicos impuros.

Samuelson argumenta que “una vez producido el bien público para algunos

consumidores, puede consumirse por los consumidores adicionales sin ningún

costo” (Holcombe, 1998: 2). Esto se debe a que si el bien presenta un consumo no

rival, el uso del bien por parte de un individuo no afecta negativamente los beneficios

que obtiene otro individuo de utilizar ese mismo bien. En consecuencia, seria

ineficiente cobrar un precio por su uso, debido a que no afecta a otros consumidores

y aplicar la exclusión incentivaría a que no se consumiera el bien. Por lo tanto, “el

empleo eficiente de los recursos requiere que el precio sea igual al coste marginal,

pero en este caso el coste marginal (el coste de admitir un usuario adicional) es

cero, y este debería ser el precio” (Musgrave: 1992: 53).

Aunque no exista un costo por admitir un consumidor adicional, proveer el bien o

servicio necesita de una financiación para preservar la prestación, es por eso que

cuando el Estado se encuentra con esta clase de bienes, este cobra una “tasa por el

uso” (Stiglitz, 2000: 151) que tiene como función financiar dichos bienes. Lo cual

produce que el consumidor que no posee los medios para adquirir dicho bien, se

prive de utilizarlo a causa del costo en el que debe incurrir.

11

El problema fundamental de los bienes públicos radica en la cantidad que se puedan

producir y su asignación eficiente. La solución a este inconveniente remite a la

eficiencia en el sentido de Pareto. Para los economistas, es eficiente mejorar el

beneficio de algunas personas sin tener que desmejorar el bienestar de otras,

afirmación que concuerda con lo expuesto por Pareto y puede dar una explicación a

la provisión eficiente de bienes públicos.

Stiglitz (2000: 65-87) esboza un mercado privado que cumple con tres

características fundamentales. La primera es la relación marginal de sustitución, que

hace referencia al sacrificio en el consumo de un individuo sobre la cantidad de un

bien a cambio de consumir otro. La segunda característica es la relación marginal de

sustitución técnica, esta consiste en la posición del productor que considera

conveniente compensar la reducción de un factor de producción para aumentar otro

factor. La tercera y última, es la relación marginal de transformación que se refiere

ha cuantas cantidades de determinado bien se pueden producir si se produce en

menor cuantía otro bien. Por lo tanto, si las relaciones marginales de sustitución de

todos los individuos son iguales entre dos bienes y las relaciones marginales de

sustitución técnica de las empresas entre dos factores son iguales y la relación

marginal de sustitución es igual a la relación marginal de transformación, se estaría

hablando de economías competitivas.

En el párrafo anterior no se observan los bienes públicos en el contexto, en razón a

que se ubicó en un mercado privado. Stiglitz (2000: 164-173) entrelaza los bienes

tanto públicos como privados dentro de las relaciones mencionadas. Por lo tanto en

el mercado de bienes públicos y privados, la relación marginal de sustitución (RMS)

se refiere a la cantidad de bienes privados que un individuo esta dispuesto a

sacrificar para tener una unidad adicional del bien público. La relación marginal de

transformación (RMT) se refiere a renunciar a una cantidad de un bien privado a

cambio de conseguir la mitad de un bien público. Por lo tanto, si la RMS=RMT podrá

existir eficiencia en el suministro de bienes públicos.

12

En la gráfica 1, se supone que las personas demandan bienes públicos, por

consiguiente pagarían un costo por determinada cantidad adicional del bien. Este

costo es un “precio en impuestos”.

Por lo tanto la restricción presupuestaria es:

C + pG = Y

C= Consumo de bienes privados

G= Bienes públicos suministrados

p= Precio en impuestos

Y= Renta del individuo

Gráfica 1. Consumo de bienes privados y públicos

Fuente: Stiglitz (2000: 166)

La línea BB de la gráfica 1 muestra las combinaciones de bienes públicos y privados,

que puede adquirir el individuo de acuerdo con su renta y el precio en impuestos2.

2 El modelo que se presenta hace referencia a un contexto teórico. Sin embargo, en una economía real el sacrificio entre bienes públicos y privados que realiza un consumidor, dependerá más de su capacidad económica para adquirir los bienes que la renuncia de un bien privado por un bien público.

Consumo privado

B B’

B

E

E’

Restricciones Presupuestarias

Curvas de Indiferencia

Consumo de bienes públicos G1 G2

13

En la gráfica se observan las curvas de indiferencia del individuo que representan el

sacrificio (renunciar a consumir bienes privados) en el que incurriría para consumir

mas bienes públicos. “La cantidad de bienes privados a la que esta dispuesto a

renunciar para obtener una unidad más de bienes públicos es su relación marginal

de sustitución” (Stiglitz: 2000: 165), por consiguiente, al renunciar a bienes privados

para conseguir mas bienes públicos, la cantidad de bienes privados a sacrificar

disminuye y esto influye en la relación marginal de sustitución que se vuelve

decreciente. Por lo tanto el individuo logra un punto máximo de utilidad cuando la

tangente de la curva de indiferencia se encuentra con la restricción presupuestaria

(punto E).

Gráfica 2. La curva de demanda de bienes públicos

Fuente: Stiglitz (2000: 166)

La línea BB se desplaza a BB` si se disminuye el precio en impuestos, debido a que

se demandarán más bienes públicos, desplazándose el individuo del punto E a E`.

De tal forma que si varía el precio en impuestos, se puede formar una curva de

demanda de bienes públicos (Gráfica 2). Por lo tanto, en un mercado con más de un

consumidor, las curvas de demanda de cada individuo se pueden sumar

verticalmente y llegar a una “curva de demanda colectiva”. Entonces, para que exista

una producción eficiente de bienes públicos, deben interceptarse la curva de

Precio en impuestos P1 E P2 G1 G2 Cantidad de bienes públicos

Demanda de bienes públicos

E’

14

demanda colectiva con la curva de oferta (esta se traza igual que en el mercado de

bienes privados), de igual manera en este punto la relación marginal de sustitución

es igual a la relación marginal de transformación.

En conclusión, “si se encontrara en ese punto, el nivel de producción del bien público

seria eficiente en el sentido de Pareto. Las decisiones sobre el nivel de bienes

públicos son tomadas por los poderes públicos y no por los ciudadanos; por lo tanto,

el que la producción se encuentre o no en este punto depende de la naturaleza del

proceso político” (Stiglitz: 2000: 169).

Si se da un enfoque especial al precio en impuestos de la restricción C + pG = Y,

como la tarifa que el individuo debe pagar por el suministro del servicio, Vickrey

(1947) realiza un estudio en el que analiza los impuestos progresivos como los

generadores de equidad no solo en la distribución del ingreso, sino también en la

búsqueda de un mejor bienestar y un óptimo consumo. Por lo tanto, no solamente un

sistema de tarifas diferenciadas garantiza la distribución del bienestar entre la

población, también su graduación sino se ajusta progresivamente a la medida

existente entre los grupos sociales.

Por ende, para construir esta garantía se hace necesario simular mercados y firmas

competitivas para poder determinar las diferencias entre las tarifas y las cantidades

de transferencias a los grupos socioeconómicos. De ahí que Vickrey piense en la

solución para eliminar el detrimento de la base gravable por medio del impuesto

progresivo sobre el ingreso, en razón a que la capacidad económica del individuo

determinara el grado de progresividad en la transferencia de bienestar de un grupo

social a otro. Con lo anterior, siendo p una tarifa progresiva3, puede establecer la

efectividad para que se de la existencia de un buen componente redistributivo.

Dejando aparte el entorno de los bienes públicos dentro de un mercado interno, lo

admirable de estos bienes es la forma de expansión para convertirse en un 3 En las teorías siguientes se desarrolla este concepto.

15

compromiso regional y por ende internacional. Lo que significa que los bienes

públicos van mas allá de las fronteras, y dan la existencia de bienes públicos

regionales (BPR)4 que se caracterizan por ser “todo bien, producto básico, servicio,

sistema de normas o régimen de política, producido con carácter publico, que genere

beneficios comunes para los países participantes como resultado de las acciones

concertadas por estos” (BID: 2005: 1). El Banco Interamericano de Desarrollo (2005)

argumenta que estos bienes públicos regionales deben cumplir con aspectos tales

como la generación de beneficios para los países (pertenecientes a una región

especifica) que los utilizan, tener la característica de necesidad pública para llevar a

cabo su producción (la producción de los bienes públicos regionales por ser de

interés público hace que el sector público sea participe de su creación) y la

imposibilidad de ser producidos por agentes privados. También se deben basar en

dos características importantes que son: “la dimensión regional y la acción colectiva,

y la dimensión pública” (BID: 2005: 2). En cuanto a la primera es explicita en el

momento en que los países involucrados a contrarrestar un malestar regional

producen el bien en forma unida. En tanto a la segunda característica hace

referencia al comportamiento y la aproximación que tiene el bien a las reglas del

mercado apartándose un poco de las características que lo hacen ser bien público

(no rival y no excluyente).

1.2. TEORIA DE LA REGULACION

Ciertos bienes y servicios que son suministrados a la población presentan

características como: aumentos en las tarifas de bienes y/o servicios, poca provisión,

monopolios, información asimétrica, entre otras, las cuales generan descontentos

entre los individuos. Por lo anterior se hace necesario que se dé el tema de la

regulación ya que “es la forma como el Estado contribuye a la estabilización de la

economía capitalista. El Estado regula con prioridad a través de leyes, reglamentos,

4 Cuando se refiere a BPR, se describen como bienes que se producen por un número limitado de países, que normalmente pertenecen a una región específica. También existen BPI (Bienes Públicos Internacionales) que se definen como bienes para todos los países, los cuales no se consideran en este contexto debido al alcance que poseen.

16

impuestos y subvenciones” (Novy, 2005). El objetivo fundamental de la regulación es

buscar el bienestar tanto para consumidores como para empresas, tomando

decisiones especialmente en la fijación de los precios. En el caso de una empresa de

servicios públicos, los agentes reguladores trataran de buscar un equilibrio entre las

necesidades de los usuarios y los intereses de las compañías, también incentivaran a

que las empresas establezcan tarifas óptimas basadas en calidad y eficiencia lo que

traerá consigo mejoras en el bienestar de las personas.

Richard A. Posner (1974) contempla dos teorías primordiales en el tema de la

regulación. La primera es la teoría del interés público que se basa en que “la

regulación se proporciona en la contestación a la demanda del público para corregir

la ineficiencia y prácticas injustas del mercado” (Posner: 1974: 335). Teniendo en

cuenta dos supuestos: el primero hace referencia a la necesidad de la regulación por

la ineficiencia del mercado el cual consiste en la intervención estatal que se da por

medio de las agencias reguladoras ya que son creadas para corregir aquellas

irregularidades pero “los resultados de la regulación son frecuentemente deseados

por grupos que influyen en la promulgación de la legislación y en el esquema

regulatorio” (Posner: 1974: 337), por lo que lleva a temas de ineficiencia, injusticia y

burocracia. El segundo supuesto consiste en los costos de vigilancia sobre las

empresas reguladas. Esta vigilancia se realiza para mirar la eficiencia de las leyes

promulgadas para arreglar los descontroles del mercado. Dichos costos tienden a

aumentar a medida que en las negociaciones participan más agentes lo que vuelve

crítica la regulación.

La segunda teoría que plantea, es la teoría de la captura. Acá los grupos de interés

buscan sus propios beneficios por medio de la formación de la política pública. Al

estar entrelazados los grupos de interés con la política pública hacen que “con el

tiempo las agencias reguladoras llegan a ser dominadas por las industrias reguladas”

(Posner: 1974: 341) ya sea por la influencia política, o de los grupos de interés, o por

la información que poseen las empresas reguladas mas no el ente regulador. Pero

Posner la declara insatisfactoria porque suele parecerse en una forma confusa a la

teoría del interés público, igualmente porque en sí, no es una teoría debido a que la

17

ha “llamado generosamente teoría pero realmente es una hipótesis ya que le falta

fundamentos teóricos” (Posner: 1974: 342). Y al mismo tiempo la considera

contradictoria en temas como la virtud de las agencias reguladoras, el poder

explicativo de estas y que los intereses de las agencias reguladoras son los mismos

intereses de grupos pertenecientes a las empresas reguladas.

Por último Posner plantea una teoría más implícita de la regulación. Como inicial

aclara que el poder coercitivo del estado puede ser utilizado para generar beneficios

tanto a individuos como a grupos y según él, dicho poder “puede verse como un

producto cuya asignación se gobierna por las leyes del suministro y la demanda”

(Posner: 1974: 344), esto permitirá enfocarse mas en los factores que impactarán el

valor de la regulación. Y como segundo hace énfasis a la teoría de los carteles que

ayuda a “localizar la demanda y curvas de suministro” (Posner: 1974: 344) que

mostraran donde se encuentran los costos y los beneficios de la regulación.

Glazer y McMillan (1992) analizan como una empresa se comporta frente a las

simetrías de información. Argumentando que al aumentar la probabilidad de la

regulación existirán incrementos y variaciones en el precio que cobra la firma. En la

gráfica 3 se muestra “un caso interesante, claro, es donde un aumento de amenaza

de la regulación hace que la empresa se adelante a incrementar el precio” (Glazer y

McMillan: 1992: 1093). En esta gráfica, la curva PT muestra el precio óptimo del

monopolista. Un aumento en la probabilidad de efectuar el proceso de regulación,

hace que la empresa aumente el precio a cobrar, pasando de PT a la curva de

probabilidad exógena. La anterior conducta de la empresa responde al momento en

que la empresa tenga que regularse ya que tendrá que pasar de la curva de

probabilidad exógena a la curva de probabilidad endógena, reduciendo el precio

pero manteniéndose a un nivel de precio semejante al que se encontraba en la

situación inicial, por consiguiente sigue cobrando el mismo precio óptimo, pero con la

diferencia de que ahora se encuentra regulada. Por consiguiente esta conducta de la

empresa le ha valido para no tener que disminuir el precio y mantenerse en el papel

de firma regulada.

18

Gráfica 3: Comportamiento de la firma ante la amenaza de la regulación

Fuente: Glazer y McMillan (1992: 1094).

Frecuentemente, las empresas prestadoras de servicios públicos se consideran en

algunos casos monopolio, un monopolio natural, cuasi monopolio, aunque en la

mayoría de los casos existen oligopolios, formados por una empresa que concentra

gran porcentaje del mercado y otras empresas con una cuota de mercado diminuta.

La regulación en esta clase de contexto es explicada por Urcullo (2004: 5-7) donde

muestra las características y los efectos que ocurren al momento de regular dichos

mercados.

Aunque en la mayoría de los países existen leyes anti-monopólicas para evitar su

formación, a continuación se supondrá que existe una firma que opera bajo este

modo. Por consiguiente si existiera un monopolio y se efectuase sobre este el

proceso de regulación, “la regulación óptima de un monopolio sería la fijación del

precio que refleje sus costos marginales. Sin embargo, esto será posible sólo si el

regulador tiene toda la información disponible; en cambio, si la información es

asimétrica, igual podrá fijarle un precio pero que no necesariamente será equivalente

100 Exogenous probability 80 60 PT

Endogenous probability 40 20 Price, Probability (Percent) -3 -2.9 -2.8 -2.7 -2.6 -2.5 -2.4 -2.3

19

al que refleja sus costos marginales, por ello el monopolista tomará el precio fijo

como un dato y maximizará sus utilidades sujeto a esa restricción, eligiendo el nivel

de producción para el cual los costos marginales son iguales al precio que se le fijó”

(Urcullo: 2004: 5).

Gráfica 4: Regulación de un monopolio

Fuente: Urcullo (2004: 6)

En la anterior gráfica se muestra como una firma monopolista se comportaría en un

mercado no regularizado y sin competidores, produciendo a una cantidad Qm a un

precio Pm. Pero si existiese competencia y regulación, la firma monopolista

maximizaría sus ganancias en el punto A, donde se igual su costo marginal con su

ingreso marginal, en este punto tendría que producir más unidades, desplazándose

del punto Qm a Qc, y tendría que disminuir el precio pasando de Pm a Pc. El

objetivo de la regulación en este monopolio, consistiría en que el precio se

mantuviera en Pc, pero para mantenerlo el agente regulador tendría que poseer toda

la información de las curvas de los costos del monopolista para efectuar una “fijación

de tarifas” y así evitar la perdida de bienestar social representado por el área que

forman los puntos A-B-C. En caso de que se presenten asimetrías en la información,

el objetivo será mantener el precio cercano a Pc y aumentar la competencia, pero

dadas las circunstancias se presentaran precios más cercanos a Pm que a Pc.

20

Por otra parte, en el caso de un monopolio natural “la producción de un bien o

servicio es más económica si es realizada por una sola empresa. Los costos medios

y marginales de las empresas que operan monopolios naturales son siempre

decrecientes, mientras más producen menor el costo de la nueva unidad de

producto, y por tanto, menor el costo medio del total, por lo que la escala de

producción es determinante para el precio al cual se puede ofrecer el producto”

(Urcullo: 2004: 6). Dado lo anterior, si no existe la regulación, la empresa que opera

sobre esta clase de monopolio, aprovecharía su posición para producir a un nivel

determinado y a un precio sub-óptimo.

El monopolista buscará su equilibrio en el punto donde su ingreso marginal sea igual

que su costo marginal, con el proceso regulativo se aplicaría una restricción para la

firma, la cual consiste en que su precio sea igual a su costo marginal y esta igual a

su demanda. En el caso del monopolio natural, la firma puede presentar ganancias

negativas si en dado caso, la curva de costo marginal se intercepta con la curva de

demanda y dicha intersección se encuentra por debajo de sus costos medios. Si el

agente regulador fija el precio en este punto, la firma saldría del mercado. Para esta

situación, existen dos soluciones para que la empresa siga produciendo. La primera

es financiar los costos de la empresa por medio de subsidios y la segunda dejar que

la empresa produzca menos del optimo social para que pueda cubrir sus costos.

En la gráfica 5 si no hubiese regulación, el monopolista buscaría sus ganancias

extraordinarias produciendo Qm a un precio Pm. Para los individuos, el punto

socialmente óptimo es el punto A, en donde la firma produce una cantidad Qc y

precio Pc, pero en esta situación la empresa tendría perdidas que se representan

uniendo los puntos A-B-C-Pc. Sin embargo, los agentes reguladores intentarán fijar

el precio en donde finaliza la línea punteada, dándole beneficios a la firma para que

cubra sus costos medios, produciendo menos que el óptimo social pero en mayor

cuantía si no hubiese la regulación. Estableciendo el punto de equilibrio cuando los

costos medios se intersecan con la curva de demanda pero a un nuevo precio.

21

Gráfica 5: Regulación en un monopolio natural

Fuente: Urcullo (2004: 7)

A partir de Hernández et al (2005: 14) se puede establecer que los agentes

reguladores deberán buscar el logro de los objetivos de la regulación, maximizando

los excedentes de los consumidores y de los productores. Formulan la siguiente

función para determinar diferentes modelos de regulación:

W(p)=E(p)+απ(p)

Donde:

W(p)= Función objetivo del regulador

E(p) = Agregación del excedente de los consumidores

π(p) = Beneficio de las empresas reguladas, afectado por un peso relativo que el

agente regulador le otorga, relacionado con los intereses de las compañías con

respecto a los intereses de los consumidores.

22

Por lo tanto si E’(p)<0 y π’(p)>0, se traduce en una disminución del excedente del

consumidor y aumento de los beneficios de las empresas por elevar las tarifas. Pero

las consecuencias cuantitativas del modelo, dependerán del α que considere el

agente regulador y las elasticidades que presenten la demanda y la oferta del

servicio.

Max W(p)=E(p)+απ(p)

Donde W(p) es el objetivo del agente regulador (bienestar social) y esta sujeto a que

T (tarifa) sea mayor a 0. Por ende, se deberá aplicar una tarifa que permita a las

empresas cubrir sus costos, sin generar ganancias extraordinarias que afecten

negativamente el excedente del consumidor. Porque de lo contrario, no se estaría

cumpliendo los objetivos de la regulación y el agente regulador no cumpliría su

función.

1.3. TEORIA DE LA FIRMA Las empresas en la ciencia económica son también reconocidas bajo el nombre de

Firmas. Aunque “La tendencia tradicional es entonces tratar a la firma simplemente

como una función de producción o de costos que interactúa con la demanda en el

mercado o en un mecanismo de precios” (Sanabria: 2006: 2), otros la definen como

“un sistema de relaciones que surge cuando la dirección de los recursos depende de

un empresario” (Williamson y Winter: 1996: 36). Sin embargo aunque las firmas se

desenvuelvan en un sistema de libre mercado y una auto-funcionalidad de este, las

personas se alertan y eligen entre diversas posibilidades. Las Firmas en su

desarrollo dentro de la economía deben tomar ciertas decisiones frente a diversas

alternativas, lo que conlleva a interactuar con otras empresas. Lo anterior construye

bases para la formación de acuerdos entre los agentes involucrados en determinada

elección. Esto forma la creación del núcleo que consiste en “un conjunto de

acuerdos en el que no habría interés de parte de un individuo ni de un conjunto de

23

individuos en renunciar para asumir otros acuerdos” (Sanabria: 2006: 3). En estos

acuerdos ó contratos “solo se establecen los limites de lo que se espera que hagan

las personas proveedoras del bien o servicio. No se anotan los detalles de lo que se

espera que haga el proveedor, algo que decidirá el comprador mas tarde. Cuando la

dirección de los recursos (dentro de los límites del contrato) se vuelve dependiente

del comprador en esta forma, podría establecerse esa relación a la que denomino

“empresa”” (Williamson y Winter: 1996: 35).

Estos acuerdos llevan a temas como los costos de transacción, los derechos de

propiedad y las externalidades. En cuanto al primer término estos vienen dados por

la falta de información, la composición interna de la firma, entre otros. Tarziján (2003:

153) argumenta que las piedras angulares del estudio de Coase se basan en los

costos de transacción y los de coordinación. Los primeros surgen ex ante, que se

hacen para llevar a cabo una buena negociación, entretanto afirma que los estudios

de Williamson y Klein se basaron en los costos de transacción que surgen ex post

(como la vigilancia para el cumplimiento del contrato). Entretanto, los costos de

coordinación son los costos en los que incurre internamente una empresa.

Por otra parte, los derechos de propiedad y las externalidades que son las acciones

que afectan a terceros en el proceso de producción, están muy relacionados, siendo

los derechos de propiedad “normas legales que describen lo que pueden hacer los

individuos o empresas con su propiedad” (Pindyck, 1995:643). Demsetz (2000: 7-8)

aclara sobre que propiedad existen dichos derechos y las divide en tres. Describe la

primera como la propiedad comunal, en la que todos los pertenecientes a una

comunidad tienen el derecho a usarla. En segundo lugar esta la propiedad privada,

donde los individuos reconocen que cierta persona tiene los derechos de poder

excluir a un individuo de utilizar la propiedad. Y el tercero es la propiedad estatal,

donde el estado bajo lineamientos legales excluye a determinada persona de utilizar

la propiedad perteneciente al Estado. Lo anterior conlleva a que las acciones y el

uso de cierta propiedad generen externalidades en sus distintas formas (positivas o

negativas). Por lo tanto, en una negociación entre firmas “cuando las partes pueden

24

negociar sin coste alguno y en beneficio mutuo, el resultado es eficiente,

independientemente de cómo se especifiquen los derechos de propiedad” (Pindyck:

1995:644).

Por lo tanto “la empresa propiamente considerada es un “nexo” de contratos”

(Williamson y Winter: 1996: 237) y “convendrá organizar una empresa cuando sus

costos de operación (incluidos sus costos de contratación con los factores de

producción o con otras empresas y su costo de venta del producto) sean menores

que los costos de transacción en que se incurriría en un sistema de mercado

completo, porque esta diferencia es la fuente de donde provendrán los mayores

rendimientos para los factores y los menores precios para los productores”

(Williamson y Winter: 1996: 92).

Para la firma pública una variable fundamental es el precio que elige. Este precio

fijado para vender su bien o servicio también es conocido como tarifa. Lo que

significa que si una empresa pública cobra una tarifa equitativa, se estaría

cumpliendo con asignaciones eficientes dentro de un mercado y este seria

eficientemente competitivo. Pero los mercados son imperfectos. Es por esto que se

debe buscar eficacia y eficiencia en la fijación de una tarifa para generar un beneficio

social.

El nobel William Vickrey busca una solución a la fijación de las tarifas por medio de

las funciones con variables continuas. La progresividad esta dada por el modelo en

razón a que dichas funciones son normales y determinan media y varianza dentro de

él; pero si se encuentran funciones que no son variables continúas, se necesitarán

decisiones fuera del modelo que intenten equilibrarlo.

Según Vickrey (1971: 338) una empresa fija una tarifa con el fin de que el usuario

realice una decisión coste-beneficio si es mejor usar el servicio que ofrece la firma

con respecto al que brindan otras empresas. Por lo tanto, si una firma da a conocer

al usuario cual es la tarifa en la que va ha incurrir por adquirir determinado bien o

25

servicio, este se puede comprometer a usarlo, pero las variaciones que ocurran en

dicha tarifa, determinaran las fluctuaciones entre la demanda y la oferta del servicio.

Por consiguiente, si una empresa realiza variaciones en la tarifa, los consumidores

esperaran que estos cambios se realicen para concebir una ganancia social, porque

de lo contrario generara un descontento entre los usuarios.

Los estudios de Vickrey (1961 y 1948) se basan en mercados competitivamente

imperfectos y la regulación por parte del Estado para asignar eficientemente los

recursos. De tal forma, el agente principal (Estado), debe tener cierta información

especifica para efectuar su regulación, dicha información esta basada en los costos

marginales, tanto de vendedores como de compradores. Por consiguiente, si existe

una buena política de regulación el agente principal podrá realizar un equilibrio entre

estos costes y emplear el valor sobre las curvas de oferta y demanda para

determinar las cantidades a ser negociadas y su precio.

En el momento en que se va a realizar el intercambio, la fijación del precio nace de

elegir un bien público con costo cero, dando la posibilidad a que tanto comprador

como vendedor pague un valor igual a su excedente neto.

Donde el:

Excedente del vendedor =

Excedente del comprador =

S es la oferta, x son los bienes y servicios y en el excedente del comprador D es la

demanda.

Así, si el excedente del vendedor y el excedente del comprador son mayores a cero,

la participación del agente k (Estado) dentro del mercado genera una externalidad

social. En consecuencia, siendo p* el precio de equilibrio estando todos los agentes

∫=p ii dxxSpV

0)()(

∫∞

=p

jj dxxDpW )()(

26

en el mercado y (p* - k) el punto de equilibrio cuando el agente denominado k no se

encuentra dentro del mercado, el valor de la externalidad es igual a la diferencia

entre el bienestar social que se genera en el contexto cuando k no se encuentra

presente (p*) y el bienestar social en el contexto cuando k esta presente (p* - k).

Gráfica 6: Bienestar social cuando no esta presente el agente k.

Fuente: Tomado de Laffont (1996, 53). Adaptado de Vickrey (1961, 11) a un periodo.

En la anterior gráfica se observa el bienestar de los agentes cuando k no esta

presente en el mercado (área sombreada), el desplazamiento de la curva de oferta

forma un área que se traduce en la externalidad positiva que genera la presencia de

k dentro del mercado. Por lo tanto, haber aportado toda la información necesaria

genera ganancias representada por los puntos p*- p*-k y la curva de oferta i

i k

S≠∑ .

La representación de este modelo nos muestra que suministrar la información de

todos los costos tanto de comprador y vendedor, ayudara a asignar las tarifas

correspondientes a las ganancias que se generan por la presencia del Estado y el

proceso de regulación.

Precio ∑i≠k Si ∑i Si p* ∑j Dj Cantidad

27

Gráfica 7: La regulación como política pública entre las ESP y los consumidores

Fuente: Sanabria (2004: 161)

Sin embargo, “una empresa que es regulada conoce con mucha mas precisión sus

costos y la demanda,.., y manipulando la información puede lograr tarifas mas

cercanas a las monopólicas o cuasi-monopólicas” (Sanabria: 2006: 8) y se hace

evidente de nuevo la información asimétrica que entorpece la función de la

regulación y el bienestar de los consumidores. Lo anterior indica que a la “empresa

regulada le gustaría cobrar tarifas cuasi-monopólicas para maximizar sus ganancias,

pero los consumidores quieren que se les cobre el optimo social o costo medio de

largo plazo, lo que le permitirá a la empresa regulada obtener ganancias normales”

(Sanabria: 2006: 11) (Gráfica 7).

Dado lo anterior y para que los dos agentes (empresa y usuarios) puedan obtener

ganancias significativas se debe llegar a un sistema de financiación para que las

empresas puedan otorgar a usuarios con baja capacidad de pago un servicio de

Precio El óptimo del cuasimonopolio Precio de cuasi- monopo- lio El óptimo social Costo Medio El ente regulador Costo Marginal D Cantidad Ingreso marginal

28

calidad y la búsqueda en el caso de una empresa prestadora de servicios públicos,

la “cobertura universal”. Esta financiación puede estar basada bajo un esquema de

subsidios. Donde la empresa pueda cubrir sus costos marginales y medios, y el

aumento que se realice en la tarifa sea subsanada por medio de la financiación

(gasto público, subsidios cruzados (Grafica 8)).

Gráfica 8. Nivel de Servicio Público y Tarifas

Fuente: Sanabria (2004:162)

En la gráfica 8, el punto A corresponde al nivel de servicio Q que puede ofrecer la

firma con una tarifa igual a T1. Donde se cortan los costos marginales con la curva

de demanda. Aquí la firma cubre sus costos de acuerdo a la tarifa que impuso,

genera rentas considerables pero no logra cubrir los costos medios de largo plazo.

Es necesario un nivel de financiación o subsidios igual al área entre los puntos A-B y

T1-T2, para poder ofrecer plenamente el nivel de servicio Q a una nueva tarifa T2

que corrobora para cubrir los costos medios de la compañía. Lo anterior según

Vickrey (1947) hará que el Estado al ser el agente principal suministre incentivos

para alcanzar cooperación entre los individuos y así estimular la producción dentro

del mercado para dar paso a la eficiencia y la equidad por medio de la distribución

de los impuestos y los subsidios. Por lo tanto, el Estado y sus impuestos progresivos

buscaran la eficiencia en la asignación de los aportes. Sin embargo, esta asignación

S CMgCP T2 B CMLP A T1 CMgLP D Nivel de Servicio 0 Q

29

podrá variar de acuerdo a las elecciones que tomen los individuos por el entorno

económico.

En el caso de los servicios públicos, el Estado como agente principal y regulador del

mercado, debe buscar la forma eficiente de asignar cantidades óptimas para el

consumo del servicio. Esta asignación se puede solucionar dada la inelasticidad que

presentan los servicios públicos por su pocos sustitutos y el principal (Estado)

intentará encontrar la forma para racionalizar el consumo a través de los subsidios y

tributos. De ahí que las variaciones que realice una empresa en las tarifas en el corto

plazo de los servicios públicos no generarán una disminución de su consumo al

considerarse un bien esencial y primordial, pero si tendrá efectos negativos en los

ingresos y la capacidad de pago de los individuos.

Dado lo anterior, en Bogotá el Régimen de Servicios Públicos Domiciliarios de 1994

define la política tarifara por medio de la estratificación socioeconómica

caracterizándose por dos externalidades específicas: 1. Fijando el número de

estratos y 2. Fijando cual es el estrato que genera la empresa competitiva.

1.3.1. La Firma y los Activos Intangibles

Todas las acciones que realiza una empresa están enfocadas a su crecimiento

económico y a la creación de valor. Actualmente el valor de una firma no esta

expresado estrictamente por sus activos que se pueden contabilizar, o sea por

variables cuantitativas, lo que significa que factores cualitativos han entrado en el

escenario del valor de una empresa y se constituyen en fuentes principales del éxito

presente y futuro de una compañía. A estos factores cualitativos que influyen de

manera significativa en el valor de una empresa se les ha llamado activos

intangibles, los cuales hasta ahora empiezan a representarse contablemente en los

estados financieros y como afirma Sveiby (1997) el mercado los identifica como la

generación de futuros flujos de caja.

30

Gráfica 9. Valor de mercado dividido en bloques específicos

Fuente: Edvinsson y Malone (1997). Esquema de Valor de Mercado de Skandia.

Estos activos intangibles son también llamados según la literatura científica5 capital

intelectual, el cual esta conformado según Salinas (2007: 45) por el capital humano y

el capital estructural, este último esta dividido por el capital clientes y el capital

organizativo; el cual se divide en dos: capital innovación y capital proceso. Esta

definición de capital intelectual también concuerda con la definición del valor de

mercado de una empresa por parte de Edvisson y Malone (1997), quienes trabajaron

sobre el valor de aquellas variables que no están contabilizadas, llegando a la

creación del Navigator Skandia6 y demostrando que el conocimiento y la información

son factores importantes para la creación de valor.

La definición de cada componente del capital intelectual según Nevado y López

(2007: 4) puede dividirse y explicarse de la siguiente manera:

-. Capital Humano: tiene que ver con las actitudes, habilidades, formación

académica, etc, de los trabajadores que hacen parte de una empresa.

5 Sveiby 1997, Edvisson y Malone 1997, Salinas 2007, concuerdan como sinónimo de activos intangibles el capital intelectual. 6 Enfoque basado en el cálculo del capital intelectual de la empresa sueca de seguros y servicios financieros SKANDIA AFS.

Valor de Mercado

Capital Financiero Capital Intelectual

Capital Humano Capital Estructural

Capital Clientes Capital Organizativo

Capital de Innovación Capital de Procesos

31

-. Capital Estructural7: Conocimientos obtenidos por la firma divididos en:

-. Capital de los procesos internos: Basado en conocer la calidad de los procesos

de la empresa para poder tener una ventaja competitiva

-. Capital relacional o comercial: Específicamente en el conocimiento de la relación

proveedores-clientes, fidelización de estos últimos, cuota de mercado, etc.

-. Capital comunicacional: Actividades de marketing, tales como la publicidad.

-. Capital de investigación desarrollo e innovación: Es el potencial que tiene la

empresa para innovar, para adquirir nuevas tecnologías, etc.

Lo anterior evidencia la creciente importancia que tienen los activos intangibles en el

valor de una firma y en estos tiempos “los inversores reconocen que los recursos

productivos de estas compañías están representados crecientemente por activos

que no aparecen en los balances” (Salinas: 2007: 52).

1.4. METODOLOGIA8 La explicación del comportamiento de una variable conlleva al diseño de funciones

que se caracterizan por diversas formas funcionales. Según Gujarati (1997: 175)

existen los siguientes modelos:

Tabla 1. Formas Funcionales

Modelo Ecuación

7 Aunque aquí se divide este capital de una manera distinta al valor de mercado explicado por Edvinsson y Malone (1997), tiene el mismo significado con la única diferencia que es su clasificación. 8 La función que se desea construir en esta monografía se toma a partir de las anteriores consideraciones teóricas.

32

Lineal Y = β1 + β2X

Log-lineal o log-log lnY = β1 + β2 lnX

Log-lin lnY = β1 + β2 X

Lin-log Y = β1 + β2 lnX

Recíproco Y = β1 + β2 (1/X)

Fuente: Gujarati: (1997:175)

1.4.1. Modelo Semilogarítmico9

Yi = β1 + β2lnXi + ut

La forma funcional que se utilizara para desarrollar esta monografía se basa en un

modelo como el anterior el cual se denominan modelo lin-log, donde se tiene en

cuenta el cambio absoluto que se puede presentar en la variable dependiente en

este caso Y, en razón a un cambio porcentual en X. En donde β2 = ΔY/ ΔX/X en

forma equivalente puede ser descrita así: ΔY = β2 (ΔX/X). La función VF = α + β1 ln (capital financiero) + β2 ln (tamaño del mercado) + µ10 es

la que se manejara en esta trabajo para explicar y dar una aproximación del valor

financiero de la empresa y el valor de la firma (en este valor esta añadido el tamaño

del mercado).

La construcción y el desarrollo de esta metodología matemática se encuentra mas

adelante en el capitulo “Costo de decisión al capitalizar la Empresa de Energía de

Bogotá”, donde se puede apreciar la aplicación de la función.

ENTORNO ECONOMICO DE LA CAPITAL Y DE LA EMPRESA DE ENERGIA DE

BOGOTA ANTES DE TOMAR LA DESICION DE PRIVATIZARSE 9 Tomado del ejemplo Gujarati (1997: 170). 10 La explicación de los componentes esta en el capitulo “Costo de decisión al capitalizar la Empresa de Energía de Bogotá”.

33

A comienzos de la década de 1990 la prestación del servicio de energía eléctrica en

Colombia estaba en manos del Estado, dueño de empresas tanto de orden nacional,

como departamental y municipal que se dedicaban a este negocio. Sin embargo,

diversos casos de carácter operacional, financiero y macroeconómico desarrollados

en los años anteriores repercutieron en la economía del sector, evidenciando

resultados desfavorables en los logros y la gestión de las firmas.

Tabla 2. Número de agentes del sector eléctrico por actividad 1995

Año Generación Transmisión Distribución Comercialización

1995 22 10 N.D 28

Fuente: U.P.M.E. (2005: 84)

Distintas variables intentan explicar el entorno económico por el que atravesaban las

compañías del sector, no obstante, un factor fundamental que incidió

significativamente en el deterioro de las empresas fue la politización de las tarifas.

Este manejo político buscaba que las firmas prestaran el servicio de energía

eléctrica a un menor costo, según Fajardo y Botero (2005: 14) en 1991 por cada

KWh de energía vendida, las empresas del sector recuperaban tan solo el 46% de

los costos, lo que significaba que el 54% restante tendría que ser cubierto por medio

de aportes del gobierno o deuda. Lo que significaba que aunque las firmas

generaran ingresos operacionales significativos, estos serian opacados por los altos

costos y el elevado nivel de endeudamiento del sector (Gráfica 10).

Gráfica 10. Deuda pública externa del sector eléctrico / Deuda pública externa11

11 Esta gráfica fue modificada en razón al periodo de estudio de este capitulo el cual es de 1990-1995. La gráfica en su totalidad comprende el periodo de 1980-1999.

34

Fuente: Fajardo y Botero (2005: 52)

A esto se le sumaba un ajuste cambiario realizado en la década pasada

caracterizado por una devaluación acelerada (Gráfica 11), lo que influía en el pago

de una mayor cuantía en pesos con respecto a las deudas adquiridas en dólares.

Gráfica 11. Tasa de cambio de Colombia (pesos por dólar) 1990-1995

0

200

400

600

800

1000

1990 1991 1992 1993 1994 1995

Tasa de cambio

Fuente: DANE. Información Estadística. Tasa Representativa del Mercado.

Además se empezó a presentar ineficiencia de las firmas en lo referente a la

planificación de grandes proyectos de generación eléctrica, los cuales crearon altos

sobrecostos y atrasos para las compañías, deteriorando aún más la situación

económica del sector, que se agudizó severamente con los efectos climáticos por los

que se atravesaba en ese momento, traduciéndose en el racionamiento eléctrico de

1991-1992. A esta situación se le añadía un marco institucional que no contaba con

40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0%

35

la eficiencia y la aseguración para la prestación del servicio público a futuro, entorno

que se describe en el siguiente cuadro.

Cuadro 1. Fallas en el marco institucional del sector eléctrico

*El Estado no tenía capacidad para intervenir las empresas aún bajo severos

abusos a los usuarios, bajas coberturas, mal servicio, o riesgo de quiebra

*El Estado debía orientar cuantiosos recursos presupuestales para rescatar

empresas quebradas y no contaba con autoridad para corregir los orígenes del

desbalance.

*Se presentaban señales tarifarias erradas: subsidios únicamente para usuarios

conectados; los usuarios sin acceso a los servicios, en general los más pobres,

enfrentaban mayores costos para acceder a los servicios. Era común observar

excesos de consumo con respecto a los que se habrían dado con las señales de

precio adecuadas.

*El Gobierno no contaba con instrumentos para elevar la eficiencia de los

prestadores: el número de empleados superaba los estándares de eficiencia, los

perfiles de los funcionarios eran inadecuados, existían prebendas en

remuneración y, se causaban las obligaciones pensiónales sin fondos.

*El marco legal no delimitaba las funciones a cargo de las instancias

gubernamentales con relación a la administración y gestión de las empresas.

*Finalmente, los monopolios administrativos y el poder de la administración

pública constituían una barrera a la entrada de gestión y capital privado. No

había un conjunto de reglas que atrajera la inversión privada y que garantizara

su sostenibilidad en el mediano y largo plazo.

Fuente: S.S.P.D. (2005: 18-19)

36

Este contexto por el que atravesaban las empresas eléctricas, se convirtió en una

carga para el Estado, en razón a que no se estaban percibiendo los ingresos

necesarios para garantizar rentable el negocio, se estaban generando altos gastos

por falta de coordinación y planeación de las firmas y el nivel de endeudamiento en

el que se estaba incurriendo era demasiado alto representando aproximadamente “el

30% de la deuda pública interna de la Nación” SHD (2005: 81). De ahí que se

pensara en renovar el sector eléctrico en su estructura y dar un vuelco del monopolio

estatal a un libre mercado donde la competencia, la inversión privada, la

privatización de empresas estatales y el cambio de la función del Estado a la de ente

regulador, intentaría mejorar el desempeño de las compañías y preservar la

prestación del servicio público a toda la población.

2.1. Normatividad frente a la crisis del sector eléctrico

La normatividad en la prestación del servicio de energía eléctrica en Colombia se

divide básicamente en dos, antes de la Constitución de 1991 y después de esta. El

periodo anterior a la constituyente se definía básicamente en función al Estado como

agente que se encargaba de brindar el servicio a la población por medio de las

E.P.E.12, lo que significaba que el suministro de energía hacia parte de un monopolio

estatal.

Dada la situación desfavorable del sector eléctrico y la ineficiencia en la prestación

del servicio público por parte del Estado, Colombia se inclina a realizar reformas

estructurales para modernizar el sector y “desarrollar un marco institucional que

permitiera alinear los incentivos del sector privado con las necesidades de los

usuarios” (SSPD; 2005: 15). El nuevo esquema en la prestación del servicio empieza

con la promulgación de la Constitución de 1991 y el artículo 365 el cual define que la

regulación y vigilancia en la prestación del servicio público estará a cargo del Estado

y los agentes privados podrán suministrar el servicio público a la población.

12 E.P.E. Entidades de Propiedad Estatal

37

La promulgación del Decreto 700 de 1992 se realiza con el fin de parar la crisis del

sector eléctrico y sus posibles efectos en la prestación del servicio, en el cual se

adoptan medidas tendientes a reestructurar las entidades del sector, los niveles de

endeudamiento y de presupuesto. Al expedir el Decreto 2119 de 1992 se reforma el

Ministerio de Minas y Energía, se convierte la antigua Comisión Nacional de Energía

en Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y se crea la Comisión de

Regulación Energética13, la cual se encargaría de ser el agente regulador en lo

referente a tarifas, labor que anteriormente realizaban en conjunto la Junta Nacional

de Tarifas (JNT) y el Departamento Nacional de Planeación (DNP). Entretanto, la

función de evaluar y controlar de forma eficiente la prestación de los servicios

públicos por parte de las empresas pertenecientes al sector se le concede a la

Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), la cual se crea por

medio del artículo 370 de la Constitución Política de Colombia.

Seguido a lo anterior, en 1994 se crean las leyes 142 y 143. La primera también

llamada Ley de Servicios Públicos Domiciliarios, consiste en establecer y fortalecer

un régimen para la prestación del servicio público domiciliario y la intervención del

Estado para el cumplimiento de diversos fines (Cuadro No 2). Con esta intervención

se garantizará a la comunidad la prestación del servicio al tratarse de un bien

esencial como lo estipula la presente ley.

Cuadro 2. Ley 142 de 1994. Artículo 2. Intervención del Estado en los servicios

públicos.

El Estado intervendrá en los servicios públicos, conforme a las reglas de

competencia de que trata esta Ley, en el marco de lo dispuesto en los artículos

334, 336, y 365 a 370 de la Constitución Política, para los siguientes fines:

1. Garantizar la calidad del bien objeto del servicio público y su disposición final

13 Actualmente denominada C.R.E.G. (Comisión de Regulación de Energía y Gas)

38

para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios.

2. Ampliación permanente de la cobertura mediante sistemas que compensen la

insuficiencia de la capacidad de pago de los usuarios.

3. Atención prioritaria de las necesidades básicas insatisfechas en materia de

agua potable y saneamiento básico.

4. Prestación continua e ininterrumpida, sin excepción alguna, salvo cuando

existan razones de fuerza mayor o caso fortuito o de orden técnico o económico

que así lo exijan.

5. Prestación eficiente.

6. Libertad de competencia y no utilización abusiva de la posición dominante.

7. Obtención de economías de escala comprobables.

8. Mecanismos que garanticen a los usuarios el acceso a los servicios y su

participación en la gestión y fiscalización de su prestación.

9. Establecer un régimen tarifario proporcional para los sectores de bajos

ingresos de acuerdo con los preceptos de equidad y solidaridad.

Fuente: www.alcaldiabogota.gov.co

La ley 143 de 1994 también denominada Ley Eléctrica, se basa en construir un

régimen solido para realizar eficientemente las actividades (generación, transmisión,

distribución y comercialización) del sector eléctrico en todo el territorio colombiano.

Según esta ley la intervención Estatal funciona como un medio para cumplir de

forma eficiente la prestación del servicio de electricidad, correspondiéndole al Estado

según el artículo número tres promover la libre competencia entre las diferentes

empresas del sector, imposibilitar a cualquier empresa de adquirir una posición

dominante dentro del mercado, regular las situaciones donde falle la libre

competencia como garante de una prestación eficiente del servicio, proteger los

39

derechos y deberes de los usuarios, alcanzar una cobertura optima del servicio a la

población mas necesitada y zonas rurales en conjunto con los agentes del sector y

asegurar los recursos necesarios para subsidiar a las personas pertenecientes a los

estratos uno, dos, tres y los de menores ingresos del área rural.

El anterior párrafo describe en que ocasiones interviene el Estado para regular de

manera eficiente la prestación del servicio, esto conlleva al cumplimiento de diversos

objetivos que son contemplados en el articulo número cuatro de la ley 143.

Cuadro 3. Ley 143 de 1994. Articulo 4.

Articulo No 4

El Estado, en relación con el servicio de electricidad tendrá los siguientes

objetivos en el cumplimiento de sus funciones:

a) Abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios

económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco

de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país;

b) Asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del

sector;

c) Mantener y operar sus instalaciones preservando la integridad de las

personas, de los bienes y del medio ambiente y manteniendo los niveles de

calidad y seguridad establecidos.

Parágrafo. Si los diversos agentes económicos desean participar en las

actividades de electricidad, deben sujetarse al cumplimiento de los anteriores

objetivos.

Fuente: www.alcaldiabogota.gov.co

Establecidas unas normas especificas para la prestación del servicio de energía

eléctrica, en este periodo la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)

40

empezó a sacar diversas resoluciones orientadas a la regulación en las actividades

del sector eléctrico, las tarifas que cada empresa dedicada a determinada actividad

cobraba y el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista (MEM). A

continuación, se presentan las resoluciones que se efectuaron durante el periodo de

1994-1995 que involucraban directamente el entorno de la capital y el de la Empresa

de Energía de Bogotá.

Tabla 3. Resoluciones de la C.R.E.G. 1994-1995

Resolución CREG 0053/94 Establece los términos para el

funcionamiento del Mercado de Energía

Mayorista, por medio de la simulación de

un mercado libre y competitivo.

Resolución CREG 0054/94 Consiste en regular la actividad de

comercialización de energía eléctrica.

Resolución CREG 0055/94 Consiste en regular la actividad de

generación de energía eléctrica.

Resolución CREG 0056/94 Por la cual se adoptan disposiciones

generales sobre la prestación del servicio

público de energía eléctrica.

Resolución CREG 0057/94

Se establece la tasa de actualización para

las tarifas residenciales y no

residenciales.

Resolución CREG 0063/94 Por la cual se fijan las tarifas de energía

eléctrica para el sector comercial

cobradas por la Empresa de Energía

Eléctrica de Bogotá.

El articulo No 1 indica que al inicio de

1995 las tarifas de la E.E.B. a cobrar al

sector comercial serán:

41

A nivel de tensión menor de 1 KV, tendrá

una tarifa de $44.28 por KWH y para

niveles de tensión entre 1 y 30 KV la tarifa

será de $42 por HWH.

Resolución CREG 0010/94 Por la cual se regula la tarifa máxima de

compra de energía a largo plazo a

generadores que realice la Empresa de

Energía Eléctrica de Bogotá.

Resolución CREG 0055/95: Se adoptan decisiones en materia de tarifas de Energía

Eléctrica.

ARTICULO 3o. TARIFAS RESIDENCIALES.

A partir del 1o de Enero de 1996 para la liquidación de los consumos de los estratos

medio (4), medio-alto (5) y alto (6), se aplicará en todos y cada uno de los rangos de

consumo la siguiente tarifa:

Tarifaijk=(1+ik )* C0nk * IPPt/IPPo * Consumoijk "

Donde:

t = Mes para el cual se calculará la tarifa

t = 0 Diciembre de 1995

ik = Es el factor a aplicar en el estrato i, de la empresa k, que refleja el subsidio o

contribución de cada estrato.

ρik = Es el factor a aplicar en el estrato i (i=4, 5, 6) de la empresa k, que refleja la

contribución de cada estrato.

C0nk = Costo equivalente a diciembre de 1995, en el nivel de tensión n de la empresa

k.

IPPo = Índice de precios al Productor publicado por el Banco de la República a

diciembre de 1995 t.

IPPt = Índice de precios al Productor publicado por el Banco de la República para el

mes t.

42

Tarifaijk = Es la tarifa residencial a aplicar al usuario j del estrato i en la empresa k

Consumo ijk = Es el consumo a facturar al usuario residencial j del estrato i, de la

empresa k.

Resolución CREG 0056/95 Se fijan las tarifas de energía eléctrica del

sector comercial para la Empresa de

Energía Eléctrica de Bogotá.

Resolución CREG 0070/95 Se establecen medidas transitorias para

reglamentar el manejo y control de la

demanda en situaciones de racionamiento

de emergencia. Las cuales regirán hasta

la expedición oficial del Estatuto de

Racionamiento.

Resolución CREG 0080/95: Por medio de esta resolución se adoptan decisiones en

materia de tarifas de energía eléctrica y otras disposiciones de transición. Los

siguientes artículos representan a la presente resolución en el aspecto tarifario:

El articulo 3 de la presente resolución consiste en establecer las tarifas residenciales

para los estratos 5 y 6 por medio de la siguiente formula:

Tarifatik=(1+rik )* C0nk * IPPt /IPPo

El articulo 4 de la presente resolución consiste en establecer las tarifas residenciales

para los estratos 1,2,3 y 4 por medio de la siguiente formula:

Tarifatik(0-CN1)= Tarifa(t-1)ik(0-CN1) * (1+na), dónde 0 <CN1 <CS

La actualización para los estratos 1 y 2 del cargo fijo mensual se hará de acuerdo a

la siguiente formula:

Cargo Fijotik= Cargo Fijo(t-1)ik * (1+na)

El articulo 5 consiste en establecer la tarifa residencial para el estrato 4 aplicando la

siguiente formula:

Tarifatik(CN1-CS)= C0nk * IPPt /IPPo, dónde 0 <CN1 < CS, i=4

El articulo 6 consiste en establecer las tarifas residenciales para los estratos 1,2,3 y

43

4 para consumos que se encuentren entre el consumo de subsistencia y el consumo

de nivelación por medio de la siguiente formula:

Tarifatik(CS-CN2)= Tarifa0ik(CS-CN2) * (1+na ), dónde CN2>CS

El articulo 7 consiste en establecer las tarifas residenciales para los estratos 1,2,3 y

4 para los consumos que sean mayores al consumo de nivelación 2 por medio de la

siguiente formula:

Tarifatik(>CN2)= C0nk * IPPt / IPP0

Donde:

t = Mes para el cuál se calculará la tarifa

t = 0 = Diciembre de 1995

ik = Es el factor a aplicar en el estrato i, de la empresa k, que refleja el subsidio o

contribución de cada estrato.

C0nk = Costo equivalente a diciembre de 1995, en el nivel de tensión n de la

empresa k.

Ctnk = Costo equivalente para el mes t, en el nivel de tensión n de la empresa k.

IPPo = Índice de precios al productor publicado por el Banco de la República en

diciembre de 1995 y correspondiente al mes de noviembre de 1995.

IPPt = Índice de precios al productor publicado por el Banco de la República en el

mes t y correspondiente al mes (t-1)

Tarifatik = Tarifa residencial a aplicar al usuario del estrato i en la empresa k,

calculada para el mes t.

CS = Consumo de subsistencia, definido actualmente en 200 kWh-mes.

CN1 = Consumo de nivelación 1, utilizado para aplicar la gradualidad en el desmonte

de subsidios extralegales, para los consumos menores al consumo de subsistencia.

CN2 = Consumo de nivelación 2, utilizado para aplicar la gradualidad en el desmonte

de subsidios extralegales, para los consumos mayores al consumo de subsistencia.

Tarifatik (0-CN1) = Tarifa residencial a aplicar al estrato i en la empresa k, para el

44

rango de consumo entre cero (0) y el CN1, calculada para el mes t.

Resoluciones CREG 0024/95 Por el cual se reglamentan los aspectos

comerciales del Mercado de Energía

Mayorista en el Sistema de Interconexión

Nacional.

Resoluciones CREG 80103/95 Se reglamentan la organización y el

funcionamiento del Consejo Nacional de

Operación.

Fuente: www.superservicios.gov.co (https://basedoc.superservicios.gov.co)

Con las anteriores reformas se esperaba que “ante los fallos del mercado, como la

situación de competencia imperfecta que se genera cuando se dan rendimientos

crecientes de escala o alcance (monopolios naturales), la información imperfecta

(asimetrías informativas) y la existencia de externalidades (Costas y Bell, 1994),

unos marcos reguladores tienen la posibilidad de incrementar el bienestar social”

(Thome, 2001: 37-38).

2.2. Entorno de Bogotá 1990-1995 2.2.1. Tarifas en el Sector Eléctrico En la simulación de un mercado de energía competitivo siempre se desea alcanzar

dos aspectos fundamentales: la equidad para los usuarios y la eficiencia para las

empresas. La tarifa regulada es la variable que intenta encontrar un punto en donde

estos dos conceptos se puedan cumplir.

En Colombia, la formula tarifaria es realizada por la C.R.E.G. donde determina que

costos pueden ser trasladados a los usuarios finales cuando acceden al servicio. En

el Mercado de Energía Mayorista se encuentran usuarios regulados y no regulados.

Los usuarios no regulados se identifican por tener un alto consumo de energía

45

eléctrica el cual debía ser mayor a 2 Megavatios14, teniendo la capacidad de

comprar la energía al comercializador de su preferencia o directamente al generador

acordando las dos partes una tarifa especifica.

Tabla 4. Empresas de energía eléctrica que empiezan a operar en Bogotá dada la

creación del Mercado Mayorista

Interconexión eléctrica (ISA) Electrificadora de Santander

Empresa de Energía de Cundinamarca Empresa de Energía del Pacífico

Comercializadora Andina de Energía Empresas municipales de Cali

Comercializadora de Energía del Café Empresas Públicas de Medellín

Comercializar Isagen

Diceler Termotasajero

Electrificadora del Caribe

Fuente: SHD (2005: 83)

Mientras que los usuarios regulados están atados a la formula tarifaria de la CREG

(Comisión de Regulación de Energía y Gas) la cual especifica la tarifa a cobrar por

parte de las empresas prestadoras del servicio público y los costos que pueden ser

trasladados a los usuarios. El Costo Unitario de Prestación del Servicio (Cuadro 4)

que es cobrado a los usuarios, consiste en la sumatoria de los componentes de las

actividades del sector eléctrico y la variable de perdidas de energía. Este costo tiene

como función buscar que las firmas recuperen sus pérdidas de energía de una forma

eficiente e implantar una tarifa de acuerdo con los costos que tiene cada actividad

del sector.

14 Esta cifra hace referencia al periodo de 1990-1995, porque después tuvo variaciones que la ubicaron en 500 Kilovatios en el 2004

46

Cuadro 4. Costo Unitario de Prestación del Servicio (CU)

Donde:

G= Costos de compra de energía

T= Costo promedio por uso del STN

D= Costo de distribución ($/kWh) correspondiente al nivel de tensión

O= Costos adicionales del mercado mayorista

P= Fracción (o porcentaje expresado como fracción) de perdidas de energía

reconocidas

C= Costo de comercialización

Fuente: www.creg.gov.co. Explicación de los componentes del CU en la pagina web

www.iea.org/textbase/work/2001/sustain/ley.pdf

Hasta este punto la C.R.E.G. interviene en las formulas tarifarias debido a que las

tarifas finales que son aplicadas a los distintos estratos, a los sectores comercial,

industrial e institucional, dependen de los subsidios y contribuciones que son

definidos por las leyes 142 y 143 de 1994.

Establecidas las normas para instaurar un régimen tarifario que se implanta

específicamente para todo el territorio nacional, en las gráficas 12 y 13 se analiza el

comportamiento de las tarifas de energía eléctrica tanto residencial como industrial

de Colombia frente a Estados Unidos y México en el periodo de 1990 a 1995, para

poder ubicarlas en un contexto internacional antes de analizar el comportamiento

especifico de las tarifas en Bogotá.

47

Gráfica 12. Comparación de la tarifa residencial entre Estados Unidos, México y

Colombia 1991-1995. US$/kWh

00,010,020,030,040,050,060,070,080,09

1991 1992 1993 1994 1995

Estados Unidos

Mexico

Colombia

Fuente: Gráfica propia. Datos de International Energy Agency. Energy Price and taxes (para

el caso de Estados Unidos y México) y C.R.E.G. (para el caso de Colombia, conversión de

pesos a dólares realizada por el autor).

La tarifa residencial de Colombia tuvo un comportamiento ascendente en este

periodo. Sin embargo, las tarifas fueron menores con respecto a los tres países

(Gráfica 12). La disminución que se presento en el último año, se debe a la

aplicación de la ley de servicios públicos domiciliarios y la ley eléctrica de 1994 que

influyo significativamente en el comportamiento de las empresas del sector.

En el mismo periodo se presento una situación totalmente diferente con las tarifas

industriales de Colombia, la gráfica 13 muestra como se ubicaron en la posición mas

alta con respecto a los tres países, ubicándose por encima de los US$ 0,06 por kWh.

En el último año, Colombia sobrepasaba a México aproximadamente tres veces mas

en el valor cobrado. La razón puede coincidir con la contribución que empezó a

realizar el sector industrial vía subsidios cruzados, que elevo la tarifa del sector para

poder auxiliar a las personas de más bajos recursos.

48

Gráfica 13. Comparación de la tarifa industrial entre Estados Unidos, México y

Colombia 1991-1995. US$/kWh

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

1991 1992 1993 1994 1995

Estados Unidos

México

Colombia

Fuente: Gráfica propia. Datos de International Energy Agency. Energy Price and taxes (para

el caso de Estados Unidos y México) y C.R.E.G. (para el caso de Colombia, conversión de

pesos a dólares realizada por el autor).

Gráfica 14. Tarifas promedio por sectores que cobraba la Empresa de Energía de

Bogotá al Distrito Capital 1990-1995

0

20

40

60

80

100

1990 1991 1992 1993 1994 1995

Sector Residencial

Sector Industrial

Sector Comercial

Oficial

Alumbrado Público

Fuente: CID (2006: 14). En pesos de 1992 por kilovatio/hora.

49

En cuanto a las tarifas que se cobraban en Bogotá (Gráfica 14), las tarifas del sector

Comercial fueron las más elevadas durante el periodo de 1990 a 1995 aunque se

hayan presentado disminuciones. Entretanto, las tarifas residenciales con respecto a

los 5 sectores se ubicaron en la última posición al ser las mas bajas, aunque se

presentaron continuos incrementos, comportamiento que se puede observar en esta

gráfica. Los sectores que vieron aumentar sus tarifas en este lapso fueron el

residencial, el oficial y el alumbrado público, mientras que los sectores industrial y

comercial presentaron disminuciones

2.2.2. Estratificación y prestación del servicio de energía eléctrica en Bogotá

La ciudad de Bogotá tiene seis estratos socioeconómicos denominados: 1. Bajo-

bajo, 2. Bajo, 3. Medio-bajo, 4. Medio, 5. Medio-alto, 6. Alto, que son otorgados a

cada vivienda según sus características y su entorno, por ende “la unidad de

generación de estrato es la manzana, es decir que a cada manzana con presencia

de vivienda se la asigna uno de seis estratos” (DAPD: 2006:12).

Cuadro 5. Estratos y factor para subsidio o contribución 1990-1995

Fuente: Álzate (2006: 17)

Dada la estratificación y el mandato que otorga la ley 142/1994, los usuarios con

menores ingresos (estratos 1, 2, 3) reciben subsidios que equivalen al 50%, 40% y

15%15 respectivamente sobre el costo del servicio, los cuales se cubren con una

contribución del 20% que pagan los usuarios de estratos 5 y 6 y el sector industrial y

15 Estos son los porcentajes de subsidio que se realizaban en el periodo de 1990-1995. Actualmente estos porcentajes han cambiado.

Estrato Porcentaje de subsidios (Factor) 1: bajo-bajo 0,50 (subsidios hasta 50%) 2: bajo 0,60 (subsidios hasta 40%) 3: medio-bajo 0,85 (subsidios hasta 15%) 4: medio 1,00 (sin subsidio ni contribución)5: medio-alto 1,20 (contribuciones hasta 20%) 6: alto 1,20 (contribuciones hasta 20%)

50

comercial (Cuadro 5). De esta manera se busca que las personas de más bajos

recursos de la capital puedan acceder a un servicio tan esencial como lo es el de la

energía eléctrica.

Gráfica 15. Tarifas promedio energía eléctrica por estrato en Bogotá 1990-1995

01020304050607080

1990 1991 1992 1993 1994 1995

Estrato 1

Estrato 2

Estrato 3

Estrato 4

Estrato 5

Estrato 6

Fuente: Cifras del CID (2006: 18). Gráfica elaborada por el autor

Establecida la clasificación socioeconómica y los aportes que se van realizar a cada

uno de ellos, en Bogotá las tarifas de energía eléctrica tienen características

distintivas entre los diferentes estratos. Un trabajo realizado por el CID (2006: 18)

muestra el aumento de las tarifas promedio de energía eléctrica en los dos primeros

años de la década del noventa. Sin embargo, en los siguientes años, las tarifas

intentaron mantenerse constantes, aunque se muestra significativo en todo el

periodo los mayores aumentos en los estratos número 5 y 6 como se puede

observar en la gráfica 15.

Estas tarifas eran cobradas por la misma empresa que suministraba el servicio de

energía eléctrica a todos los estratos, funciones que estaban a cargo de la Empresa

de Energía de Bogotá (E.E.B) entidad enteramente del Distrito. Esta empresa estaba

integrada verticalmente lo que significa que realizaba las cuatro actividades del

sector eléctrico en la capital. En cuanto a la generación de energía eléctrica para ser

utilizada en Bogotá, esta provenía principalmente de las hidroeléctricas del Paraíso,

la Guaca y el Guavio.

51

La transmisión de energía hasta las subestaciones de distribución era labor de la

E.E.B. y de I.S.A quienes tenían los derechos de propiedad sobre dichas líneas de

transmisión. Esta última, durante estos años tuvo un proceso de escisión,

reglamentado por los artículos 162 y 32 de las leyes 142 y 143 de 1994, el cual

consistía en dividir en dos la entidad. Creando por una parte I.S.A E.S.P

(Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.) encargada por medio de la ley 142 de operar y

mantener sus líneas de transmisión, coordinar y planear la operación del Sistema

Nacional de Transmisión y el Mercado Mayorista de Energía Eléctrica (MEM), e

ISAGEN S.A. E.S.P., empresa dedicada a la generación y comercialización de

energía.

En cuanto a la distribución y comercialización de energía eléctrica en Bogotá estaba

a cargo de la E.E.B a niveles inferiores de 220 mil voltios, transformados

adecuadamente para uso residencial, comercial e industrial. 2.2.3. Consumo de energía eléctrica y usuarios del servicio en Bogotá En las siguientes tablas se muestra el consumo del servicio público en Bogotá. El

consumo total de energía eléctrica (Tabla 5) en el periodo de 1990 a 1994 presentó

un aumento constante llegando a incrementarse en 100 Kwh más con respecto al

año de 1990.

Tabla 5. Consumo total de energía eléctrica en Bogotá. (Kwh) 1990-1994

Año 1990 1991 1992 1993 1994

Consumo Total

528,342 575,373 488,749 640,334 623,961

Fuente: www.banrep.gov.co/estad/dsbb/energiatotal.pdf

Entretanto, el consumo medio por estrato (Tabla No 6) tiende a disminuir con el

tiempo, sin importar su clasificación socioeconómica, fenómeno que puede ser

asociado con el aumento de las tarifas que se mostro en la gráfica 15, racionalidad

52

de los usuarios al utilizar poco tiempo los bienes que gastan mucha energía, menos

unidades de energía consumida por medio de electrodomésticos ahorradores, entre

otros.

Tabla 6. Consumos medios por estrato en Bogotá 1990-1994

Año 1990 1991 1992 1994

Bajo-bajo 191 200 114 193

Bajo 193 234 171 224

Medio-bajo

282 283 243 254

Medio 350 350 300 309

Medio-alto 460 447 376 391

Alto 614 596 494 487

Fuente: www.creg.gov.co

Gráfica 16. Evolución de los usuarios en Bogotá

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

1990 1992 1994

Usuarios

Fuente: S.S.P.D. (2004: 26) y CREG.

En este mismo período se observa un incremento en el número de usuarios de

energía eléctrica en Bogotá. La gráfica 16 muestra como Bogotá alcanza a

sobrepasar el 1.200.000 en usuarios suscritos al servicio, lo que significa que

53

durante el lapso de 1990 a 1995 aproximadamente mas de 400.000 nuevos usuarios

se suscribieron para que les fuera prestado el servicio de energía eléctrica. 2.2.4. Racionamiento eléctrico 1991-1992

Durante el periodo de 1990-1995 un fenómeno que afecto significativamente las

tarifas, el consumo de energía y la prestación del servicio público fue el

racionamiento eléctrico que se produjo entre 1991 y 1992 denominado también

como el “apagón”, suceso que impacto de forma severa la economía del sector

eléctrico.

Gráfica 17. Composición de la capacidad instalada (MW) 1991-199516

Fuente: Sandoval (2004: 28)

“En 1991 el 78% de la capacidad de generación era hidráulica y el 22% térmica”

(Fajardo y Botero, 2005: 28), esta dependencia de la producción de energía por

medio de las plantas hidroeléctricas (Gráfica 17) tendría consecuencias negativas al

tratar de enfrentar los cambios climáticos que ocurren en el país. El fenómeno del

niño caracterizado por un periodo de sequias que reduce los caudales que llenan las

16 Esta gráfica fue modificada en razón al periodo de estudio de este capitulo el cual es de 1990-1995. La gráfica en su totalidad comprende el periodo de 1991-2002.

1991 1992 1993 1994 1995

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

Hidráulica Otras fuentes

54

represas, conllevó a que las grandes infraestructuras no albergaran la suficiente

cantidad de agua para accionar de manera continua las turbinas de las plantas de

generación y producir la cantidad suficiente de energía eléctrica. El año de 1992 fue

caracterizado por los continuos cortes de luz y la disminución de oferta eléctrica en

todo el territorio nacional, afectando de manera directa a las actividades industriales

y comerciales del país.

La fragilidad del sector eléctrico en los temas de generación, incentivó la apertura del

mercado para estimular la inversión privada especialmente en infraestructura de

generación térmica para así disminuir la vulnerabilidad del sector frente a largos

periodos de sequia.

Tabla 7. Empresas de generación térmica 1990-1995

Empresas Tipo de Generación

E.E.P.M. Hidráulica y Térmica

ISAGEN Hidráulica y Térmica

CORELCA Térmica

EBSA Térmica

CENS Térmica

TERMOTASAJERO Térmica

TEBSA (1992) Térmica

TERMOFLORES (1993) Térmica

PAIPA IV (1993) Térmica

TERMOVALLE (1993) Térmica

EPSA (1995) Hidráulica y Térmica

Fuente: ACOLGEN (www.acolgen.org.co) y CREG (www.creg.gov.co)

A partir de 1992 la capacidad instalada en generación térmica empezó un aumento

progresivo alcanzando en el periodo de 1995 un 22.11%17 del 100% de la

17 Esta cifra ha variado ubicándose en el año 2003 en 33%, según el Boletín de Minas y Energía 1994-1999. UPME (2005: 72)

55

generación total en el país. Aunque la cifra en este lapso es muy pequeña, la

introducción de capital privado estímulo su aumento en los años posteriores.

Tabla 8. Capacidad instalada efectiva de generación térmica

Año Porcentaje generación térmica

1992 20.39%

1993 21.88%

1994 21.99%

1995 22.11%

Fuente: Fajardo y Botero (2005: 29)

2.3. Entorno de la Empresa de Energía de Bogotá 1990-1995

2.3.1. Actividades que realizaba la E.E.E.B

El anterior entorno de la capital involucra directamente a la Empresa de Energía

Eléctrica de Bogotá con el suministro del servicio público, en primer lugar porque era

en un 100% empresa industrial y comercial perteneciente al Estado y en segundo

lugar esta empresa era la encargada de proveer el servicio público a toda la ciudad.

Estaba integrada verticalmente realizando todas las actividades del sector eléctrico.

Ocupaba el segundo lugar en el territorio colombiano en lo referente a generación de

energía eléctrica, también se ubicaba en el segundo puesto después de I.S.A. en

propiedad de líneas de transmisión, era la empresa más grande en infraestructura

para distribuir el servicio de energía y a la vez ocupaba el primer puesto en la

actividad de comercialización al poseer el mayor numero de clientes y de energía

vendida (Cuadro 6).

56

Cuadro 6. Estructura y datos de las actividades que realizaba la Empresa de

Energía de Bogotá 1990-1995

Generación Transmisión Distribución Comercialización

• 2.316 Mw (con el 100% del Guavio)

• 22% de la

potencia nacional instalada (95% de origen hidráulico y 5% térmico)

• Segunda

Empresa en el país por capacidad instalada después de ISAGEN.

• Poseía 34 subestaciones urbanas, 84 subestaciones rurales (incluyendo 65 subestaciones menores)

• Tenía en total 1.812 km en líneas de transmisión, de las cuales 1115 km eran de 115 y 57,5 kw y 692 km eran de 230 kw.

• Atendía al Distrito, 88 municipios de Cundinamarca, 5 de Boyacá y 1 del Tolima, con voltajes de 34.5 kw, 13.2 kw, 11.4 kw y 208/120 voltios.

• Poseía 44.924 transformadores de distribución, con una capacidad instalada de 4.850 Mw.

• Prestaba el servicio a 1.500.000 clientes (equivalentes a 7.500.000 personas).

Fuente: E.E.B. S.A. E.S.P y Universidad Externado de Colombia (2000: 302)

2.3.3. Situación financiera de la E.E.E.B.

En el periodo de 1990 a 1995 la firma no se encontraba en una muy buena situación

económica explicada por las altas deudas que había adquirido durante los años

anteriores que representaban en 1995 una suma superior a USD$ 1760 millones18,

la inversión de la central Guavio que le representó sobrecostos tanto técnicos como

financieros equivalentes a USD$1.100 millones, los gastos de operación

aumentaban en mayor proporción que sus ventas de energía (Gráfica 18), los altos

subsidios que brindaba al usuario final se acercaban en el periodo de 1990-1994 a

US$500 millones, las altas perdidas de energía en este periodo (Tabla No 9), y la

imposibilidad de endeudamiento al no disponer de fuentes de crédito. 18 Las cifras que se utilizan en este párrafo son basadas en el Foro Estructuración E.E.B. S.A. E.S.P. Objetivo 7. Gestión Pública Admirable. Alcaldía Mayor de Bogotá-Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P.

57

Tabla 9. Perdidas de energía (%).

Año Perdidas (%)

1994 24.75

1995 24.50

Fuente: E.E.B. S.A. E.S.P y Universidad Externado de Colombia (2000: 302)

Gráfica 18. Tasa de crecimiento de las ventas de energía y los egresos de

operación de la Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá19.

‐20,00%

0,00%

20,00%

40,00%

60,00%

Ventas de Energía 30,58% 33,27% 20,04% 26,28% 38,47%

Egresos de Operación 18,91% 40,34% ‐8,66% 53,68% 18,95%

1990‐1991 1991‐1992 1992‐1993 1993‐1994 1994‐1995

Fuente: Cálculos propios. Datos suministrados por la E.E.B. S.A. E.S.P.

2.3.3.1. Indicadores Financieros de la Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá

Este entorno económico desfavorable es analizado por medio de los siguientes

indicadores que intentan explicar como era el contexto de la empresa en el periodo

de 1990 a 1995.

El indicador de capital de trabajo (Gráfica 19) muestra como la Empresa de Energía

de Bogotá desde finales de la década de 1980, no tenía los recursos suficientes para

cubrir o cancelar sus pasivos a corto plazo. Desde principios del periodo se observa

que la empresa tenía un capital de trabajo negativo, lo que indica que la empresa no

19 Aunque en el periodo de 1992-1993 la tasa de crecimiento fue negativa en razón a la reducción de egresos operacionales con respecto al año anterior; si se apartara este periodo del análisis, los egresos operacionales se mantuvieron en un porcentaje que equivalía aproximadamente a un 50% con respecto a las ventas, exceptuando los periodos 1991-1992 y 1993-1994 donde dicho porcentaje aumento.

58

estaba en la capacidad para pagar sus deudas en un lapso inferior a un año.

Situación que se agrava en el año de 1995 debido a que dispone de -224.673

millones de pesos, valor que debería ser positivo para respaldar sus obligaciones

financieras.

Gráfica 19. Capital de trabajo de la Empresa de Energía de Bogotá 1989-1995

‐400000000

‐200000000

0

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995

Capital de Trabajo

Capital de Trabajo

Fuente: Cálculos propios. Cifras suministradas por la E.E.B. S.A. E.S.P.

Gráfica No 20. Razón Circulante, Indicador de Endeudamiento e Índice de

Propiedad de la Empresa de Energía de Bogotá 1989-1995

0

0,5

1

Razón Circulante 0,44989 0,31011 0,47744 0,52724 0,75948 0,68233 0,594

Indicador deEndeudamiento

0,841 0,857 0,811 0,815 0,735 0,67 0,653

Indice de Propiedad 0,159 0,143 0,189 0,185 0,265 0,33 0,347

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995

Fuente: Cálculos propios. Cifras suministradas por la E.E.B. S.A. E.S.P.

59

En la gráfica 20 están tres indicadores que muestran la situación de la empresa en

referencia a la solvencia que tenía para cubrir sus deudas, el nivel de

endeudamiento que poseía y el porcentaje por cada peso invertido que le pertenecía

a los dueños.

Durante el periodo de 1989 y 1995, la solvencia que tenía la empresa para respaldar

cada peso que adeudaba era relativamente baja, según lo que indica la razón

circulante. Por cada peso que tenía en deuda a 1995, el respaldo era de $0,594. Lo

cual representaba que aproximadamente un 40% de cada peso que adeudaba,

estaba sin cubrimiento por la poca la liquidez que poseía. Además de lo anterior, aunque el indicador de endeudamiento disminuyo desde

principios del periodo, esta razón muestra que por cada peso que la empresa tenía

invertido en activos a 1995, $0,653 pertenecían a los acreedores. Lo que representa

que el 65% de un peso que era destinado ha adquirir activos para la empresa,

pertenecía a agentes externos, o sea, financiación y aumento de endeudamiento

para la firma. Corroborando esta afirmación, el indicador de propiedad mejoró desde

finales de los años ochenta, pero se mantuvo en un nivel muy bajo, a 1995 por cada

peso que se había invertido en la empresa, $0,347 pertenecía a los dueños, esto

significaba que aproximadamente al invertir $1 en la compañía, el 66% de este debía

ser financiado.

En la gráfica 21 se muestran los indicadores de porcentaje de utilidad neta sobre

ingresos operacionales y porcentaje de gastos operacionales sobre ingresos

operacionales. En cuanto al primero, esta razón nos muestra el porcentaje de

ganancia que género la empresa por las actividades del negocio. Aunque desde

finales de los años ochenta hasta 1991 el indicador presentó incrementos, en 1992

surge una caída a causa del racionamiento eléctrico que afecto a la empresa la cual

ejercía en ese entonces las cuatro actividades del sector eléctrico y generó una

perdida de ganancias netas en el ejercicio de la empresa.

60

Sin embargo, aunque se presento una recuperación en los años posteriores, en

1995 se llego al porcentaje mas bajo (12,57%), en razón a que los grandes ingresos

que producía la empresa eran opacados por los gastos operativos, no operativos y

de mantenimiento que repercutieron en la utilidad neta de la firma, lo que

representaba aproximadamente un 43% menos de ganancia con respecto al año

anterior.

Gráfica 21. Porcentaje de utilidad neta sobre ingresos operacionales y Porcentaje

de gastos operacionales sobre ingresos operacionales de la Empresa de Energía de

Bogotá 1989-1995

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

% de UtilidadNeta sobreIngresosoperacionales 

22% 23% 58% 21% 52% 55% 12%

% de GastosOperacionalessobre IngresosOperacionales

48% 53% 51% 59% 58% 47% 39%

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995

Fuente: Cálculos propios. Cifras suministradas por la E.E.B. S.A. E.S.P.

El indicador de porcentaje de gastos operacionales sobre ingresos operacionales

muestra el porcentaje de gastos que requería la empresa para obtener sus ingresos

61

en un periodo determinado. En la gráfica se observa que el porcentaje de gastos se

ha incrementado levemente durante el periodo. En 1992 se registra el mayor

porcentaje de gastos (59%) en el que incurrió la empresa para enfrentar el apagón,

desde este año disminuyo llegando a ser en 1995 del 39%, sin embargo, este

indicador considera que es un porcentaje de gastos muy elevado, en razón a que

influyó directamente en las ganancias que generó la empresa.

Gráfica 22. Rentabilidad sobre el patrimonio (RSP) y Rentabilidad sobre los activos

(RSA) de la Empresa de Energía de Bogotá.

0%

20%

40%

60%

Rentabilidad sobre  elpatrimonio

19% 40% 15% 26% 22% 5%

Rentabilidad sobre  elactivo

2,80% 7% 2,78% 6,93% 7% 1,93%

1990 1991 1992 1993 1994 1995

Fuente: Cálculos propios. Cifras suministradas por la E.E.B. S.A. E.S.P.

En la gráfica 22 se encuentran dos indicadores los cuales indican las utilidades que

se obtienen de un peso invertido en la empresa por parte de los accionistas y de una

inversión en el activo. El indicador de rentabilidad sobre el patrimonio en este

periodo presentó un comportamiento decreciente, lo que significa que las ganancias

por cada peso que habían invertido los accionistas, en este caso el Estado (al ser la

empresa enteramente pública) disminuyeron. No obstante, en algunos años se

presentaron grandes rentabilidades como lo fue en 1991, ganando

aproximadamente 21 puntos con respecto al año anterior, esto de debe a las altas

utilidades que percibió la empresa en ese entonces por motivo de venta de activos

fijos y venta de acciones y títulos de I.S.A los cuales se aproximaban a los $71.500

millones.

62

La disminución ocasionada en 1992 tuvo que ver específicamente con el

racionamiento eléctrico que disminuyó los ingresos netos de la empresa, tampoco se

presentaron ganancias extraordinarias como en el periodo anterior y en este año no

se incrementaron los recursos no operativos como en 1991. Durante el resto del

periodo el indicador fluctuó normalmente hasta 1995, donde presento una caída de

aproximadamente un 17%, ocasionada por los altos gastos que mantenía y que

repercutieron significativamente en la utilidad del ejercicio.

El indicador de rentabilidad sobre los activos se comportó de igual manera que el

anterior indicador pero con menores magnitudes de rentabilidad. El salto que se

produjo de 1990 a 1991 en casi un 5%, es explicado por las mismas circunstancias

que se presentaron en este año en lo referente a la venta tanto de activos fijos como

de acciones y títulos de I.S.A., acontecimiento que incrementa las ganancias de la

empresa. Lo mismo sucede con la disminución que ocurre en 1992, a causa del

entorno que se explico anteriormente. Sin embargo, los incrementos que ocurrieron

en 1993 y 1994 tienen que ver con el aumento que se presento en las ventas

(aproximadamente $92 mil millones más con respecto al año anterior) y los

dividendos que otorgo I.S.A. a la empresa. Pero el punto mas sobresaliente en este

periodo es la disminución de casi 6 puntos porcentuales en el año de 1995, factor

asociado al alto endeudamiento de la firma, los altos gastos que mantuvo durante el

periodo y la caída de la utilidad del ejercicio.

Dados los anteriores entornos se muestra que desde principios de la década de

1990 la Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá había creado un contexto

económico que se caracterizaba por ingresos considerables pero opacados por los

altos gastos, lo cual se traducía en la falta de respaldo para las altas deudas que

poseía, ineficiencia operativa que amenazaba la prestación del servicio público a

largo plazo y un declive en los últimos años de la rentabilidad y ganancia que se

estaba generando.

63

COSTO DE DECISION AL CAPITALIZAR LA EMPRESA DE ENERGIA DE BOGOTA

3.1. Proceso de Capitalización

Dado el entorno critico del sector eléctrico y la situación financiera desfavorable de la

compañía, el Estado decidió hacer una serie de reformas estructurales en las que

incluyó realizar un proceso de transformación de la Empresa de Energía de Bogotá,

de tal modo que se pudiesen sanar las finanzas de esta y garantizar a largo plazo la

prestación eficiente del servicio público. Este proceso (Tabla 10) comenzó a partir de

agosto de 1995 y finalizo en octubre de 1997 con la capitalización de la empresa y la

formación de dos nuevas compañías dedicadas a las actividades de generación,

distribución y comercialización de energía eléctrica.

Tabla 10. Hitos del proceso de transformación de la Empresa de Energía de Bogotá

Hito Descripción Culminación

1 Suscripción Acuerdo Marco Agosto 4/95

2 Acuerdo 001/96 Consejo Distrital Enero 12/96

3 Transformación en Sociedad por acciones Mayo 31/96

4 Contrato de Consultoría Octubre 22/96

5 Esquema de capitalización Marzo/97

6 Constitución de establecimientos de comercio Junio/97

7 Aperturas de ofertas Septiembre 15/97

8 Capitalización y creación de nuevas Empresas Octubre 23/97

Fuente: www.eeb.com.co. Foro Estructuración E.E.B. S.A. E.S.P. Objetivo 7. Gestión

Pública Admirable. Alcaldía Mayor de Bogotá-Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P.

64

Al declarar la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) que la empresa no

era viable por las circunstancias financieras desfavorables, se creó un marco

institucional que trataría de adelantar una estrategia adecuada para realizar un

proceso de capitalización en busca de mejorar la situación por la que estaba

atravesando la compañía. El Acuerdo 001 de 1996 del Consejo de Santafé de

Bogotá decidió transformar la compañía a una sociedad por acciones, seguido del

Decreto 0964 de 1996 el cual argumentaba la necesidad del proceso de

capitalización y la incursión de capital privado para generar futuras inversiones e

incrementar la calidad del servicio.

Según la Empresa de Energía de Bogotá y la Universidad Externado de Colombia

(2000: 331) las ofertas ganadoras para el proceso de capitalización fueron de las

firmas Luz de Bogotá y Capital de Energía S.A. La primera contenía a los

inversionistas Enersis S.A. y Chilectra de Chile como también a Endesa Desarrollo

de España. La segunda estaba conformada por las firmas inversoras Endesa

Desarrollo de España y Endesa de Chile. El valor total de la capitalización fue de

US$ 2.177 millones en el año de 1997.

Tabla 11. Valor del proceso de capitalización Empresa de Energía de Bogotá.

% Luz de Bogotá Capital Energía

Emgesa 48.5 810 810

Codensa 48.5 1.085 1.085

EEB 11.0 141 141 282

Total 1.226 951 2.177

Fuente: Empresa de Energía de Bogotá y la Universidad Externado de Colombia (2000:

331)

Este proceso traslado a manos privadas el 48.5% de las acciones de la Empresa de

Energía de Bogotá y se creo un nuevo grupo empresarial en el sector eléctrico con el

nacimiento de Emgesa dedicada a la generación de energía y Codensa encargada

Empresa Inversionista (US$ millones) Total

65

de las actividades de distribución y comercialización de energía. La E.E.B. S.A.

E.S.P. se convirtió en casa matriz y su negocio se redujo exclusivamente al de

transmisión de energía participando accionariamente en las nuevas empresas.

Tabla 12. Composición accionaria de E.E.B. S.A. E.S.P.-Codensa-Emgesa

Empresa de Energía de Bogotá 81.5% Distrito

7.35% Nación

5.50% Capital Energía

5.50% Luz de Bogotá

0.06% Otros

Emgesa 51.5% E.E.B.

48.5% Capital de Energía

Codensa 51.5% E.E.B.

48.5% Luz de Bogotá

Fuente: Florez y Barreto (2007).

3.2. El costo de la decisión

La conclusión y el resultado de este proceso colmo las expectativas de la empresa y

del Distrito. Sin embargo, surgieron algunas posiciones en contra a la transformación

que sufrió la compañía y en lo referente a la mala negociación que se realizo. Una

de ellas es la de Sarmiento (2006) argumentando que la privatización de la empresa

se hizo sin tener en cuenta lo que podría generar la firma a futuro y lo que poseía en

esos momentos, traduciéndose en la venta de la compañía por debajo de su valor

real.

La Empresa de Energía de Bogotá en el momento de la capitalización era

considerada como una de las empresas más grandes del sector eléctrico colombiano

debido a su gran infraestructura y el tamaño de mercado que poseía. Es claro que

en el momento de la transformación se hizo una valoración de la empresa basada

66

estrictamente en el capital financiero de la compañía, dejando excluidas variables

significativas que podrían haber generado un incremento en su valor.

En la toma de una decisión las técnicas cuantitativas son una fuente principal de

información, pero cualquier proceso de decisión se toma bajo incertidumbre de

muchas otras variables que no están disponibles o que no se contabilizan. Es aquí

donde la importancia de contabilizar las variables cualitativas pueda ser un

complemento a la información que se espera obtener para tomar la elección

correcta.

Aquellos factores cualitativos que representan un porcentaje significativamente alto

para las empresas, también son llamados activos intangibles. Un personal altamente

calificado, incrementos en la clientela, el buen nombre de la compañía, la

credibilidad de esta, etc, son algunos de los activos intangibles que incrementan el

valor de una firma. Salinas (2007: 53) argumenta que estos activos se basan en

cinco aspectos fundamentales: tecnología, contratos, artísticos, marketing y en el

cliente. Este último, es el que se quiere utilizar para poder demostrar el costo en el

que incurrió la Empresa de Energía de Bogotá al tomar la decisión de capitalizarse.

A continuación se quiere demostrar por medio de una forma funcional el valor que

puede ofrecer un solo activo intangible, en este caso el tamaño del mercado, al valor

total de una empresa. No es una forma de valoración de empresas, tan solo se

intenta a través de esta función demostrar como es de importante tener en cuenta

aquellas variables intangibles.

Para hallar el costo de decisión en el que incurrió la empresa se diseño la siguiente

función:

VF = α + β1 ln (capital financiero) + β2 ln (tamaño del mercado) + µ

67

Donde:

VF = Valor de la Firma.

α = Representa el intercepto de la función. Es la constante que representa el valor

no explicado de las variables excluidas.

β1 = Es el coeficiente de las características individuales del capital financiero.

capital financiero = Son todas aquellas características de los estados financieros

relevantes para realizar el proceso de negociación.

β2 = Es el coeficiente de las características individuales del tamaño del mercado.

tamaño del mercado = Hace referencia a la cantidad de usuarios (clientes).

µ = Es un termino de error aleatorio.

Tabla 13. Pruebas y estadísticas descriptivas de las series

Estadísticas

VF

Capital Financiero

Tamaño del mercado

Mean 3.49 E+12 6.52 E+12 1530583

Median 3.17 E+12 7.72 E+12 1540671

Desv. Stand. 1.87 E+12 3.80 E+12 406630.9

Skewness 0.150305 -0.403142 -0.303608

Kurtosis 1.45 1.570934 2.08303

Jarque Bera 1.754952 1.9070 0.856756

Probability 0.415831 0.385378 0.651565

Fuente: Cálculos propios realizados en el programa econométrico Eviews 5.0.

En la tabla 13 se muestran los estadísticos de las tres series que se van a utilizar. El

estadístico Skewness muestra la asimetría de la distribución de cada variable con

respecto a la media, como se puede observar los valores son cercanos a 0. El valor

positivo de este estadístico significa que la distribución tiene una cola relativamente

larga hacia la derecha; si el valor de este estadístico es negativo se refiere a que la

distribución tiene una cola relativamente larga hacia la izquierda.

68

El estadístico de Kurtosis no debe exceder el valor de 3, los valores que arrojan las

series se aproximan a este valor demostrando que la distribución es chata a

comparación de un Kurtosis = 3.

Por último las series pasan las pruebas de normalidad de Jarque Bera ya que el

valor de 0.415831, 0.385378 y 0.651565 de la probabilidad de esta prueba, es

suficiente para aceptar la hipótesis de normalidad en los residuos.

Para explicar el desarrollo de la metodología, se parte de la función representativa

del valor de la firma:

VF = α + β1 ln (capital financiero) + β2 ln (tamaño del mercado) + µ

En la primera fase del análisis no se toma en cuenta el tamaño del mercado por no

haber sido este parte de la valoración de la empresa en el año 1997. Entonces se

tiene:

VF = α + β1 ln (capital financiero)

Asumiendo que β1 es una constante podemos realizar la siguiente proporción entre

ambas funciones ya que ambos miembros son diferentes de 0:

VF1997 α1997 + β1 ln (Capital Financiero 1997)

VFx0 αx0 + β1 ln (Capital Financierox0)

El α en ambos casos se puede considerar minimizado ya que está referido a los

posibles errores que se tienen en cuenta cuando se efectúa este tipo de cálculo

correspondiente a términos económicos, por lo que se puede despreciar a la hora de

efectuar una aproximación al valor económico.

69

Entonces podemos asumir:

VF 1997 β1 ln (Capital Financiero1997)

VFx0 β1 ln (Capital Financierox0)

De ahí obtenemos:

VFx0 = VF1997 * β1 ln (Capital Financierox0)

β1 ln (Capital Financiero1997)

Ambas β1 son constantes e iguales y se conoce que también diferentes de 0,

entonces:

VFx0 = VF1997 * ln (Capital Finanancierox0)

ln (Capital Financiero 1997)

Mediante esta expresión podemos conocer con bastante aproximación el valor

financiero de la empresa a partir del valor real conocido en el año 1997.

Para conocer el valor de la empresa con el tamaño del mercado (valor de la firma),

se realiza una investigación del valor aproximado que puede tomar β220. Este valor

hace referencia al porcentaje de participación que tiene el tamaño del mercado

sobre el total de activos intangibles que puede tener una empresa.

Al determinar dicha participación se intenta realizar una aproximación del β2 al que

se denominara β2’, para hallar de esta forma el valor de la firma con el β2’, valor

denominado VF1 entonces:

VF1 = Valor financiero + (Valor financiero x β2’)

20 El valor que toma β2 para esta monografía se aclara y explica donde se calcula el costo de la decisión.

70

Aproximando aun mas este β2’ a un valor mas exacto, se calcula el β2 de esta forma:

β2 (VF1 – Valor financiero)

ln (tamaño del mercado)

Promediando este β2, al cual se denominara β2r se especifica un valor aproximado al

real y se utiliza para pronosticar el aumento económico que genera el tamaño del

mercado sobre el valor de la firma:

VF = Valor financiero + β2r x ln (tamaño del mercado)

Remitiéndose de nuevo al año de 1997 momento en que se elije la opción de

capitalizar la empresa, se podría suponer que la función que anteriormente se cito,

se cumplía hasta la mitad, en razón a que solamente se tuvo en cuenta aspectos

contables y estrictamente tangibles. De ahí que esta monografía presente el

pronóstico del valor de la empresa financieramente para poderlo comparar con el

pronóstico que incluye el tamaño del mercado.

En la gráfica 23 se puede observar como varia el valor de la empresa cuando se

incluye el tamaño del mercado y se desplaza en sentido ascendente. Esto significa

que el valor que añade un activo intangible es significativamente importante para la

compañía. El desplazamiento se debe a que aproximadamente los cálculos que

intentan realizar diversas empresas21 a sus activos intangibles, enfocándose al

capital clientela (tamaño del mercado), es una relación de 1/3. Para esta monografía

se tomo en cuenta el porcentaje que tiene de importancia el total de activos

intangibles sobre el valor de mercado de la empresa ISA22. Donde arroja un 6% de

significancia el total de intangibles (Tabla 14), o sea que el porcentaje que hace

21 Véase informe anual 2006 de: Petrobras y Grupo ACS. Informe anual intangibles 1996 de Skandia. Y en la siguiente pagina web se encuentra un estudio de caso realizado especialmente para Unión Fenosa S.A.: http://catarina.udlap.mx/u_dl_a/tales/documentos/lcp/morales_o_ls/indice.html 22 Interconexión Eléctrica S.A. Se toma en cuenta el porcentaje de los activos intangibles que explica el valor de la empresa en razón a la similitud que existe entre las dos empresas.

71

parte del capital clientela (tamaño del mercado) es de un 2%, el cual se toma para

este trabajo23.

Gráfica 23. Valor Financiero y Valor de la Firma (con el tamaño del mercado)

1990-2006

Fuente: Cálculos propios. Cifras suministradas por la E.E.B. S.A. E.S.P.

Tabla 14. Comparación Activos Intangibles y Valor de mercado ISA.

Empresa Patrimonio (Activos

Tangibles)

Activos Intangibles

Valor de Mercado(con activos intangibles)

ISA 3.313.067.000.000 197.289.109.000 3.510.356.109.000Fuente: Informe anual 2006. Se toma en cuenta el valor de los activos intangibles de la

misma manera que lo realiza Sveiby (1996). Tomado del trabajo de Ordoñez de Pablos

(1999: 14)

Retomando la gráfica 23 es posible calcular la diferencia entre los dos valores (área

del circulo), calculando de esta forma el costo de decisión de la empresa. Para el

año de 1997 la Empresa de Energía de Bogotá en la negociación perdió una cifra

23 Aclarando que el β2 que se utilizo en la función para pronosticar el valor de la firma (VF) es el promedio de este mismo beta durante el periodo de 1990-2006.

72

aproximada a los US$ 42.979.13924 al no haber tenido en cuenta el tamaño del

mercado dentro de la negociación.

3.3. Conclusiones

Las reformas estructurales que se realizaron a comienzos de 1990 dentro del sector

eléctrico colombiano definieron la mejor manera para prestar el servicio público a

toda la población incentivando la eficiencia entre las empresas y la búsqueda de un

mayor bienestar para los usuarios.

Con las leyes 142 y 143 de 1994 se estableció una normatividad tendiente a

incrementar la calidad del servicio, interviniendo el Estado en los temas de

regulación específicamente en las tarifas por medio de las formulas tarifarias

creadas por los agentes reguladores para corregir aquellos fallos que presenta el

mercado debido al comportamiento de los agentes económicos. Aquellas tarifas

reguladas tienden a buscar una equidad entre firma y usuario, en el caso colombiano

las tarifas finales que son cobradas a los distintos estratos y sectores económicos

dependerán de los subsidios y contribuciones que son definidos por estas leyes,

auxiliando de esta forma a las personas de mas bajos recursos para que puedan

acceder a un bien público tan esencial como lo es la energía eléctrica.

Temas como el acceso y la preservación del servicio público en Bogotá, incentivo al

Estado ha capitalizar la Empresa de Energía de Bogotá para solucionar la crisis

económica por la que atravesaba la firma y el critico entorno que rodeaba el

suministro del servicio. Esta transformación incentivaría a que la compañía se

acogiera a las anteriores normas, buscando eficiencia en la prestación del servicio,

alcanzar una mayor cobertura y mejorar sus costos en la producción. Es claro que el

sistema de subsidios que se ha establecido genera la asignación de una tarifa

24 Valor expresado en dólares con respecto a la tasa representativa del mercado de 1997. El valor en pesos se aclara en las conclusiones de esta monografía.

73

socialmente óptima por parte de las firmas, al poder cubrir la empresa sus costos

medios y ofrecer un nivel de servicio a una determinada tarifa regulada25.

Actualmente, después del proceso de capitalización, la Empresa de Energía de

Bogotá goza de una situación financiera estable prediciendo excelentes perspectivas

económicas a largo plazo. A continuación se muestra el incremento que se ha

venido presentando después del proceso de capitalización en el Margen

Operacional. Como se puede apreciar en la gráfica 24 el aumento a comparación del

periodo pre-capitalización ha sido significativo.

Gráfica 24. Margen Operacional Empresa de Energía de Bogotá 1990-2006

01020304050607080

1990

1994

1997

1999

2001

2003

2005

Margen Operacional

Fuente: Cálculos propios. Cifras suministradas por la E.E.B. S.A. E.S.P

Por otra parte el problema de endeudamiento (gráfica 25) tanto interno como externo

de la compañía mejoro después de la transformación que se efectuó en 1997.

Traduciéndose en una disminución considerable contrastando el periodo antes y

después de la capitalización.

25 La explicación teórica de este apartado se encuentra en el marco teórico de esta monografía en la parte referente a la teoría de la regulación.

74

Grafica 25. Deuda de la Empresa de Energía de Bogotá 1990-1998

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

3000000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998

Deuda Interna

Deuda Externa

Fuente: García 2000: 47. Gráfica propia.

Como casa matriz, sus filiales le han representado grandes dividendos lo cual

significa un aumento un su patrimonio total al poseer accionariamente el 51.5% tanto

de Codensa como de Emgesa, además su portafolio diversificado también en el

negocio de Gas Natural le ha significado un incremento de sus ganancias.

Tabla 15. Utilidades de las principales empresas del Grupo Año Codensa Emgesa Gas Natural 1998 56,0 131,4 -15,9 2000 85,5 64,9 15,3 2002 86,4 80,1 21,8 2004 129,7 135,8 51,0 2006 144,3 144,3 78,1

Fuente: Flórez y Barreto (2007). Cifras en miles de millones $1997.

Es indudable que el proceso de transformación que sufrió la empresa le sirvió para

mejorar su situación financiera y mejorar la prestación del servicio público. Sin

embargo, la firma en el momento de la capitalización podría haber tenido una mayor

ganancia económica en razón a que con el pasar de los tiempos y las

investigaciones que se han realizado acerca del valor económico que puede tomar

75

una empresa, se hace evidente la importancia de aquellas variables cualitativas a las

que se les denomina activos intangibles y también llamados capital intelectual.

En esta monografía se puede apreciar lo importante y el incremento que genera tan

solo un activo intangible en el valor de la firma. En este caso el tamaño del mercado

le representaba económicamente a la empresa un valor aproximado a los

$49.042.826.29126, siendo este el costo de la decisión de la empresa en el momento

de la negociación.

No obstante, este valor tiende aumentar representándole una mayor pérdida de

dinero a la empresa, en razón a que en esta monografía tan solo tomo una parte de

los activos intangibles. Si se tomara en cuenta el Esquema de Valor de Mercado de

Skandia realizado por Edvinsson y Malone (1997)27, se deduce que hace falta el

cálculo de otros capitales pertenecientes al capital intelectual, los cuales hubiesen

incrementado el valor a la empresa y la perdida económica por parte de la firma se

extendería.

Actualmente la importancia de los activos intangibles en el valor de una empresa ha

venido aumentando, representando un alto grado de importancia para cualquier

empresa, la complejidad de estos “viene dado básicamente por la incapacidad de la

contabilidad de reflejar fielmente todos los hechos económicos, ya que muchos de

ellos no son susceptibles de ser contabilizados por carecer de objetividad en cuanto

al reconocimiento como a la valuación” (Hollander: 2005: 48). A continuación, en la

tabla 17 se puede observar como el valor de grandes firmas reconocidas

mundialmente tienen una proporción mayor debido al incremento que ofrecen sus

activos intangibles, incluso en empresas pertenecientes al sector eléctrico una parte

significativa de su valor de mercado esta expresado por aquellas variables.

26 Valor en pesos de 1997 con la tasa representativa del mercado de ese año. 27 Este esquema se presenta en el marco teórico en lo referente a la teoría de la firma

76

Tabla 16. Comparación entre activos intangibles y valor de mercado empresas del

sector eléctrico y ajenas a estas.

Empresa Patrimonio (Activos

Tangibles)

Valor Activos Intangibles

Valor de Mercado

Microsoft 4,5 Bill 44,6 Bill 49,1 Bill

IBM 22,5 Bill 31,5 Bill 54 Bill

Ford Motor Co. 21,4 Bill 8,6 Bill 30,3 Bill

McDonald’s 6,2 Bill 20,0 Bill 26,2 Bill

Coca Cola 5,2 Bill 73,4 Bill 78,6 Bill

Iberdrola 10.567 Mill 19.292 Mill 29.859 Mill

Unión Fenosa 5.537 Mill 5.888 Mill 11.425 Mill

Fuente: Para el valor de las primeras cinco empresas se tomo de Ordoñez de Pablos (1999:

14) realizado por Sveiby (1996) en $US. Para las dos últimas empresas del sector eléctrico

español los valores están en sus informes anuales a 2006 en Euros. Cálculos propios.

Según lo anterior, es evidente que en el momento de una negociación tanto

variables tangibles como intangibles son vitales para describir la ganancia que se

puede generar. En el caso de la Empresa de Energía de Bogotá, el tamaño del

mercado representaba para la empresa futuros flujos de caja que incrementarían las

utilidades de la compañía y por ende su valor como firma. Es necesario agregar, que

aunque se hable de variables no palpables y que se caracterizan por ser algo

subjetivas, si se pueden identificar y en la actualidad son las variables que explican

ese valor extra que es adquirido por una firma aparte del valor que generan sus

variables tangibles.

77

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