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Maestría en Finanzas

Parque Eólico en la Provincia de Chubut

Enmarcado en el programa RENOVAR

Autor: Lic. Francisco A. Molina

Profesores: Mg. Horacio Roura

Mg. Nicolas Stern

Buenos Aires, 23 de noviembre 2017

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Abstract

En este trabajo se buscará determinar bajo qué condiciones y en qué contexto es

recomendable invertir en un parque eólico, localizado en la Provincia de Chubut, para generar y

vender energía eléctrica en el mercado mayorista argentino mediante el programa Renovar.

Serán analizados distintos modelos de Aerogeneradores para determinar cuál de ellos maximiza la generación de valor del proyecto, además se establecerán distintos escenarios que medirán el impacto de la evolución de las tasas de interés en el valor del proyecto. Como principales conclusiones se destaca que la realización del proyecto genera valor económico en la mayoría de los escenarios analizados, en parte gracias a los beneficios fiscales otorgados, pero es muy sensible a cambios en la tasa de descuento y el costo de la inversión inicial.

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Tabla de contenidos 1) Definición y justificación del proyecto .................................................................................. 5

a) Definición del proyecto .................................................................................................... 5

b) Enfoque y supuestos principales para el análisis ............................................................. 5

c) Descripción de la situación actual .................................................................................... 6

i) Potencial productivo ..................................................................................................... 6

ii) Marco Legal energías renovables en Argentina ........................................................... 6

iii) El programa Renovar 2.0 ......................................................................................... 6

2) Estudio de Mercado ............................................................................................................ 7

a) Marco legal mercado de electricidad en Argentina .......................................................... 7

b) Generadores ................................................................................................................... 8

c) Transportistas.................................................................................................................. 9

d) Distribuidores .................................................................................................................. 9

e) Grandes usuarios ............................................................................................................ 9

f) Comportamiento histórico de la demanda y producción .................................................10

3) Estudio técnico ..................................................................................................................10

4) Otros estudios relevantes ..................................................................................................13

5) Flujo de fondos relevantes: Caso base ..............................................................................13

a) Beneficios y costos relevantes .......................................................................................13

i) Inversión inicial ...........................................................................................................13

ii) Ingreso por venta de energía ......................................................................................19

iii) Gastos de mantenimiento Aerogeneradores ...........................................................20

iv) Gastos de operación ...............................................................................................20

v) Ingresos brutos ...........................................................................................................20

vi) Impuesto a los débitos y créditos ............................................................................20

vii) Margen EBITDA / Ventas ........................................................................................20

viii) Depreciaciones y amortizaciones ............................................................................20

ix) Impuesto a las ganancias ........................................................................................21

x) Capital de trabajo ........................................................................................................22

xi) Calculo perpetuidad ................................................................................................22

b) Free Cash Flow del proyecto ..........................................................................................22

6) Evaluación del caso base ..................................................................................................22

a) Determinación de la tasa de descuento ..........................................................................23

4

b) Evaluación ......................................................................................................................24

7) Análisis de sensibilidad ......................................................................................................24

8) Escenarios alternativos de evaluación ...............................................................................26

a) Escenario Inercial ...........................................................................................................26

b) Escenario de evolución a Investment Grade ..................................................................27

c) Escenario de reversión a la media histórica ...................................................................27

d) Análisis de los escenarios ..............................................................................................28

9) Análisis del financiamiento .................................................................................................28

a) Supuestos principales de la deuda .................................................................................28

b) Deuda en tasa de descuento Vs. Deuda en el flujo ........................................................28

c) Flujo de fondos después de intereses ............................................................................29

d) Escenarios alternativos de financiamiento ......................................................................29

10) Análisis de riesgo ...............................................................................................................30

a) Caso base ......................................................................................................................31

b) Escenario Inercial ...........................................................................................................31

c) Escenario Evolución a Investment grade ........................................................................31

d) Escenario Reversión a media histórica ...........................................................................32

11) Conclusiones y recomendaciones ......................................................................................32

12) ANEXOS ............................................................................................................................34

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1) Definición y justificación del proyecto

a) Definición del proyecto

Este documento tiene como objetivo la valuación de un proyecto de generación de energía de base eólica, ubicado en el departamento de Gaiman de la provincia del Chubut. El proyecto contara con una capacidad instalada de 150 Mw de potencia y se tomara como marco el programa Renovar 2.0, siendo simuladas las condiciones exigidas por este programa.

b) Enfoque y supuestos principales para el análisis

El proyecto será analizado desde un punto de vista privado, teniendo como principal objetivo la maximización del valor para el accionista. Se estructura societariamente de forma independiente a estructuras societarias previas, simulando la creación de una S.A. cuyo único objetivo social será la generación de energía de base eólica para ser comercializada. La energía eléctrica producida será entregada en su totalidad a Cammesa S.A. y se simularan las condiciones de contratación del programa Renovar 2.0, siendo el punto más importante que los precios de venta de la energía eléctrica para los 20 años

Rio Negro

Santa Cruz

CHUBUT

Departamento de

Gaiman

Figura 1. Vista satelital de la Provincia del Chubut - Argentina

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después de puesto en marcha el proyecto serán conocidos en el momento de la licitación.

c) Descripción de la situación actual

i) Potencial productivo

Existe en la Patagonia Argentina un potencial de generación energética con base eólica

masivo. La calidad del viento y la vasta extensión de su terreno hacen que sea

reconocida a nivel mundial como el área con mayor potencial para desarrollar futuras

explotaciones de generación eléctrica de base eólica. [Anexo 1]

ii) Marco Legal energías renovables en Argentina

En el año 2015 el Congreso de la Nación de la República Argentina reformo el régimen

nacional de fomento para la generación de energía eléctrica mediante fuentes

renovables, Ley 27.191 [Anexo 2], en la cual se especifican múltiples beneficios para los

productores de energía de fuente renovable, como la amortización acelerada de activos,

devolución anticipada del IVA y objetivos específicos para el mix de consumo, renovable

y no renovable, de los usuarios de la red nacional de energía. Este último punto es de

gran importancia para cualquier proyecto de generación de energía mediante fuentes

renovables, ya que fija objetivos relativamente altos en función al mix de energía desde

el que parte la Argentina, siendo aportado por energías renovables solo un 2% del total

producido en 2016, y teniendo como objetivo que, para 31 de diciembre del año 2025, el

20% de la energía consumida a nivel nacional debe ser generada por medios

renovables. Además se plantea un cronograma gradual de adopción de energías

renovables que exige el 8% para diciembre de 2017, el 12% para diciembre de 2019, el

16% para diciembre de 2021 y el 18% para diciembre de 2023. Estos objetivos

especificados en la ley le otorgan clara prioridad al consumo de energías renovables por

sobre cualquiera de las otras fuentes de generación.

iii) El programa Renovar 2.0 El programa Renovar 2.0 ofrece la posibilidad de competir en una licitación abierta [Anexo 3] con otras empresas que tengan proyectos de generación de energía renovable para adjudicarse precios para la energía eléctrica generada por la empresa en los próximos 20 años. La mecánica implica que la empresa interesada licita un precio fijo de referencia que luego será multiplicado por distintos factores, fijados previamente en el pliego de licitación, para obtener como resultado los precios de venta para cada uno de los 20 años del contrato. En esta ronda del programa se licitaran 1200 MW de potencia, que serán divididos por tipo de fuente utilizada y por el lugar geográfico donde se planea localizar la explotación, a continuación se detallan las restricciones según ambas variables:

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Tecnología Eólica Solar Biomasa Biogás Biogás de

relleno sanitario

PAH

Potencia requerida por

tecnología 550 MW 450 MW 100 MW 35 MW 15 MW 50 MW

Potencia requerida por

región

Comahue 200 MW Patagonia 200 MW Buenos Aires 200 MW Resto Eólica 100 MW La sumatoria de Comahue, Patagonia y Buenos Aires no podrá superar los 450 MW

NOA 200 MW Cuyo 200 MW Resto Solar 100 MW La sumatoria de NOA y Cuyo no podrá superar los 350 MW

N/A N/A N/A N/A

Fuente: Ministerio de energía y minería

A su vez, se establece para cada fuente de generación de energía un precio máximo de adjudicación para calificar en la licitación de renovar 2.0:

Tecnología Eólica Solar Biomasa Biogás Biogás de relleno

sanitario PAH

Precio Máximo de Adjudicación (en US$/MWh)

56.25 57.04 110 160 130 105

Fuente: Ministerio de energía y minería-----------

2) Estudio de Mercado

a) Marco legal mercado de electricidad en Argentina El Sistema eléctrico argentino se encuentra encuadrado bajo la ley 24.065 [Anexo 4], la misma establece los lineamientos para el funcionamiento del sistema de generación, transporte y distribución de energía eléctrica. La ley tiene prevista la creación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en el cual interactúan los distintos actores del mercado, los generadores, los transportistas, los distribuidores y los grandes usuarios. El objetivo final de esta ley era la creación de un mercado de energía eléctrica moderno y competitivo, con monopolios regulados y tarifas competitivas.

Cuadro 1. Potencia licitada Renovar 2.0

Cuadro 2. Precios máximos por tecnología de producción

8

Fuente: Elaboración propia en base a ley 24.065 ------

b) Generadores El rol de los generadores consiste en producir y entregar energía a un gran usuario o una línea de alta tensión operada por un transportista para ser posteriormente vendida a un distribuidor o un gran usuario. El sector está relativamente atomizado, dedicándose más de 50 empresas a este. La mayoría de las empresas que generan energía son privadas, tienen una capacidad instalada muy heterogénea que va desde pequeños operadores de plantas de ciclo combinado hasta grandes represas hidroeléctricas, y utilizan distintas fuentes de generación de energía, principalmente la térmica (gas natural y combustibles líquidos). El sistema prioriza el transporte y utilización de la energía proveniente de fuentes que no son controlables y/o minimiza el costo de abastecimiento a la demanda, como la fotovoltaica, la eólica y la hidráulica, por ejemplo, lo que implica que todo lo generado por el parque eólico será automáticamente comprado y consecuentemente volcado a la red eléctrica. La potencia instalada de la sumatoria de todos los generadores en Argentina supera los 32 GW y hasta agosto de 2017 [Anexo 5] la electricidad fue producida por las siguientes fuentes:

Figura 2. Diagrama del sistema eléctrico argentino

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Fuente: Cuadro confeccionado en base a información extraída del ministerio de energía y minería

c) Transportistas El sector de transportistas se divide en dos, en primer lugar está el Sistema de transporte de energía eléctrica de alta tensión (STAT), cuyo único operador es Transener S.A., quien transporta la energía desde distintas regiones del país mediante líneas de alta tensión de 220 a 500 kv. La energía entregada es luego manejada por los operadores del Sistema troncal de distribución (abreviado “ST”), quienes están divididos por regiones y son los que finalmente se encargan de entregar la energía a la distribuidora correspondiente mediante líneas de 220, 132 y 66 kv. Cabe aclarar que los transportistas no le compran la electricidad a los generadores para luego revenderla, sino que financian sus actividades cobrando una tarifa de transporte directamente a los distribuidores.

d) Distribuidores Los distribuidores cumplen el rol de entregar la energía a los consumidores finales, es un sector con claras características de monopolio natural, por lo cual el estado decide regularlo de forma tal que cada compañía opera sobre una región designada, siendo estas normalmente provincias, pero también existen regiones correspondientes a municipios y una división especial del área metropolitana de la Ciudad de Buenos Aires.

e) Grandes usuarios Se considera como gran usuario a las empresas que contratan directamente a un generador o un distribuidor para que abastezca su necesidad de consumo de energía eléctrica. Existen tres categorías de grandes usuarios, los Grandes Usuarios Mayores (GUMAs), quienes deben comprar el 50% de su demanda mediante contratos de

67,80%

26,80%

3,60% 1,80%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Generacion neta MEM

Cuadro 3 - Fuentes de generacion electrica

Fosil Hidraulica Nuclear Renovable

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suministros, los Grandes Usuarios Menores (GUMEs) y los Grandes Usuarios Particulares (GUPAs), estos dos últimos deben comprar la totalidad de su demanda mediante contratos de suministro.

f) Comportamiento histórico de la demanda y producción

El consumo de energía ha crecido sostenidamente en los últimos 15 años, estando esté potenciado principalmente por el crecimiento del PBI y por la distorsión en los precios relativos de la electricidad en los últimos 10 años debido a tarifas que evolucionaron muy por debajo de la inflación. La importación de energía es relativamente baja (el promedio de importación de los últimos 5 años es menos del 1% de lo consumido en promedio en los últimos 5 años) y se realiza únicamente por falta de generación de energía local. La exportación de energía es mínima, siendo el promedio de los últimos 5 años solo 121 GWh (menos del 0,01% de lo producido en promedio en los últimos 5 años). [Anexo 6] Teniendo en cuenta que la demanda de energía va a continuar creciendo a un ritmo similar al PBI, que es muy complejo importar energías renovables, que la utilización de la capacidad instalada del sector es plena, y los objetivos de mix de energía renovable sobre energía total fijados por el Estado Argentino, se puede afirmar que la demanda del producto será sostenida en el largo plazo. En relación al precio de la electricidad el mismo será fijado en función a los parámetros que explicita el pliego del programa renovar 2.0, el cual el proyecto utiliza como marco, y al precio de adjudicación de la subasta, para el cual se utilizara como precio de referencia el precio promedio adjudicado a la energía eólica en la región de la Patagonia en el programa Renovar 1.5. El mismo se encontró en USD 53.47 por MW. Los otros parámetros fijados por el pliego son el factor de incentivo y el multiplicador del precio adjudicado, lo que se utiliza para componer un precio final específico para cada periodo de análisis en el plazo del contrato de compra ofrecido por la licitación, en este caso implica un horizonte de 20 años.

3) Estudio técnico

El proyecto necesita de tres elementos para poder ser viable técnicamente. Lo primero que hay que considerar a la hora de analizar este tipo de proyecto es la ubicación en la cual se va desarrollar la explotación. Como condiciones fundamentales el lugar debe contar con una media anual de velocidad de viento superior a 6.5 m/s y se debe poder acceder a una línea de alta tensión que conecte el parque al sistema de distribución nacional. En el siguiente cuadro se puede apreciar el mapa de vientos de la Patagonia Argentina, que indica la velocidad aproximada promedio del viento en cada región:

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La zona elegida para localizar el proyecto se encuentra en el departamento de Gaiman, Provincia de Chubut, teniendo la posibilidad de seleccionar un predio entre el kilómetro 93 y el 125 de la ruta provincial número 25. La amplitud del predio va a depender de los aerogeneradores seleccionados, para el caso base se requerirá de un predio de aproximadamente 40 km2. Esta ubicación tiene varias ventajas, la primera y más importante es que esta en una zona relativamente elevada que presenta vientos promedios de 9 m/s. A su vez la zona tiene en su cercanía una línea de alta tensión que conecta el dique Florentino Ameghino a la red de distribución nacional [Anexo 7]. Conectar el parque directamente a la red mencionada significara evitar la construcción de una segunda red de alta tensión que conecte el parque con la red del transportista.

Figura 3. Mapa de vientos de la Patagonia Argentina

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Fuente: Google Maps

El segundo elemento a considerar son los aerogeneradores que van a ser utilizados; los mismos serán adquiridos a la empresa danesa VESTAS, que cuenta con más de 30 años de experiencia desarrollando e instalando generadores eólicos. Se hará foco en las plataformas de mayor potencial de generación de energía, específicamente las plataformas de 3 y 4 MW [Anexo 8]. A su vez, los aerogeneradores seleccionados dentro de estas plataformas deberán ser capaces de soportar vientos de clase IEC 1, por lo cual la elección se ve limitada a uno de los siguientes cinco modelos de

Figura 4. Imagen satelital de la potencial localización del parque

Cuadro 4. Aerogeneradores con capacidad IEC 1

Fuente: Vestas Wind Systems

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generadores: Por último, se precisa la fabricación de una estación que transforme el voltaje de la energía extraída del parque y la conecte con la red de energía nacional. Esta obra civil es la de menor complejidad de todo el conjunto y será subcontratada a una empresa local con un contrato que asegure su construcción.

4) Otros estudios relevantes

La ley provincial N°5541 requiere realizar un estudio de impacto ambiental, cuyos lineamientos son especificados en la guía del Anexo IV del Decreto N° 185/2009.

Se requiere un estudio técnico de la red eléctrica de alta tensión a la cual será conectado el parque para garantizar su correcto acople y funcionamiento.

Estudio de vialidad Nacional y provincial para el uso de las rutas RN°3 y RP°25, por las cuales serán trasladados los insumos.

Certificaciones de servidumbres de paso para ampliación de la conexión eléctrica (ENRE Res.122/2014)

5) Flujo de fondos relevantes: Caso base

a) Beneficios y costos relevantes

i) Inversión inicial

Para determinar la inversión inicial primero se debe evaluar los aerogeneradores que fueron preseleccionados en la sección técnica. La metodología que será utilizada para realizar la evaluación buscara encontrar el aerogenerador con la menor inversión inicial por MWh producido, definida como “Costo por aerogenerador / Output real anual por aerogenerador”, el modelo que minimice esta métrica será el que genera mayor valor para el proyecto debido a que el output real es el driver de tanto los ingresos operativos como los gastos operativos subsiguientes, siendo el margen operativo constante y la capacidad instalada una variable objetivo fijada en 150 MWh. En primer lugar se determinara el costo por aerogenerador. Este monto no es público, por lo que se va a confeccionar un costo estándar por MW teórico con cifras de inversión dadas a conocer por organizaciones que ya instalaron un parque eólico o están avanzadas en la etapa de planificación de un parque eólico en Argentina, las mismas serán ajustadas según la opinión de expertos en la industria para reflejar el valor actual del aerogenerador. Una vez determinado el costo por MW teórico se definirá el aerogenerador con mayor similitud a la muestra obtenida para la construcción del caso base y luego se ajustara el mismo para determinar el costo de los otros modelos. No será aplicado directamente un costo por MW promedio a todos los aerogeneradores bajo análisis ya que la adopción lineal del costeo distorsionaría la ganancia de eficiencia por escala de los aerogeneradores más potentes.

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Parque Localizacion Año Modelo

Aerogenerador Potencia

Costo por MW de potencia

Parque eólico Rawson N.E. Chubut 2011 Vestas V90 1.8 MW 77.4 MW $ 1,682,918

Ampliación P.E. Rawson N.E. Chubut 2018 Vestas V90 2 MW 24.0 MW $ 1,666,667

Loma Blanca VI N.E. Chubut 2012 Alstom 3MW 51.0 MW $ 1,805,000

Chubut norte y otros N.E. Chubut 2018 N/A 76.0 MW $ 1,315,789

ALUAR - P.E. Madryn N.E. Chubut 2018 Vestas V126 3.45 mw 510.0 MW $ 1,598,039

YPF - P.E Manantiales Behr Sur Chubut 2018 Vestas V112 3.45 mw 103.5 MW $ 1,449,275

La Castellana Sur BsAs 2018 N/A 147.0 MW $ 1,462,585

Parque Eólico Corti Sur BsAs 2018 Vestas V126 3.45 mw 100.0 MW $ 1,400,000 Fuente: Elaboración propia en base a noticias publicadas en medios de comunicación – Anexo 9

En función a la muestra recolectada y a la preselección de aerogeneradores realizada, el modelo base seleccionado será el V90 3MW, ya que es el más similar a los modelos utilizados en donde será instalado el parque. El costo por MW teórico será la media del costo de los aerogeneradores instalados en el N.E del Chubut, ascendiendo este a USD 1.613.000, haciendo que el costo total del aerogenerador tomado como base sea de USD 4.839.000. Una vez determinado el caso base se procederá a desagregar el costo para analizar que componentes del mismo son variables y en función a que ítems lo son. La composición fue tomada de dos estudios de costos internacionales [Anexo 10] y fue ajustada en función de la opinión de especialistas consultados. Una vez determinado el costo por aerogenerador se determinara la capacidad de producción anual de cada uno y se realizara la evaluación de los mismos.

(1) Aerogenerador

El 65% del costo total está destinado a la compra del aerogenerador, y a su vez este se puede subdividir en 3 subcategorías. En primer lugar se encuentra la turbina generadora, que aglomera el 45.7% de los costos del aerogenerador, es razonable vincular este costo con la capacidad teórica de MW producidos por el aerogenerador. En segundo lugar se encuentran las aspas, representando el 29.4% del costo del aerogenerador, en este caso utilizaremos el diámetro de las mismas para modelar el comportamiento de su costo. Finalmente se encuentra la torre donde se monta la turbina y las aspas, la misma deberá ser fabricada mediante un proceso más complejo en función del peso que necesite soportar. Para modelar el peso se eligió un promedio ponderado entre el diámetro de las aspas (con un ponderador del 50%) y los MW teóricos de la turbina (con un ponderador de 50%).

(2) Obra civil

Cuadro 5. Costo parques eólicos comparables

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Representa un 15% del costo total, este valor es particularmente alto con respecto a otros países debido a particularidades de la mano de obra del sector en Argentina. Dentro de esta categoría se encuentra el costo de preparación del sitio, la construcción de caminos y otra infraestructura necesaria, la construcción de la base de concreto, el transporte de los componentes del aerogenerador y la instalación del mismo en el sitio. Cuando es analizado el impacto del cambio de modelo de generador, se observa que estos costos se comportan en función a la cantidad de aerogeneradores, al aumentar la cantidad de MW teóricos por aerogenerador, se precisan menos de estos para llegar a los 150 MW objetivo del parque, por lo cual se precisan menos caminos, menos bases y menos instalaciones. En función de esto se considera razonable suponer que este costo no depende del modelo de aerogenerador sino de la cantidad de los mismos que va a ser instalada.

(3) Red interna, transformación y conexión a la red de alta tensión

Esta categoría representa el 12% del costo total, incluye la estación transformadora que eleva la tensión de la electricidad para poder conectarse a la red de alta tensión del transportista y la red interna que conecta los molinos con la estación trasformadora. En este caso también se observan ganancias por la disminución de la cantidad de aerogeneradores en el parque, siendo necesaria menor extensión de cables gracias a la cercanía de los mismos a la central transformadora. Por lo tanto se considera razonable que se vincule este costo a la cantidad de aerogeneradores en el parque.

(4) Otros Costos

Dentro de esta categoría se encuentran un abanico de costos menores que agregados representan el 8% del costo total. Estos costos están relacionados con la obtención de permisos, el pago de honorarios a profesionales consultados y la instalación de los sistemas de monitoreo, entre otros. Se considerara que estos costos están vinculados al número de aerogeneradores en el parque.

(5) Modelo de valuación resultante

En función a lo expuesto anteriormente la fórmula utilizada para aproximar el costo unitario del aerogenerador es la siguiente: CA = $TUCB x MWTA / MWTB + $ACB x LAMA / LAMB + $ TOCB x (65% x MWTA / MWTB + 35% LAMA / LAMB) + $OCI + $RTC + $OCO CA = Costo por aerogenerador modelizado. $TUCB = Costo de la turbina en el caso base, en USD. MWTA = MWh teóricos aerogenerador modelizado. MWTB = MWh teóricos aerogenerador base. $ACB = Costo de las aspas en el caso base, en USD. LAMA = Longitud de las aspas en metros para el aerogenerador modelado. LAMB = Longitud de las aspas en metros para el aerogenerador base. $TOCB = Costo de la torre en el caso base, en USD. $OCI = Costo obra civil en el caso base, en USD. $RTC = Costo red interna, transformación y conexión en el caso base, en USD.

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$OCO = Otros costos en el caso base, en USD. Aplicando esta fórmula se llegan a los resultados detallados en el cuadro subsiguiente.

Modelo Aerogenerador V90 3MW V105 3.45 MW V112 3.45 MW V117 3.45 MW V117 4.2 MW

Potencia teórica 3.00 MW 3.45 MW 3.45 MW 3.45 MW 4.20 MW

Largo de aspa (Metros) 44 51 55 57 57

Aerogeneradores requeridos 50 43 43 43 36

Potencia instalada final parque 150.00 MW 148.35 MW 148.35 MW 148.35 MW 151.20 MW

Costo Unitario Aerogenerador $ 4,839,000 $ 5,315,331 $ 5,433,205 $ 5,492,142 $ 5,942,229

CAPEX Total $ 241,950,000 $ 228,559,249 $ 233,627,815 $ 236,162,098 $ 213,920,255 Fuente: Elaboración propia

(6) Output real por generador

Para calcular el output real del generador se requieren datos de la velocidad del viento observados en el área donde se va a localizar el parque e información que vincule la velocidad con una medida de generación de energía. Para el modelo de aerogenerador que fue electo como base, la información provista por el fabricante acerca de su desempeño vincula las distintas velocidades del viento con el output real en KW/h para esa velocidad. Por ende para calcular la producción anual de energía se requiere determinar cuántas horas por intervalo de velocidad de viento se observan por año. Para realizar este cálculo se utilizara como punto de partida la velocidad promedio del viento de 9 m/s, que corresponde a lo observado en la región en la que se localizara el parque según el mapa de vientos. En función de esta velocidad promedio, se desagrega la distribución estadística con la cual se simularan las horas disponibles por intervalo de velocidad de viento. La distribución más adecuada para simular el comportamiento de la velocidad del viento es la distribución de Weibull, la misma es una distribución que se encuentra en este caso en el campo de los números positivos, y depende de dos parámetros, Alpha y Beta. El alpha utilizado usualmente para realizar estimaciones de la velocidad del viento es de dos, lo que hace que la función de densidad de probabilidad tenga una leve asimetría derecha. Una vez determinado el Alpha, se busca un valor para el parámetro beta que corresponda con el promedio de la velocidad del viento 9 m/s, siendo 10,162 el valor en este caso. Ya determinada la distribución se procede a calcular la probabilidad de ocurrencia de cada intervalo de velocidad de viento, se utilizaran intervalos de 1 m/s para realizar este cálculo. Una vez que se determina la probabilidad asociada a cada intervalo, se procede a calcular el número de horas anuales de viento correspondiente a cada intervalo de velocidad de viento. Se utilizan 8760 hs para un año estándar. Al obtener el número de horas anuales de cada velocidad del viento se puede calcular con la curva de potencia provista por el fabricante, el número de MWh producidos por el aerogenerador durante un año en condiciones óptimas, sin paradas de mantenimiento. En la sección siguiente se modificara este supuesto para simular la explotación real del parque. En los cuadros que se detallan debajo se pueden

Cuadro 6. Costos por modelo de aerogenerador

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observar los números correspondientes a cada intervalo, así como la gráfica de la distribución, siendo 11.742 MWh la producción anual del aerogenerador.

Fuente: Elaboración propia

Cuadro 7. Output detallado Aerogenerador

Figura 5. Distribución de probabilidad de Weibull resultante (9 m/s K=2)

18

Fuente: Elaboración propia

Para los otros modelos de aerogeneradores preseleccionados el fabricante provee información ya procesada con el método desarrollado en los párrafos anteriores, indicando el output simulado con una distribución Weibull con los mismos parámetros que fueron utilizados en esta sección. Los últimos dos conceptos que se utilizaran para calcular la producción real de cada generador serán el efecto de las paradas de mantenimiento y el efecto estela provocado por el parque mismo. En el primer caso, las paradas programadas y no programadas de mantenimiento disminuyen en promedio un 2% de la producción anual de energía de cada aerogenerador. En el segundo caso, el efecto estela es producido por la disminución de la calidad del viento que se produce cuando los aerogeneradores se aglomeran, ya que la estructura de los mismos aerogeneradores genera un obstáculo para el viento, disminuyendo su calidad y produciendo que los aerogeneradores que reciben el viento posteriormente reduzcan su capacidad de generación de electricidad. En el caso del parque analizado, se supone que el efecto estela para 50 molinos V90 disminuiría en un 5% la producción total de electricidad del parque, mientras que para los otros modelos será menor, debido a que habrá una menor cantidad de aerogeneradores repartidos en un área fija. Cabe destacar que estos dos efectos que multiplican entre ellos, ya que técnicamente el mantenimiento disminuye la producción real de energía, no la teórica. En la tabla siguiente se puede observar los MWh generados por cada modelo, tanto en condiciones óptimas como ajustados por los efectos previamente descriptos.

Modelo Aerogenerador

V90 3MW

V105 3.45 MW

V112 3.45 MW

V117 3.45 MW

V117 4.2 MW

Coeficiente de ajuste 93.10% 93.79% 93.79% 93.79% 94.47%

Efecto estela -5.0% -4.3% -4.3% -4.3% -3.6%

Mantenimiento -2.0% -2.0% -2.0% -2.0% -2.0%

Fuente: Elaboración propia .

(7) Modelo de Aerogenerador seleccionado

Finalmente se procederá a combinar las variables de costo total y producción real para obtener un indicador inclusivo que indique cual es el aerogenerador óptimo para esta explotación:

Modelo Aerogenerador V90 3MW V105 3.45 MW V112 3.45 MW V117 3.45 MW V117 4.2 MW

CAPEX $241,950,000 $ 228,559,249 $ 233,627,815 $ 236,162,098 $213,920,255

Producción anual teórica 586.710 MW 636.400 MW 670.800 MW 688.000 MW 648.000 MW

Producción anual ajustada 546.227 MW 596.854 MW 629.116 MW 645.248 MW 612.179 MW

Capacity factor resultante 41.6% 45.9% 48.4% 49.7% 46.2%

CAPEX por MW producido $ 443 $ 383 $ 371 $ 366 $ 350

Cuadro 8. Coeficiente de ajuste por Aerogenerador

Cuadro 9. Comparación de modelos de Aerogeneradores

19

Fuente: Elaboración propia . En función a los resultados de la tabla precedente se puede concluir que el modelo de aerogenerador que maximizara el valor del proyecto es el V117 de 4.2 MW.

ii) Ingreso por venta de energía

El ingreso por venta de energía se obtiene calculando la producción estándar de MWh por año del parque, multiplicado por los distintos componentes del el precio de venta final para cada periodo. El precio por MWh de energía vendida para cada periodo se obtiene con la siguiente formula base:

Precio adjudicado x Coeficiente por año de producción x Factor de incentivo del año El precio de adjudicación es la única variable que va a ser supuesta en este caso, los otros factores están explicitados en el pliego Renovar 2.0. Se tomara como supuesto que el precio adjudicado será igual al promedio adjudicado para energía eólica del programa renovar 1.5, que fue USD 53.47 por MWh [Anexo 12] Una vez determinados estos inputs se aplica la formula base y se obtiene el precio de venta para cada periodo que se puede apreciar en la tabla debajo, siendo el promedio del mismo USD 64.65 por MWh

Año 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

USD/MWh 62.5 63.6 64.7 65.8 64.0 65.1 66.2 64.3 65.4 66.5

Año 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

USD/MWh 64.4 65.5 66.6 67.8 68.9 63.1 64.2 65.3 59.0 60.0


Una vez obtenidos los precios para cada periodo, se multiplican por la producción anual real estimada del parque, obteniendo los ingresos por ventas de energía que se observan en el siguiente cuadro:

Año 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

MM USD 38.3 38.9 39.6 40.3 39.2 39.9 40.5 39.4 40.0 40.7

Año 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

MM USD 39.4 40.1 40.8 41.5 42.2 38.6 39.3 40.0 36.1 36.7


Cuadro 10. Precios de venta de la energía generada por año

Cuadro 11. Ingresos del parque por año.

20

iii) Gastos de mantenimiento Aerogeneradores

El mantenimiento de los aerogeneradores será llevado a cabo por la compañía proveedora de los mismos e incluye los costos ordinarios y repuestos asociados al desgaste del generador, lo que garantiza el correcto funcionamiento de los aerogeneradores en el tiempo. En contrapartida se deberá pagar un canon anual por cada aerogenerador operado, para el modelo seleccionado se estima en 100.000 USD por aerogenerador. El contrato con la empresa fabricante también incluye la indexación de este costo por la tasa de inflación mayorista estadounidense (Producer Price Index – Industrial Commodities). Se asume una hipótesis de tasa anual de indexación del 2% anual.

iv) Gastos de operación

Los gastos operativos (OPEX) consisten en seguros, mantenimiento general del predio (Exceptuando los aerogeneradores), gastos de vigilancia y de personal. Se asume que estos costos están vinculados a la cantidad de MWh reales producidos anualmente en el parque; según parámetros internacionales estos costos ascienden hasta 3,5 UDS por MWh producido, por lo que se multiplicara lo que se estima producir realmente en el parque para obtener el gasto anual total. Estos costos también serán indexados por la inflación mayorista estadounidense.

v) Ingresos brutos

El impuesto a los ingresos brutos es de carácter provincial y se calcula aplicando una alícuota, en este caso 3%, a los ingresos por generación de energía del parque

vi) Impuesto a los débitos y créditos

El impuesto sobre los débitos y créditos se aplica sobre cada transacción bancaria que realiza la empresa, siendo este de 0.6% por caso.

vii) Margen EBITDA / Ventas

Después de calcular el ingreso y los gastos operativos, se puede calcular el margen EBITDA del proyecto. Es interesante destacar que el mismo se va reduciendo desde 81.5% en el primer año hasta 73.8% en el año 20, debido a que los precios se mantienen relativamente constantes en todo el periodo examinado, pero los gastos de mantenimiento y operación suben paulatinamente gracias a la indexación de los mismos.

viii) Depreciaciones y amortizaciones

La normativa legal permite la depreciación acelerada de los aerogeneradores y obra civil vinculados al proyecto, pudiendo amortizar los activos en el lapso de 10 años. En este apartado se produce un efecto interesante que hasta el momento no había influido en el proyecto. Todos los ingresos y gastos vinculados hasta el momento se encuentran en dólares estadounidenses, incluyendo la inversión inicial determinada en

21

el primer punto de este apartado. Sin embargo la legislación argentina exige que los activos se incorporen al balance de la sociedad en pesos, al tipo de cambio existente al momento de ser efectuada la transacción. Por este motivo se realizaron proyecciones del tipo de cambio Peso/USD para el horizonte temporal del proyecto. Se supone que en los primeros 10 años de la explotación el peso se depreciara sistemáticamente con respecto al dólar, cada vez a una tasa más baja, para converger en el año 11 a un tipo de cambio de equilibrio que será utilizado por el resto del proyecto. Se puede observar en la tabla siguiente los distintos tipos de cambio utilizados, partiendo del tipo de cambio de diciembre de 2017, que fue extraído del contrato a futuro del ROFEX para esa fecha.

Año 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 +2028

% Depreciación 15.0% 12.0% 10.0% 8.0% 6.0% 5.0% 4.0% 3.0% 2.0% 1.0% 0.0%

Peso/USD 18.670 21.5 24.0 26.5 28.6 30.3 31.8 33.1 34.1 34.7 35.1 35.1


Para la inversión inicial de este proyecto se supone que la misma será ingresada al activo de la sociedad de forma lineal durante el año 2018, por lo cual se calculó el tipo de cambio correspondiente a cada mes del año y luego se totalizo el monto en pesos, llegando a un activo amortizable de $ 4.311.468.123 y a un monto de $ 431.146.812 de amortización anual. Una vez determinado el monto anual de amortización en pesos, se corresponderá a calcular su equivalente en la moneda de valuación utilizada, dólares estadounidenses. Se puede observar en el siguiente cuadro que la depreciación anual en dólares tiene menor potencia a medida que la depreciación del peso se intensifica, siendo este efecto similar a haberle realizado un préstamo en pesos a una tasa del 0% al fisco argentino.

Año 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

D&A en miles de USD

$17,929 $16,299 $15,092 $14,238 $13,560 $13,038 $12,659 $12,410 $12,287 $12,287


ix) Impuesto a las ganancias

El impuesto a las ganancias de las sociedades está fijado en 35% a pagar a año vencido, la sociedad que se constituye abrirá sus ejercicios contables el 1ro de enero y los cerrara el 31 de diciembre de cada año, debiendo abonar este impuesto en mayo del año posterior al cierre de ejercicio. Las sociedades también deben tener en cuenta que se deben abonar anticipos de este impuesto, que son calculados según la ganancia del ejercicio anterior. Para simular estos efectos, se realizaron los cálculos correspondientes al impuesto teórico a pagar en el año vencido, las cuotas de anticipo pagadas en el correr del año y el saldo final que se debe pagar si es que los anticipos no superaron el impuesto calculado para el año. El resultado más destacable de este mecanismo es que no se deberá abonar impuesto a las ganancias hasta el segundo año de la puesta en marcha del parque.

Cuadro 12. Tipo de cambio Peso / USD proyectado

Cuadro 12. Depreciaciones y amortizaciones proyectadas en USD

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x) Capital de trabajo

El capital de trabajo estará determinado por el monto de venta de energía y por los montos de gastos operativos y de mantenimiento, se suponen que las ventas se cobran en 60 días y los gastos se pagan en 30 días. La evolución del capital de trabajo neto será utilizada para calcular el flujo de fondos libre del proyecto.

xi) Calculo perpetuidad

Gracias a contar con el mantenimiento oficial de la empresa proveedora de los aerogeneradores, se calcula que los mismos estarán aptos para la producción de energía eléctrica siempre y cuando el mantenimiento sea realizado correctamente. Para realizar el cálculo del valor terminal del proyecto, se supone que los aerogeneradores continuaran generando la misma cantidad de energía anualmente y esta será vendida al precio spot en el Mercado Eléctrico Mayorista de la Argentina. Se va a suponer que el precio de la energía eléctrica en el futuro estará a valores internacionales, siendo el precio de la misma estimado por el departamento de energía de los estados unidos para 2038 de 53.59 USD por MWh. [Anexo 11] Una vez obtenidos los precios y cantidades se procederá a calcular el ingreso anual de la perpetuidad y a restar los gastos relacionados con el mantenimiento de los aerogeneradores, los gastos operativos y los impuestos. Cabe destacar que no se incorporan amortizaciones al flujo debido a que los aerogeneradores y la obra civil ya están amortizados y no se contempla inversión extra en activos fijos. Finalmente se obtiene un flujo de USD 15.154.759 para los años subsiguientes, para

determinar su valor actual se utilizara el modelo de perpetuidad con crecimiento,

utilizando la tasa de interés requerida por el accionista, menos la tasa de inflación

proyectada, ya que se supone que tanto el precio de la energía eléctrica como los

costos de producción seguirán la misma tendencia inflacionaria.

b) Free Cash Flow del proyecto

En función a lo elaborado en los párrafos anteriores, se determina el FCF puro del proyecto:

FCF Proyecto 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

MM USD -215.7 25.4 24.1 26.3 26.3 25.0 25.9 25.6 24.3 25.4

2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

25.2 24.1 17.5 20.8 21.1 21.5 18.4 20.6 19.8 16.5 170.5 Fuente: Elaboración propia

6) Evaluación del caso base

Para realizar la evaluación del proyecto desarrollado se estimara una tasa de descuento con el modelo tradicional de CAPM con la cual se descontaran el flujo de fondos libre del proyecto.

Cuadro 13. Flujo de fondos libre del proyecto

23

a) Determinación de la tasa de descuento

1. Modelo Tradicional CAPM [Anexo 13]

a. Tasa libre de riesgo (Rf): 5.18 % - Es la tasa resultante del promedio aritmético del rendimiento de los T-Bond entre 1928-2016.

b. Prima de riesgo (Rp): 4.54 % - Es la prima implícita en los rendimientos del indice S&P en el periodo 1928-2016 cuando se supone la tasa libre de riesgo determinada en el punto anterior.

c. Beta – Se utilizara el Beta unlevered corrected for cash de la Industria como representativa del riesgo operativo del proyecto – La industria es: Green & Renewable Energy

i. Beta levered = 1.14 ii. D/E promedio industria = 1.7438 iii. Beta unlevered = 0.43 iv. Beta unlevered corrected for cash = 0.47 v. D/E evaluación = 1 – Actualmente en Argentina los parques eólicos

se están financiando con entre 40% y 60% de deuda, por lo cual se tomara un 50% para evaluar la conveniencia del proyecto.

vi. Beta Levered proyecto = 0.7755 - Beta Unlevered x (1 + (1 – tasa impuesto a las ganancias) x D/E

d. Prima por riesgo pais: 454 pb – Promedio para Argentina de los últimos 2 años del índice EMBI+ realizado por JP Morgan.

i. No se realizaran ajustes por el diferencial de desvíos entre el equity internacional y el de Argentina debido a que el riesgo del proyecto está relacionado directamente con la capacidad del Estado Nacional Argentino de respetar el contrato del programa Renovar en el cual el proyecto es evaluado.

e. Ke Proyecto: 13.24% = 5.18 % + 4.54 % x 0.7755 + 4.54 %

2. Costo Deuda [Anexo 13]

a. Tasa libre de riesgo (Rf): 5.18% b. Risk Premium deuda = 12 pb por ratio D/E – El costo promedio actual es de

la deuda para este tipo de activos es de 4.62%, teniendo en cuenta que la tasa libre de riesgo actual es 2.53 % y que las empresas del sector tienen un apalancamiento promedio de 1.74 D/E, entonces se puede deducir que Risk Premium @ 1.74 D/E = 4.62% - 2.53% = 2.09% y por ende una tasa por unidad de D/E del proyecto de 2.09% / 1.74 = 1.20 %

c. Prima por riesgo país: 454 PB d. Kd Proyecto: 10.92 % = 5.18 % + 1.2 % x 1 + 4.54 %

3. WACC

a. El WACC nos determina el costo promedio ponderado del capital que tendrá que satisfacer el proyecto para ser viable económicamente.

b. WACC = Ke x We + Kd x (1-t) x Wd 10.17 % = 13.24 % x 50 % + 10.92 % x (1 - 35 %) x 50 %

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b) Evaluación La TIR del proyecto es de 10.6% y por su parte, en función de la tasa de descuento determinada, el VAN del proyecto es de 12,2 MM USD, por lo cual se recomienda realizar el proyecto bajo estas condiciones.

7) Análisis de sensibilidad Para evaluar los puntos críticos del proyecto y analizar si pueden ser modificados o si van a tener que ser considerados al momento de evaluar los riesgos, se realizaron análisis de sensibilidad sobre las variables sujetas a incertidumbre. Los resultados fueron los siguientes:

CAPEX - Base +

192.5 MMUSD 213.9 MMUSD 235.3 MMUSD

VAN 30.8 MMUSD 12.2 MMUSD -6.4 MMUSD

Delta CAPEX -10.0% 0.0% 10.0%

Delta VAN 18.6 MMUSD .0 MMUSD -18.6 MMUSD


Se puede observar que el CAPEX tiene un impacto muy importante sobre el valor del proyecto, tanto que movimientos relativamente moderados, del 10%, pueden llevar a hacer el proyecto muy rentable o a destruir completamente su capacidad de creación de valor. A priori, no se identifican acciones que permitan modificar el costo base del CAPEX, pero la variable va a ser tenida en cuenta en el momento de análisis de riesgos del proyecto.

MW año producidos

- Base +

550,961 612,179 673,396

VAN -12.2 MMUSD 12.2 MMUSD 36.6 MMUSD

Delta MW -10.0% 0.0% 10.0%

Delta VAN -24.4 MMUSD .0 MMUSD 24.4 MMUSD


Como se observa en el cuadro anterior los MWh producidos en cada año por el parque tienen un impacto muy importante sobre el valor del proyecto, superando el impacto del CAPEX. En función de esta observación, y si hubiese alguna duda con respecto a la velocidad promedio del viento en la región, sería conveniente realizar estudios adicionales sobre la zona que permitan determinar con mayor exactitud la distribución de probabilidad del mismo. Por otro lado esto implicaría demorar el proyecto y estar obligado a esperar a una nueva licitación del programa Renovar. En el caso de este proyecto, los cálculos de generación de energía se realizaron en función a parámetros relativamente conservadores (factor Beta de la distribución de Weibull = 2) y hay evidencia de parques eólicos en la misma zona que operan con factores de capacidad cercanos a los calculados en este caso. Sin embargo, es natural que la velocidad del viento en un año se aparte de la media histórica, esto puede generar inconvenientes en el proyecto, sobre todo en los primeros años cuando el proyecto es más vulnerable a

Cuadro 13. Sensibilidad CAPEX

Cuadro 14. Sensibilidad MW Año producidos

25

fluctuaciones de caja que puedan generar un problema de liquidez, por lo que se tendrá en cuenta esta variable cuando se analicen los riesgos del proyecto.

WACC - Base +

9.17% 10.17% 11.17%

VAN 35.5 MMUSD 12.2 MMUSD -6.8 MMUSD

Delta WACC - 100 BP 0.0% + 100 BP



La tasa de descuento del proyecto también tiene un impacto muy grande en el valor del mismo, mayor que el impacto del CAPEX pero menor que el de la producción anual. En secciones posteriores de este documento se diagramaran distintos escenarios que tienen en cuenta variables adicionales para determinar la tasa de descuento y evaluar en función de esto si el proyecto es rentable o no.

Precio adjudicacion

- Base +

$ 50.80 $ 53.47 $ 56.14

VAN 1.8 MMUSD 12.2 MMUSD 22.6 MMUSD

Delta Precio -5.0% 0.0% 5.0%



En cuanto a la variación del precio de adjudicación, en el cuadro precedente se puede observar que el impacto de esta variable es muy importante en el valor presente del proyecto, sin embargo al existir límites máximos para la variable explícitos en el pliego del proyecto Renovar, carece de sentido ampliar más que un 5% por banda la distribución de precios. Se puede notar que en el escenario donde el precio es más elevado, donde es muy cercano a los USD 56,25 máximos permitidos por el programa, el VAN del proyecto toma su mayor valor considerando solo la modificación de esta variable, por otro lado, se aumenta significativamente la probabilidad de que no le sea adjudicado el contrato de la explotación gracias al mecanismo de licitación. En cuanto a los escenarios donde el precio baja, estos pueden ser evitados enteramente por la empresa debido a que la misma controla el precio al cual suscribe a la licitación. En función de lo analizado en el párrafo anterior, carece de sentido incorporar esta variable al momento de realizar la evaluación de riesgos.

Precio Perpetuidad

- Base +

$ 48.23 $ 53.59 $ 58.95


Delta PP -10.0% 0.0% 10.0%



Cuadro 15. Sensibilidad WACC

Cuadro 16. Sensibilidad precio de adjudicación

Cuadro 17. Sensibilidad Precio energía a perpetuidad

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En este caso, se puede observar como las variaciones en el precio de la energía a partir del periodo 21 no afectan fuertemente al VAN, el cual permanece relativamente inalterado. En función a esta influencia poco significativa sobre el valor del proyecto esta variable no será tenida en cuenta cuando se evalúen los riesgos.

O&M y OPEX - Base +

$ 5,103,562 $ 5,670,625 $ 6,237,687


Delta MW -10.0% 0.0% 10.0%



Finalmente los gastos operativos y de mantenimiento fueron sumados para evaluar su impacto en el valor del proyecto debido a que una vez establecidos, ambos se indexan de la misma forma en toda la vida del proyecto. Igualmente las variaciones en los mismos no producen efectos significativos sobre el VAN del proyecto, por lo que estas variables no serán tenidas en cuenta cuando se evalúen los riesgos.

8) Escenarios alternativos de evaluación

En este apartado se describirán tres escenarios en los cuales se evaluara el proyecto. Los escenarios mantienen la misma estructura base de flujo de fondos, pero difieren en la aplicación de la tasa de descuento. En todos los casos la tasa de descuento se modificara todos los años hasta llegar a su valor de equilibrio. El primer componente que se analizara es la tasa libre de riesgo, la cual partirá para todos los escenarios del valor que se observa en el mercado en Septiembre de 2017, siendo la misma 2,53%. Este valor es muy bajo en comparación a lo que se observa si se promedian ciclos económicos completos, como se calculó en el apartado anterior. Esta singularidad, producida por la crisis financiera de 2007-2009, está siendo corregida paulatinamente por la Reserva Federal de los EE.UU. (FED), por lo que se asumirá que en un periodo de seis años esta tasa volverá a la media histórica, lo que implica una suba de aproximadamente 50 pb por año en los primeros seis años. En segundo lugar se analizara la prima por riesgo país, la misma va a tender a un punto de equilibrio distinto en cada escenario, pero en todos los casos se partirá de la prima observada en septiembre de 2017 y luego en cada escenario convergerá en un periodo de 7 años a una tasa que será, por hipótesis, de equilibrio para el resto del proyecto. Por último se considera que el beta unlevered corrected by cash y el Premium exigido por los acreedores serán los mismos para todos los escenarios y no tendrá variaciones en el tiempo.

a) Escenario Inercial

En este escenario, se supone que la prima por riesgo país evolucionara desde los 374 PB observados en septiembre de 2017 hasta alcanzar los 454 PB, que fueron los valores promedio observados en los últimos dos años y que corresponden a los tomados en el caso base planteado.

Cuadro 18. Sensibilidad O&M y OPEX

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La estructura de tasas de interés resultante es la siguiente:

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Rf 2.53% 3.03% 3.53% 4.03% 4.53% 5.03% 5.18% 5.18%

Rp 2.13% 2.13% 2.13% 2.13% 2.13% 2.13% 2.13% 2.13%

CRP 3.74% 3.85% 3.97% 4.08% 4.20% 4.31% 4.43% 4.54%

WACC 7.32% 7.83% 8.34% 8.84% 9.35% 9.86% 10.08% 10.17% Fuente: Elaboración propia

En este caso la tasa promedio de descuento para los 20 años es de 9,71 % y el VAN resultante es 24,9 MM USD, lo que presenta una mejora importante con respecto a los 12,2 MM USD observados en el caso base, dado gracias a las menores tasas de descuento en los primeros siete periodos en comparación este.

b) Escenario de evolución a Investment Grade

En este escenario se supone que la prima de riesgo país se reduce hasta llegar al 2%, nivel aproximado de un país considerado investment grade en Latinoamérica, como es el caso de la Republica de Perú.

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Rf 2.53% 3.03% 3.53% 4.03% 4.53% 5.03% 5.18% 5.18%

Rp 2.13% 2.13% 2.13% 2.13% 2.13% 2.13% 2.13% 2.13%

CRP 3.74% 3.49% 3.24% 2.99% 2.75% 2.50% 2.25% 2.00%

WACC 7.32% 7.53% 7.74% 7.95% 8.15% 8.36% 8.28% 8.07%

Fuente: Elaboración propia . En este escenario la tasa promedio de descuento es de 8.02 % y el VAN del proyecto resultante es de 69.7 MM USD. Esto se da gracias a que la tasa de descuento es baja durante todo el proyecto y que cuando se realiza el cálculo del valor terminal también se utiliza una tasa relativamente baja, por lo que el resultado final es sensiblemente mayor.

c) Escenario de reversión a la media histórica

En este escenario se supone que la prima de riesgo país sufrirá una reversión hasta el nivel promedio observado entre octubre de 2005 y octubre 2017, de 696 puntos básicos.

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Rf 2.53% 3.03% 3.53% 4.03% 4.53% 5.03% 5.18% 5.18%

Rp 2.13% 2.13% 2.13% 2.13% 2.13% 2.13% 2.13% 2.13%

CRP 3.74% 4.20% 4.66% 5.12% 5.58% 6.04% 6.50% 6.96%

WACC 7.32% 8.12% 8.91% 9.70% 10.49% 11.28% 11.79% 12.17%

Cuadro 19. Evolución tasa de descuento escenario inercial

Cuadro 20. Evolución tasa de descuento escenario Investment Grade

Cuadro 21. Evolución tasa de descuento escenario Reversión a media

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En este escenario la tasa de descuento promedio asciende a 11.33 % y el VAN resultante es -2,8 MM USD, lo que produciría que se revierta la decisión de inversión y no sea recomendable invertir en el proyecto.

d) Análisis de los escenarios

En función a lo analizado en los puntos anteriores, el proyecto analizado es viable económicamente en el escenario base y en dos de los tres escenarios alternativos que fueron diagramados. Si se le asignaran probabilidades idénticas a cada uno de los tres escenarios alternativos, la decisión de inversión sería proceder con el proyecto.

9) Análisis del financiamiento

a) Supuestos principales de la deuda En este apartado se analizara como impacta el financiamiento en el valor del proyecto. Como en los apartados anteriores, primero se generara un caso base, con tasas de descuento lineales y luego se plantearan distintos escenarios con tasas de descuento que convergen en un equilibrio de largo plazo. En todo momento se va a suponer que la empresa puede elegir libremente su nivel de endeudamiento y que todos los prestamos utilizados serán estructurados con cupón anual y sin amortización de capital. Se sintetizara una tasa de interés de deuda para el proyecto analizado en función de la tasa libre de riesgo, la prima de riesgo para la deuda de este tipo de activos y la prima de riesgo país.

b) Deuda en tasa de descuento Vs. Deuda en el flujo

Hasta este punto, para realizar la valuación del proyecto, se tomaron los FCF del mismo y fueron descontarlos al promedio ponderado del costo del capital empleado. Esta metodología de valuación tiene implícito el supuesto de que todos los intereses de la deuda se pueden descontar de impuestos en el momento en el cual dicha deuda es generada. Debido a la estructura de los flujos de fondo de este proyecto, el supuesto es vulnerado a muy bajos niveles de apalancamiento, básicamente debido a dos efectos. El primero, que afecta los 10 años iniciales del proyecto, es el efecto que producen las amortizaciones aceleradas sobre el EBIT, reduciendo fuertemente el flujo que es sujeto a impuestos y por ende el flujo del que es posible descontar intereses para disminuir la carga tributaria. En segundo lugar, se supone que la deuda será tomada y pagada en dólares, por lo cual la empresa tendrá una exposición a la fluctuación del tipo de cambio, en términos de stock de deuda en dólares en su estado de situación patrimonial ya que la contabilidad argentina es llevada en pesos. Considerando la depreciación del peso que se proyecta, sobre todo en los primeros años del proyecto, se producen perdidas por diferencias de cambio de elevada magnitud en los primeros años del proyecto. En función a que uno de los objetivos de este documento es encontrar el punto óptimo de apalancamiento para el proyecto, se determinara como los distintos niveles de deuda impactan realmente en el escudo fiscal, teniendo en cuenta los intereses de la deuda, el efecto de las diferencias de cambio generadas por el stock de deuda y que según la legislación argentina una sociedad puede utilizar los quebrantos impositivos de hasta 5 ejercicios anteriores al corriente. Luego de determinar el efecto total de los intereses en

29

el flujo de fondos, se procederá a descontarlo al costo de capital apalancado correspondiente.

c) Flujo de fondos después de intereses

En función a los puntos mencionados en los párrafos anteriores y suponiendo un apalancamiento inicial del 50%, (por ende un Ke = 13.24 % y un Kd = 10.9 %) se calculan los flujos de fondo para el accionista, la tasa interna de retorno y el VAN para el proyecto, siendo los mismos los siguientes:

FCF Equity 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

MM USD -108.5 13.7 19.9 20.4 21.0 20.1 20.3 20.8 19.9 20.1

2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

20.6 17.8 9.9 13.2 13.5 13.9 10.8 13.0 12.2 8.9 76.2 Fuente: Elaboración propia

TIR del accionista: 16,3% VAN del accionista: 20,4 MM USD

Una vez determinados los flujos de fondo para el accionista y descontado el mismo, se puede observar que en este caso el VAN del proyecto es positivo, por lo cual sería recomendable invertir en el proyecto. A su vez se procederá a determinar el coeficiente de apalancamiento óptimo para el proyecto a las tasas de descuento descriptas, para esto se aplicara el algoritmo GRG-nonlinear para maximizar el VAN en función al porcentaje de apalancamiento, que siempre deberá mantenerse entre 0% y 100%. Una vez que se realiza el procedimiento, se puede determinar que el apalancamiento óptimo para el proyecto bajo estos supuestos es del 44,27% obteniendo finalmente un VAN de 20.7 MM USD y una TIR de 15,7%. Bajo estas condiciones es recomendable realizar el proyecto.

d) Escenarios alternativos de financiamiento

En este apartado se analiza como los distintos escenarios de evolución de la tasa de descuento, que fueron planteados oportunamente en la sección VIII, influyen en la valuación del proyecto apalancado. Se va a suponer que la tasa de la deuda se pacta al comienzo del año y que se refinancia en su totalidad en cada año, siendo entonces los intereses un año t = Stock deuda x Kd (t-1). En la tabla siguiente se puede ver un resumen de la información relevante para cada escenario con apalancamiento, incluyendo el nivel óptimo del mismo determinado utilizando el algoritmo GRG-nonlinear:

Escenario VAN @ Equity

TIR @ Equity

Debt / CAPEX

Ke Kd

Escenario inercial Levered 38.4 MMUSD 15.90% 45.84% 13.03% 10.74%

Evolución a Investment Grade Levered

71.2 MMUSD 15.57% 42.95% 12.90% 10.62%

Cuadro 22. FCF to Equity con apalancamiento del 50% caso base

Cuadro 23. Resumen de información escenarios con apalancamiento

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Reversion a premium histórico Levered

16.7 MMUSD 16.20% 49.29% 13.20% 10.89%

Fuente: Elaboración propia . Se puede apreciar en el cuadro superior que en todos los escenarios el VAN es positivo, por lo cual se recomienda realizar la inversión en el proyecto siempre y cuando exista financiamiento con las características descriptas en los párrafos superiores. Finalmente se realizó este análisis en el contexto en el cual el inversor no tenga preferencias por alguno de los escenarios y le asigne la misma probabilidad de ocurrencia a cada uno. En este caso el punto óptimo de deuda será 45,83% y se generara un VAN promedio de 41,9 MM USD.

10) Análisis de riesgo

En este segmento se analizara el impacto de las variables que fueron identificadas como críticas en el análisis de sensibilidad del proyecto. Se realizara un análisis dinámico, asignando una función de probabilidad a cada variable y simulando 5.000 iteraciones para analizar el impacto combinado de estas variables en el flujo de fondo y el valor actual del proyecto. Cabe resaltar que el alcance de este análisis queda comprendido para los casos en los que la deuda es descontada en el flujo, ya que estos son los que reflejan con mayor certeza la estructura de los flujos finales del proyecto. Las variables determinadas para el análisis fueron el costo por MW instalado del CAPEX y la producción real en GW año del proyecto. En el caso del costo del CAPEX, se considera como base de análisis la muestra de los costos por MW instalado para parques en el sur argentino que fue recopilada en el cuadro 5. Debido a que la muestra es de una magnitud relativamente pequeña es razonable asignarle a la variable una distribución triangular, manteniendo la moda en el valor utilizado durante el proyecto, de USD 1.613.000 por MW instalado, un límite superior de USD 1.813.000 por MW instalado y un límite inferior de USD 1.413.000 por MW instalado. En segundo lugar se analizara el efecto de las fluctuaciones en la producción real por año. La cantidad de GW producidos anualmente depende directamente del promedio de la velocidad del viento en el año, el cual tendera al promedio histórico que fue determinado por el mapa de vientos en la sección III, sin embargo es natural que la velocidad promedio difiera de la tendencia histórica en varios periodos, siendo inferior o superior a la misma. En el caso de ser inferior, se puede ocasionar un problema en los primeros años de la explotación cuando los resultados son fuertemente disminuidos por los costos fijos de las amortizaciones y la deuda, existiendo el riesgo de que la insuficiente generación de resultados genere quebrantos que no puedan ser recuperados en 5 años devaluando el proyecto y también existe la posibilidad de que se generen problemas de liquidez. Para analizar estos riesgos se proyectara la producción de cada uno de los primeros 10 años como variable independiente, debido a que la velocidad promedio de un año no está correlacionada con la velocidad promedio de los subsiguientes, utilizando para cada caso una distribución normal, con la misma media que fue utilizada en la evaluación de los escenarios anteriores, de 612 GW año, un desvió estándar, que fue provisto por expertos en la industria, equivalente al 9,35% de la producción y un límite

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máximo y mínimo para evitar valores extraordinarios que no son representativos. Los límites se fijaron en 827 y 397 GW año respectivamente, este rango comprende el 99,99% de las observaciones de una normal sin límites. Finalmente, se ejecutaran las simulaciones con un apalancamiento del 50% con el objetivo de estresar al máximo los flujos de fondo en función al endeudamiento máximo observado cuando se determinaron los puntos óptimos de financiamiento. En función a las parametrizaciones descriptas, se llegaron a las siguientes conclusiones:

a) Caso base

Como era de esperar, para este y todos los casos subsiguientes, el VAN promedio obtenido de las simulaciones es muy similar al VAN determinado estáticamente (USD 19,9 MM VS USD 20,5 MM), siendo el valor mínimo USD -21,5 MM y el máximo USD 71,4 MM. Se observaron 343 iteraciones con VAN negativo, por lo que la probabilidad de que el proyecto destruya valor asciende a 6,86%. Para los casos con VAN negativo, se calculó el índice de correlación entre el porcentaje de disminución del VAN y el porcentaje de aumento del CAPEX, que fue de -0,25, mientras que la correlación entre la disminución del VAN y el promedio de disminución del output real fue de +0,39. A su vez se correlaciono solo el promedio de la disminución del output real de los primeros 5 años, resultado que arrojo +0,35, contra el promedio de disminución de los segundos 5 años, que arrojo +0,16. En función a esto se puede establecer que el proyecto puede destruir valor debido, en primer lugar, al output promedio en los primeros 5 años, luego al desvió del CAPEX y por ultimo al output promedio en los segundos 5 años. De las iteraciones con VAN negativo, un 91% corresponden a escenarios donde tanto el CAPEX y el output real de los primeros 5 años son adversos, por lo cual es razonable decir que es altamente improbable que una sola variable produzca el fracaso del proyecto. Cabe destacar que en ninguna de las iteraciones el cash-flow después de impuestos e intereses del primer año fue negativo, lo que minimiza la probabilidad de problemas de liquidez. Como en este escenario es en el que se observan mayores tasas de interés en los primeros años, esta observación se traslada a los otros escenarios.

b) Escenario Inercial En este caso, el VAN promedio obtenido fue USD 37,7 MM USD, siendo el valor mínimo USD -4,9 MM USD y el máximo USD 88,7 MM. Solo se observaron 14 iteraciones con VAN negativo, lo que implica que el proyecto tiene una probabilidad de fracaso mínima, del 0,28%. En los casos de VAN negativo se puede destacar siempre se da la combinación de altos costos de CAPEX y baja producción, y además, los costos de CAPEX tienen que ser superiores a los presupuestados en por lo menos un 5,5% y el output promedio de los primeros 5 años debe estar un 8% debajo de las proyecciones realizadas.

c) Escenario Evolución a Investment grade

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En este escenario el VAN promedio obtenido fue de USD 69.4 MM, siendo el valor mínimo USD 26,4 MM y el máximo USD 119,9 MM. Como en todos los escenarios se observa VAN positivo, no resulta de crítica importancia analizar los resultados.

d) Escenario Reversión a media histórica En este caso el VAN promedio obtenido fue de USD 16.2 MM, siendo el valor mínimo USD -26,2 MM y el máximo USD 68,0 MM. Se observaron 597 casos con VAN negativo, lo que implica una probabilidad de fracaso del proyecto de 11,94%. Al analizar los casos con VAN negativo, se puede observar que los índices de correlación responden en el mismo orden que el observado en el caso base, siendo el principal causante de malos resultados el output real de los primeros 5 años (IC: +0,37) seguido por el desvió en el CAPEX (IC: -0,29) y por último el output real de los segundos 5 años (IC: +0,18).

11) Conclusiones y recomendaciones

Luego de realizar un exhaustivo análisis del mercado de energía eléctrica argentino y de la operatoria de parques eólicos con aerogeneradores de última generación, se determinó que este proyecto es viable económicamente en su configuración básica. Esto se desprende de los resultados de la evaluación inicial del proyecto, en el cual se proyectaron los flujos de fondo del proyecto, bajo el escenario de mayor probabilidad de ocurrencia, y luego se actualizaron los mismos mediante una tasa de descuento determinada según el modelo tradicional del CAPM y el costo de la deuda observado para el sector, determinando un VAN de USD 12,2 MM. Una vez determinado la viabilidad económica del proyecto, se analizaron las variables clave del mismo para determinar posibles puntos de intervención para hacer el proyecto más rentable. Se determinó que las variables que generan mayor impacto sobre el valor del proyecto son la inversión inicial en CAPEX, la producción anual de energía y la tasa de descuento utilizada. Las dos primeras variables responden a procesos estocásticos exógenos al modelo, como lo son la velocidad promedio del viento en la zona y los costos de las materias primas, mientras que la determinación y el comportamiento de la tasa de descuento está parcialmente realizada en función al criterio del analista, en el momento en que son fijadas las hipótesis de valuación. Cabe destacar que en este punto, al haber determinado de forma razonable la totalidad de las variables operativas, la rentabilidad de los activos del proyecto queda determinada por la TIR inicial de 10,62%, siendo cualquier cambio futuro en el valor económico del proyecto reflejo de una modificación en los parámetros de evaluación del proyecto, incluyendo una modificación en la estructura de financiamiento del mismo. En función a la criticidad que demostró la tasa de descuento al momento de determinar la decisión de inversión, se amplió el modelo de valuación para soportar múltiples tasas de descuento y fueron planteados tres escenarios de equilibrio a largo plazo con distintas hipótesis acerca de la evolución del riesgo país, que en el caso base representa más del 35% de la tasa de descuento. Gracias a estas modificaciones se determinó que en un contexto en el cual la probabilidad de ocurrencia de cada escenario se distribuye uniformemente, sigue siendo recomendable continuar con el desarrollo del proyecto y que solo un inversor cuyo análisis este altamente sesgado hacia el escenario de alto riesgo país en Argentina cancelaria el proyecto.

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La inclusión de la deuda en el flujo de fondos, permitió examinar minuciosamente los distintos drivers de valor del proyecto; la utilización de deuda disminuye sensiblemente el impacto de la inversión inicial para el accionista y genera una disminución impositiva por doble vía, la reducción del flujo sujeto a impuestos mediante intereses y la generación de diferencias de cambio por el stock inicial de deuda, que aumentan la rentabilidad financiera del proyecto. Como reflexión final, se puede sintetizar el análisis realizado en el presente trabajo en dos observaciones. En primer lugar, la decisión de inversión se realizara en función al costo por MW de capacidad instalada y a las características del financiamiento disponible para la empresa en el mercado al momento de tomar la decisión, ya que estas dos son las únicas variables que podrían afectar las proyecciones de rentabilidad o el costo del capital. En segundo lugar, una vez realizada la decisión de inversión, el proyecto creara en mayor o menor medida valor económico para los accionistas en función al output de energía anual obtenido por los aerogeneradores a lo largo del proyecto, al costo final erogado en CAPEX y a la evolución de las tasas de interés para la región.

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12) ANEXOS

Anexo 1 – CONICET - Wind Resource Mapping of Patagonia

Anexo 2 – Ley 27.191 Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de

Energía destinada a la Producción de Energía Eléctrica

Anexo 3 – Pliego renovar 2.0

Anexo 4 – Ley 24.065 Régimen de energía eléctrica

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Anexo 5 – Síntesis MEM República Argentina Agosto 2017

Anexo 6 – Energía eléctrica, producción, consumo, exportaciones e importaciones

Año Producción Importación Exportación Consumo Medida

1992 51.787 2.267 12 54.042 Gwh

1993 57.236 1.212 14 58.434 Gwh

1994 62.142 334 15 62.461 Gwh

1995 64.377 310 191 64.496 Gwh

1996 68.473 278 311 68.440 Gwh

1997 73.326 448 273 73.501 Gwh

1998 74.576 1.914 79 76.411 Gwh

1999 75.567 310 712 75.165 Gwh

2000 82.739 1.011 4.715 79.035 Gwh

2001 84.557 1.450 4.201 81.806 Gwh

2002 79.124 2.210 1.009 80.325 Gwh

2003 85.208 1.234 437 86.005 Gwh

2004 91.845 1.441 1.938 91.348 Gwh

2005 93.938 1.222 1.362 93.798 Gwh

2006 10.468 559 2.100 8.927 Gwh

2007 10.523 3.459 578 13.404 Gwh

2008 110.608 1.774 1.618 110.764 Gwh

2009 109.293 2.040 1.292 110.041 Gwh

2010 113.384 2.351 359 115.376 Gwh

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2011 118.820 2.412 265 120.967 Gwh

2012 125.381 423 280 125.524 Gwh

2013 129.478 342 0 129.820 Gwh

2014 129.815 1.390 6 131.199 Gwh

2015 135.215 1.655 55 136.815 Gwh

Anexo 7 – Plan estratégico de infraestructura Chubut

Anexo 8 – Especificaciones técnicas Plataformas 3 MW y 4 MW VESTAS

Anexo 9 – Muestra CAPEX Parques Anunciados

Localidad Parque año MW total Monto $ por MW $/MW Ajustado por añoFuente

chubut parque eolico rawson2011 77.4 144,330,000.00$ 1,864,729$ 1,682,918$ http://www.genneia.com.ar/energia-renovable/

chubut Ampliacion parque eolico rawson2018 24 40,000,000.00$ 1,666,667$ 1,666,667$ http://www.iprofesional.com/notas/244943-inversiones-genneia-energas-limpias-Genneia-concreta-una-inversion-millonaria-para-ampliar-parque-eolico-de-Chubut?page_y=0

sur bsas La Castellana 2018 147 215,000,000.00$ 1,462,585$ 1,462,585$ http://econojournal.com.ar/2017/07/central-puerto-invertira-us-150-millones-para-construir-dos-parques-eolicos/http://www.iic.org/es/proyectos/project-disclosure/12063-01/proyecto-e%C3%B3lico-la-castellana

sur bsas corti 2018 100 140,000,000.00$ 1,400,000$ 1,400,000$ http://www.lanueva.com/la-ciudad/901394/comenzaron-las-obras-en-el-parque-eolico-corti.htmlhttps://www.bahia.gob.ar/avanzan-las-obras-en-el-parque-eolico-corti/

chubut loma blanca 6 2012 51 102,000,000.00$ 2,000,000$ 1,805,000$ http://www.elchubut.com.ar/nota/2013-4-18-en-mayo-arranca-el-parque-eolico-loma-blanca-que-implico-una-inversion-de-u-s-102-millones

chubut chubut norte/garayalde/kosten2018 76 100,000,000.00$ 1,315,789$ 1,315,789$ http://supercampo.perfil.com/2016/10/chubut-sus-tres-parques-de-energia-eolica-estaran-listos-en-2018/

chubut YPF comodoro 2018 103.5 150,000,000.00$ 1,449,275$ 1,449,275$ https://www.infobae.com/economia/finanzas-y-negocios/2017/04/24/ypf-concreto-una-inversion-en-energia-eolica-por-usd-200-millones/Inversion total 200 MM USD - incluye 35 km linea 132 kw valuada en 50 MM USD

chubut ALUAR madryn 2018 510 815,000,000.00$ 1,598,039$ 1,598,039$ https://www.cronista.com/finanzasmercados/Aluar-construira-parque-eolico-que-demandara-us-815-millones-de-inversion-20170628-0094.html

Anexo 10 - IEA - The Past And Future Cost Of Wind Energy / 9 - IRENA -Technologies Cost

Analysis WIND POWER

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Anexo 11 – US Department of Energy -

Annual Energy Outlook 2017 (Celda Z133) ref2017.d120816a 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050

Report Annual Energy Outlook 2017

Scenario ref2017 Reference case

Datekey d120816a

Release Date January 2017

3. Energy Prices by Sector and Source

(2016 dol lars per mi l l ion Btu, unless otherwise noted)

2016-

Sector and Source 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2050

Residential

Propane 17.18 16.26 16.40 17.44 17.48 17.43 17.45 17.83 18.07 18.16 18.13 18.17 18.35 18.40 18.43 18.58 18.95 19.24 19.30 19.51 19.60 19.90 20.04 20.31 20.70 20.85 21.08 21.21 21.39 21.54 21.62 21.79 21.97 22.18 22.29 22.50 1.0%

Dis ti l late Fuel Oi l 19.63 15.40 18.46 20.41 21.56 22.12 22.58 22.92 23.25 23.57 24.05 24.42 24.62 24.66 24.88 25.34 25.75 26.24 26.17 26.48 26.69 27.21 27.29 27.46 27.82 28.02 28.07 28.12 28.18 28.28 28.37 28.55 28.88 28.90 29.09 29.37 1.9%

Natura l Gas 10.25 9.91 10.57 10.59 10.72 10.86 10.96 11.03 11.12 11.26 11.42 11.56 12.01 12.16 12.30 12.37 12.48 12.53 12.55 12.64 12.83 12.93 13.04 13.10 13.18 13.18 13.24 13.35 13.47 13.60 13.73 13.84 13.95 14.10 14.19 14.34 1.1%

Electrici ty 37.60 36.47 36.57 36.30 36.83 37.58 37.93 39.02 39.61 39.58 40.10 40.54 40.60 40.65 40.74 40.80 40.76 40.69 40.58 40.53 40.64 40.65 40.64 40.67 40.68 40.69 40.69 40.78 40.92 41.07 41.24 41.39 41.56 41.78 41.96 42.18 0.4%

Commercial

Propane 15.33 14.54 14.65 15.55 15.58 15.54 15.56 15.89 16.10 16.17 16.15 16.18 16.33 16.38 16.41 16.53 16.86 17.10 17.15 17.33 17.42 17.67 17.79 18.03 18.36 18.49 18.69 18.80 18.95 19.09 19.15 19.30 19.45 19.64 19.73 19.91 0.9%


Res idual Fuel Oi l 7.28 5.38 7.00 8.49 9.24 9.64 9.87 9.97 10.33 10.61 11.01 11.33 11.46 11.52 11.77 12.10 12.42 12.79 12.78 13.04 13.18 13.60 13.68 13.78 13.99 14.16 14.34 14.29 14.34 14.42 14.51 14.66 14.87 14.91 15.07 15.28 3.1%

Natura l Gas 8.03 7.19 7.88 8.42 9.04 9.65 9.76 9.82 9.89 10.01 10.14 10.26 10.64 10.76 10.87 10.93 11.00 11.03 11.02 11.08 11.25 11.31 11.38 11.41 11.46 11.44 11.47 11.54 11.63 11.73 11.83 11.92 11.98 12.10 12.16 12.27 1.6%

Electrici ty 31.63 30.38 30.73 30.59 31.01 31.53 31.75 32.79 33.13 33.06 33.61 33.96 34.05 34.13 34.18 34.26 34.21 34.12 33.99 33.89 33.96 33.97 33.91 33.87 33.82 33.75 33.64 33.64 33.68 33.73 33.77 33.80 33.85 33.89 33.91 33.98 0.3%

Industrial 1/

Propane 12.43 11.49 11.62 12.69 12.73 12.68 12.70 13.09 13.35 13.44 13.41 13.45 13.63 13.69 13.71 13.87 14.25 14.54 14.60 14.82 14.92 15.23 15.37 15.65 16.04 16.20 16.44 16.57 16.75 16.91 16.99 17.16 17.35 17.57 17.68 17.89 1.3%



Natura l Gas 2/ 3.73 3.50 4.08 4.46 4.89 5.32 5.32 5.26 5.28 5.37 5.48 5.61 5.70 5.80 5.88 5.90 5.93 5.91 5.86 5.85 5.94 5.95 5.96 5.95 5.98 5.93 5.94 5.99 6.08 6.14 6.22 6.28 6.35 6.46 6.50 6.58 1.9%

Metal lurgica l Coal 5.43 5.64 5.79 5.88 5.99 6.13 6.22 6.29 6.38 6.47 6.58 6.70 6.80 6.91 7.00 7.10 7.15 7.21 7.26 7.30 7.36 7.41 7.46 7.49 7.47 7.40 7.33 7.32 7.30 7.28 7.26 7.24 7.21 7.19 7.16 7.13 0.7%

Other Industria l Coal 3.40 3.34 3.35 3.40 3.42 3.45 3.46 3.46 3.46 3.46 3.46 3.46 3.45 3.45 3.45 3.45 3.45 3.44 3.44 3.43 3.43 3.43 3.43 3.43 3.43 3.45 3.46 3.46 3.46 3.47 3.48 3.49 3.51 3.52 3.53 3.55 0.2%

Coal to Liquids - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Electrici ty 20.54 20.36 20.61 20.15 20.41 20.79 20.90 21.57 21.64 21.59 22.10 22.33 22.46 22.60 22.72 22.80 22.83 22.77 22.69 22.63 22.71 22.79 22.77 22.78 22.79 22.74 22.67 22.70 22.77 22.86 22.94 23.02 23.10 23.19 23.26 23.33 0.4%

Transportation

Propane 18.25 17.33 17.46 18.50 18.54 18.49 18.51 18.89 19.14 19.22 19.19 19.23 19.41 19.47 19.49 19.64 20.02 20.30 20.36 20.57 20.67 20.96 21.10 21.38 21.76 21.91 22.14 22.27 22.45 22.60 22.68 22.85 23.03 23.24 23.35 23.56 0.9%

E85 3/ 29.03 25.93 28.15 29.99 31.49 32.36 32.93 31.39 30.81 30.82 29.80 28.96 27.96 26.76 26.30 25.76 25.97 26.03 25.62 25.68 25.66 26.31 26.57 27.07 27.92 28.74 29.66 30.71 31.78 32.72 32.94 32.68 32.04 31.56 31.42 31.15 0.5%

Motor Gasol ine 4/ 21.16 18.34 19.12 18.80 20.58 21.58 22.55 23.47 23.73 23.94 24.31 24.60 24.67 24.60 24.80 25.15 25.49 25.86 25.81 26.08 26.22 26.74 26.79 26.91 27.27 27.47 27.62 27.66 27.76 27.86 27.97 28.09 28.24 28.14 28.27 28.60 1.3%

Jet Fuel 5/ 12.22 9.75 11.82 13.85 15.01 15.63 16.11 16.50 16.86 17.18 17.68 18.08 18.43 18.47 18.76 19.22 19.66 20.16 20.15 20.49 20.66 21.19 21.29 21.50 21.87 22.10 22.18 22.27 22.42 22.59 22.76 22.95 23.30 23.39 23.66 23.92 2.7%

Diesel Fuel (dis ti l late fuel oi l ) 6/ 20.06 16.80 19.12 21.06 22.40 23.19 23.80 24.52 24.85 25.13 25.73 26.09 26.38 26.47 26.76 27.23 27.62 28.06 28.08 28.38 28.55 29.04 29.08 29.17 29.48 29.62 29.68 29.62 29.61 29.65 29.77 29.93 30.26 30.26 30.49 30.75 1.8%


Natura l Gas 7/ 16.43 16.45 16.78 16.97 17.17 17.29 17.15 16.94 16.75 16.59 16.44 16.27 16.42 16.22 16.05 15.86 15.74 15.59 15.41 15.33 15.33 15.27 15.24 15.19 15.16 15.09 15.06 15.09 15.14 15.19 15.25 15.31 15.36 15.47 15.52 15.63 -0.2%

Electrici ty 30.61 29.68 31.36 31.95 33.31 34.52 35.53 37.18 38.28 38.65 39.36 39.89 40.07 40.21 40.30 40.31 40.23 40.12 39.91 39.73 39.70 39.68 39.58 39.48 39.41 39.24 39.08 38.99 38.94 38.91 38.92 38.90 38.89 38.90 38.88 38.89 0.8%

Electric Power 8/



Natura l Gas 3.29 3.02 3.53 3.81 4.18 4.54 4.57 4.53 4.56 4.68 4.81 4.93 5.05 5.16 5.25 5.29 5.31 5.31 5.26 5.28 5.39 5.40 5.44 5.45 5.48 5.44 5.45 5.51 5.60 5.67 5.75 5.81 5.88 5.99 6.02 6.13 2.1%

Steam Coal 2.28 2.14 2.18 2.23 2.28 2.31 2.31 2.32 2.33 2.33 2.33 2.33 2.32 2.31 2.30 2.30 2.30 2.30 2.31 2.32 2.32 2.34 2.34 2.35 2.36 2.37 2.37 2.37 2.38 2.38 2.38 2.37 2.38 2.38 2.38 2.39 0.3%

Uranium 0.54 0.56 0.60 0.62 0.62 0.62 0.64 0.66 0.69 0.70 0.74 0.76 0.78 0.80 0.81 0.82 0.84 0.86 0.89 0.91 0.94 0.96 0.99 1.02 1.05 1.08 1.11 1.14 1.17 1.21 1.24 1.28 1.31 1.35 1.39 1.43 2.8%

Average Price to All Users 9/

Propane 14.84 14.05 14.83 15.38 15.39 15.33 15.33 15.69 15.91 15.99 15.95 15.98 16.15 16.20 16.21 16.35 16.71 16.99 17.04 17.23 17.31 17.60 17.73 17.98 18.35 18.49 18.71 18.83 18.99 19.13 19.20 19.36 19.53 19.73 19.83 20.02 1.0%

E85 3/ 29.03 25.93 28.15 29.99 31.49 32.36 32.93 31.39 30.81 30.82 29.80 28.96 27.96 26.76 26.30 25.76 25.97 26.03 25.62 25.68 25.66 26.31 26.57 27.07 27.92 28.74 29.66 30.71 31.78 32.72 32.94 32.68 32.04 31.56 31.42 31.15 0.5%

Motor Gasol ine 4/ 21.14 18.33 19.11 18.80 20.57 21.58 22.55 23.47 23.73 23.94 24.31 24.60 24.67 24.60 24.80 25.15 25.49 25.86 25.81 26.08 26.22 26.74 26.79 26.92 27.27 27.48 27.62 27.67 27.76 27.86 27.97 28.09 28.24 28.14 28.27 28.60 1.3%

Jet Fuel 5/ 12.22 9.75 11.82 13.85 15.01 15.63 16.11 16.50 16.86 17.18 17.68 18.08 18.43 18.47 18.76 19.22 19.66 20.16 20.15 20.49 20.66 21.19 21.29 21.50 21.87 22.10 22.18 22.27 22.42 22.59 22.76 22.95 23.30 23.39 23.66 23.92 2.7%



Natura l Gas 5.34 4.91 5.56 5.86 6.27 6.69 6.75 6.75 6.79 6.88 6.98 7.08 7.27 7.37 7.45 7.49 7.54 7.54 7.50 7.51 7.60 7.63 7.65 7.65 7.68 7.65 7.66 7.72 7.81 7.88 7.96 8.02 8.09 8.20 8.25 8.34 1.6%


Other Coal 2.34 2.21 2.25 2.30 2.34 2.37 2.38 2.39 2.40 2.40 2.40 2.40 2.40 2.39 2.38 2.38 2.38 2.38 2.39 2.40 2.40 2.42 2.42 2.43 2.44 2.45 2.45 2.46 2.46 2.46 2.46 2.46 2.47 2.47 2.47 2.48 0.3%

Coal to Liquids - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Electrici ty 31.02 30.14 30.33 30.00 30.35 30.84 31.02 31.92 32.22 32.15 32.69 33.05 33.16 33.27 33.38 33.47 33.46 33.40 33.30 33.23 33.32 33.36 33.33 33.32 33.32 33.28 33.22 33.25 33.33 33.41 33.51 33.59 33.68 33.78 33.86 33.96 0.4%

Non-Renewable Energy Expenditures by Sector

(billion 2016 dollars)

Res identia l 246.74 234.43 242.23 244.44 247.39 249.36 250.26 254.88 257.54 258.11 261.54 264.43 267.13 268.44 270.03 271.06 271.96 272.53 272.69 273.92 276.25 277.90 279.31 280.88 282.58 283.57 284.62 286.23 288.18 290.21 292.32 294.26 296.22 298.31 299.92 301.93 0.7%

Commercia l 182.72 174.19 178.93 181.29 185.37 189.33 190.69 195.54 197.57 198.27 201.82 204.23 206.39 207.78 209.34 210.56 211.43 212.21 212.67 213.85 216.09 217.99 219.44 221.12 222.96 224.29 225.76 227.96 230.57 233.31 236.16 239.03 242.02 245.13 248.11 251.68 1.1%

Industria l 1/ 171.12 157.52 172.96 189.01 203.60 213.22 219.97 229.69 236.65 241.47 247.92 252.74 255.19 256.92 259.64 263.33 267.19 270.53 271.07 274.99 279.03 284.37 287.02 290.74 296.41 299.38 301.80 304.34 308.18 311.88 315.55 319.66 324.60 329.08 333.64 340.40 2.3%

Transportation 521.64 449.78 488.66 506.13 549.81 570.86 589.67 606.27 607.62 606.32 608.58 607.74 604.36 597.71 597.99 602.16 606.24 611.62 608.58 614.11 617.37 629.73 632.46 638.15 648.80 655.70 661.65 666.80 673.83 681.55 689.83 698.81 709.61 714.44 725.27 738.94 1.5%

Tota l Non-Renewable Expenditures 1,122.22 1,015.91 1,082.78 1,120.87 1,186.17 1,222.77 1,250.60 1,286.38 1,299.37 1,304.16 1,319.86 1,329.14 1,333.06 1,330.84 1,337.01 1,347.11 1,356.82 1,366.89 1,365.01 1,376.87 1,388.74 1,410.00 1,418.24 1,430.89 1,450.76 1,462.94 1,473.83 1,485.32 1,500.77 1,516.95 1,533.86 1,551.76 1,572.45 1,586.97 1,606.94 1,632.96 1.4%

Transportation Renewable Expenditures 0.63 0.79 0.78 0.62 0.73 0.86 1.02 1.46 1.65 1.70 2.02 2.33 2.69 3.04 3.29 3.71 3.85 4.08 4.27 4.47 4.64 4.80 4.80 4.76 4.71 4.56 4.32 3.99 3.67 3.45 3.49 3.73 4.17 4.43 4.68 5.17 5.7%

Total Expenditures 1,122.85 1,016.70 1,083.55 1,121.48 1,186.90 1,223.64 1,251.62 1,287.83 1,301.02 1,305.87 1,321.88 1,331.47 1,335.75 1,333.88 1,340.30 1,350.82 1,360.68 1,370.97 1,369.29 1,381.34 1,393.38 1,414.80 1,423.04 1,435.65 1,455.47 1,467.50 1,478.15 1,489.32 1,504.44 1,520.39 1,537.35 1,555.49 1,576.62 1,591.39 1,611.62 1,638.12 1.4%

Prices in Nominal Dollars

Residential

Propane 16.94 16.26 16.75 18.17 18.59 18.95 19.38 20.25 20.98 21.51 21.94 22.48 23.22 23.81 24.37 25.10 26.16 27.11 27.74 28.58 29.26 30.27 31.04 32.06 33.29 34.19 35.26 36.19 37.27 38.34 39.31 40.48 41.71 43.03 44.18 45.53 3.1%


Natura l Gas 10.11 9.91 10.80 11.03 11.40 11.80 12.17 12.53 12.91 13.34 13.81 14.30 15.20 15.73 16.25 16.72 17.22 17.66 18.03 18.52 19.16 19.67 20.19 20.67 21.20 21.62 22.15 22.78 23.48 24.20 24.96 25.71 26.48 27.35 28.13 29.03 3.2%

Electrici ty 37.08 36.47 37.36 37.82 39.17 40.86 42.13 44.33 45.98 46.88 48.52 50.14 51.37 52.58 53.85 55.12 56.26 57.34 58.33 59.38 60.66 61.82 62.95 64.18 65.44 66.73 68.07 69.60 71.30 73.10 74.98 76.89 78.91 81.04 83.16 85.37 2.5%

Commercial

Propane 15.12 14.54 14.97 16.20 16.57 16.90 17.28 18.04 18.68 19.16 19.54 20.02 20.67 21.19 21.69 22.34 23.27 24.09 24.65 25.39 26.00 26.88 27.56 28.45 29.53 30.32 31.26 32.08 33.02 33.97 34.82 35.85 36.94 38.09 39.11 40.29 3.0%



Natura l Gas 7.92 7.19 8.05 8.78 9.61 10.49 10.84 11.16 11.48 11.86 12.27 12.69 13.47 13.92 14.37 14.76 15.18 15.54 15.84 16.24 16.79 17.20 17.63 18.01 18.44 18.75 19.18 19.70 20.27 20.87 21.51 22.14 22.75 23.47 24.09 24.83 3.7%

Electrici ty 31.18 30.38 31.40 31.87 32.99 34.28 35.27 37.25 38.45 39.16 40.67 42.01 43.09 44.14 45.19 46.29 47.22 48.07 48.85 49.66 50.70 51.67 52.52 53.46 54.40 55.34 56.27 57.41 58.69 60.03 61.40 62.80 64.27 65.75 67.21 68.78 2.4%

Industrial 1/

Propane 12.26 11.49 11.87 13.22 13.54 13.79 14.11 14.87 15.49 15.92 16.22 16.63 17.24 17.70 18.13 18.73 19.67 20.49 20.99 21.71 22.27 23.15 23.81 24.70 25.81 26.56 27.49 28.27 29.19 30.09 30.89 31.89 32.94 34.08 35.04 36.21 3.4%



Natura l Gas 2/ 3.68 3.50 4.17 4.65 5.20 5.78 5.91 5.98 6.12 6.36 6.64 6.94 7.22 7.50 7.78 7.98 8.18 8.33 8.42 8.58 8.87 9.05 9.23 9.40 9.61 9.73 9.93 10.23 10.60 10.93 11.31 11.67 12.05 12.54 12.88 13.32 4.0%


Other Industria l Coal 3.36 3.34 3.42 3.54 3.64 3.75 3.84 3.93 4.02 4.10 4.19 4.28 4.37 4.46 4.55 4.66 4.76 4.85 4.94 5.03 5.12 5.22 5.31 5.41 5.52 5.65 5.78 5.90 6.04 6.18 6.33 6.49 6.66 6.83 7.00 7.19 2.3%

Coal to Liquids - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Electrici ty 20.25 20.36 21.06 20.99 21.70 22.60 23.22 24.51 25.12 25.57 26.75 27.62 28.42 29.24 30.03 30.80 31.51 32.09 32.62 33.15 33.90 34.66 35.27 35.95 36.67 37.29 37.93 38.75 39.68 40.68 41.71 42.77 43.86 44.98 46.10 47.22 2.5%

Transportation

Propane 17.99 17.33 17.84 19.27 19.72 20.10 20.56 21.46 22.21 22.77 23.22 23.79 24.56 25.18 25.77 26.54 27.63 28.60 29.26 30.14 30.85 31.88 32.69 33.74 35.00 35.93 37.04 38.01 39.12 40.23 41.24 42.45 43.73 45.09 46.29 47.68 3.0%

E85 3/ 28.63 25.93 28.76 31.24 33.49 35.18 36.58 35.65 35.76 36.50 36.06 35.83 35.38 34.61 34.76 34.80 35.85 36.68 36.83 37.62 38.31 40.01 41.16 42.72 44.91 47.13 49.61 52.41 55.39 58.23 59.89 60.71 60.84 61.22 62.28 63.05 2.6%

Motor Gasol ine 4/ 20.86 18.34 19.53 19.59 21.89 23.46 25.05 26.66 27.54 28.36 29.42 30.43 31.22 31.82 32.78 33.97 35.18 36.43 37.10 38.21 39.14 40.66 41.50 42.48 43.87 45.06 46.20 47.22 48.37 49.58 50.86 52.18 53.62 54.59 56.02 57.88 3.4%

Jet Fuel 5/ 12.04 9.75 12.08 14.43 15.97 17.00 17.90 18.75 19.57 20.35 21.39 22.36 23.31 23.89 24.80 25.97 27.14 28.40 28.96 30.02 30.85 32.23 32.97 33.93 35.18 36.24 37.10 38.02 39.06 40.20 41.38 42.63 44.24 45.38 46.90 48.41 4.8%

Diesel Fuel (dis ti l late fuel oi l ) 6/ 19.78 16.80 19.53 21.94 23.83 25.22 26.44 27.86 28.84 29.77 31.14 32.28 33.39 34.23 35.38 36.79 38.12 39.54 40.36 41.58 42.61 44.17 45.04 46.03 47.42 48.58 49.65 50.55 51.59 52.76 54.13 55.59 57.46 58.71 60.43 62.23 3.9%


Natura l Gas 7/ 16.20 16.45 17.14 17.68 18.26 18.80 19.06 19.25 19.44 19.66 19.89 20.13 20.78 20.98 21.22 21.43 21.72 21.97 22.15 22.46 22.88 23.23 23.60 23.97 24.39 24.75 25.20 25.75 26.38 27.04 27.73 28.44 29.16 30.02 30.75 31.63 1.9%

Electrici ty 30.18 29.68 32.04 33.29 35.43 37.53 39.47 42.23 44.43 45.79 47.63 49.34 50.71 52.00 53.28 54.46 55.53 56.53 57.36 58.21 59.26 60.34 61.31 62.31 63.39 64.34 65.37 66.55 67.86 69.25 70.76 72.27 73.84 75.47 77.06 78.72 2.9%

Electric Power 8/



Natura l Gas 3.24 3.02 3.61 3.97 4.44 4.93 5.08 5.15 5.29 5.55 5.82 6.10 6.40 6.67 6.95 7.15 7.33 7.48 7.55 7.74 8.05 8.22 8.43 8.60 8.82 8.92 9.12 9.41 9.75 10.08 10.45 10.80 11.17 11.61 11.93 12.41 4.2%

Steam Coal 2.24 2.14 2.23 2.32 2.42 2.51 2.57 2.64 2.71 2.76 2.82 2.88 2.94 2.99 3.04 3.10 3.17 3.24 3.32 3.40 3.47 3.56 3.63 3.71 3.79 3.89 3.97 4.05 4.14 4.23 4.32 4.41 4.51 4.61 4.73 4.83 2.4%

Uranium 0.53 0.56 0.61 0.64 0.66 0.67 0.71 0.75 0.80 0.83 0.89 0.94 0.98 1.03 1.07 1.10 1.16 1.22 1.28 1.34 1.40 1.47 1.54 1.61 1.69 1.77 1.86 1.95 2.05 2.15 2.26 2.38 2.50 2.62 2.76 2.90 5.0%

Average Price to All Users 9/

Propane 14.63 14.05 15.15 16.02 16.37 16.66 17.03 17.82 18.47 18.93 19.29 19.77 20.43 20.95 21.43 22.09 23.07 23.93 24.49 25.25 25.85 26.76 27.46 28.38 29.52 30.32 31.30 32.13 33.09 34.05 34.91 35.96 37.07 38.27 39.30 40.52 3.2%

E85 3/ 28.63 25.93 28.76 31.24 33.49 35.18 36.58 35.65 35.76 36.50 36.06 35.83 35.38 34.61 34.76 34.80 35.85 36.68 36.83 37.62 38.31 40.01 41.16 42.72 44.91 47.13 49.61 52.41 55.39 58.23 59.89 60.71 60.84 61.22 62.28 63.05 2.6%

Motor Gasol ine 4/ 20.85 18.33 19.52 19.58 21.88 23.46 25.05 26.66 27.54 28.36 29.42 30.43 31.22 31.82 32.78 33.97 35.18 36.43 37.11 38.21 39.14 40.66 41.50 42.48 43.87 45.06 46.20 47.22 48.37 49.58 50.86 52.18 53.62 54.59 56.02 57.88 3.4%

Jet Fuel 5/ 12.04 9.75 12.08 14.43 15.97 17.00 17.90 18.75 19.57 20.35 21.39 22.36 23.31 23.89 24.80 25.97 27.14 28.40 28.96 30.02 30.85 32.23 32.97 33.93 35.18 36.24 37.10 38.02 39.06 40.20 41.38 42.63 44.24 45.38 46.90 48.41 4.8%



Natura l Gas 5.27 4.91 5.68 6.11 6.67 7.27 7.50 7.67 7.88 8.15 8.45 8.76 9.20 9.53 9.85 10.12 10.41 10.62 10.77 11.00 11.35 11.60 11.85 12.08 12.35 12.54 12.81 13.17 13.61 14.02 14.47 14.91 15.36 15.92 16.35 16.88 3.7%


Other Coal 2.31 2.21 2.30 2.39 2.49 2.58 2.64 2.72 2.79 2.85 2.91 2.97 3.04 3.09 3.15 3.22 3.29 3.36 3.43 3.52 3.59 3.68 3.75 3.84 3.92 4.02 4.11 4.19 4.29 4.38 4.48 4.57 4.68 4.79 4.90 5.02 2.4%

Coal to Liquids - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Electrici ty 30.58 30.14 30.98 31.25 32.28 33.54 34.46 36.25 37.39 38.08 39.55 40.88 41.95 43.04 44.13 45.21 46.18 47.07 47.87 48.68 49.73 50.73 51.62 52.59 53.59 54.57 55.56 56.75 58.07 59.47 60.92 62.40 63.95 65.54 67.10 68.73 2.5%

Non-Renewable Energy Expenditures by Sector

(billion nominal dollars)

Res identia l 243.29 234.43 247.45 254.63 263.13 271.13 278.02 289.52 298.91 305.73 316.47 327.09 338.00 347.21 356.98 366.21 375.36 384.01 391.96 401.33 412.37 422.63 432.65 443.28 454.54 465.03 476.08 488.54 502.18 516.48 531.47 546.67 562.44 578.73 594.43 611.08 2.9%

Commercia l 180.16 174.19 182.79 188.85 197.16 205.86 211.84 222.11 229.29 234.85 244.20 252.62 261.15 268.75 276.75 284.47 291.82 299.01 305.69 313.32 322.57 331.51 339.92 348.96 358.64 367.82 377.64 389.07 401.78 415.22 429.36 444.05 459.53 475.56 491.74 509.38 3.2%

Industria l 1/ 168.73 157.52 176.69 196.88 216.56 231.83 244.37 260.90 274.65 286.02 299.99 312.62 322.91 332.31 343.25 355.76 368.78 381.19 389.63 402.91 416.52 432.46 444.60 458.84 476.79 490.97 504.83 519.45 537.03 555.06 573.71 593.85 616.32 638.42 661.24 688.94 4.4%

Transportation 514.35 449.78 499.20 527.23 584.79 620.68 655.09 688.66 705.20 718.18 736.39 751.73 764.71 773.10 790.55 813.51 836.74 861.79 874.76 899.77 921.56 957.68 979.68 1,007.10 1,043.61 1,075.31 1,106.74 1,138.09 1,174.19 1,212.96 1,254.20 1,298.22 1,347.35 1,386.03 1,437.43 1,495.53 3.6%

Tota l Non-Renewable Expenditures 1,106.53 1,015.91 1,106.14 1,167.59 1,261.65 1,329.50 1,389.33 1,461.20 1,508.05 1,544.78 1,597.05 1,644.07 1,686.77 1,721.37 1,767.53 1,819.95 1,872.71 1,925.99 1,962.05 2,017.32 2,073.02 2,144.29 2,196.83 2,258.17 2,333.58 2,399.14 2,465.28 2,535.15 2,615.18 2,699.73 2,788.74 2,882.79 2,985.63 3,078.74 3,184.84 3,304.93 3.5%

Transportation Renewable Expenditures 0.62 0.79 0.79 0.64 0.78 0.94 1.13 1.65 1.91 2.02 2.44 2.88 3.40 3.93 4.35 5.01 5.32 5.75 6.14 6.55 6.92 7.30 7.44 7.51 7.58 7.48 7.23 6.81 6.40 6.13 6.35 6.93 7.91 8.59 9.27 10.46 7.9%

Tota l Expenditures 1,107.16 1,016.70 1,106.93 1,168.23 1,262.42 1,330.44 1,390.46 1,462.85 1,509.96 1,546.80 1,599.49 1,646.94 1,690.17 1,725.30 1,771.88 1,824.95 1,878.03 1,931.74 1,968.19 2,023.87 2,079.94 2,151.59 2,204.27 2,265.68 2,341.16 2,406.63 2,472.50 2,541.96 2,621.58 2,705.86 2,795.09 2,889.72 2,993.55 3,087.33 3,194.11 3,315.39 3.5%

2/ Excludes use for lease and plant fuel .

3/ E85 refers to a blend of 85 percent ethanol (renewable) and 15 percent motor gasol ine (nonrenewable). To address cold s tarting i ssues ,

the percentage of ethanol varies seasonal ly. The annual average ethanol content of 74 percent i s used for these projections .

4/ Sa les weighted-average price for a l l grades . Includes Federa l , State, and loca l taxes .

5/ Kerosene-type jet fuel . Includes Federa l and State taxes whi le excluding county and loca l taxes .

6/ Diesel fuel for on-road use. Includes Federa l and State taxes whi le excluding county and loca l taxes .

7/ Natura l gas used as fuel in motor vehicles , tra ins , and ships . Price includes estimated motor vehicle fuel taxes

and estimated dispens ing costs or charges .

8/ Includes electrici ty-only and combined heat and power plants that have a regulatory s tatus .

9/ Weighted averages of end-use fuel prices are derived from the prices shown in each sector and the corresponding sectora l consumption.

Btu = Bri ti sh thermal unit.

- - = Not appl icable.

Note: Data for 2015 are model results and may di ffer from officia l EIA data reports .

Sources : 2015 prices for motor gasol ine, dis ti l late fuel oi l , and jet fuel are based on prices in the

U.S. Energy Information Adminis tration (EIA), Petroleum Marketing Monthly, October 2016. 2015 res identia l , commercia l ,

and industria l natura l gas del ivered prices : EIA, Natura l Gas Monthly, July 2016. 2015 transportation sector

natura l gas del ivered prices derived from: U.S. Department of Energy, Clean Ci ties Al ternative Fuel Price Report. 2015

electric power sector dis ti l late and res idual fuel oi l prices : EIA, Monthly Energy Review, October 2016. 2015 electric

power sector natura l gas prices derived from: EIA, Electric Power Monthly, February 2016, Table 4.13.B. 2015 coal prices based on: EIA,

Quarterly Coal Report, October-December 2015 and EIA, AEO2017 National Energy Model ing System run ref2017.d120816a.

2015 electrici ty prices : EIA, Monthly Energy Review, October 2016. 2015 E85 prices

derived from: U.S. Department of Energy, Clean Ci ties Al ternative Fuel Price Report.

2016: EIA, Short-Term Energy Outlook, October 2016 and EIA, AEO2017 National Energy Model ing System run ref2017.d120816a.

Projections : EIA, AEO2017 National Energy Model ing System run ref2017.d120816a.

1/ Includes energy for combined heat and power plants that have a non-regulatory s tatus , and smal l on-s i te generating systems.

Anexo 12 – Ministerio de energía y minería – Adjudicación Renovar 1.5

Anexo 13 – Datos utilizados para la determinación de la tasa de descuento

Beta Prima de riesgo país Tasa de interés deuda

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Companies in each industry:

Variable definitions:

Industry Name Number of firms Beta D/E Ratio Tax rate Unlevered beta Cash/Firm value Unlevered beta corrected for cash HiLo Risk Standard deviation of equity

Standard deviation

in operating

income (last 10

years)

Advertising 41 1.36 62.98% 5.10% 0.85 6.27% 0.91 0.6671 72.80% 17.05%

Aerospace/Defense 96 1.07 23.53% 10.86% 0.89 5.21% 0.94 0.5241 40.75% 14.67%

Air Transport 18 1.12 70.12% 22.99% 0.73 4.23% 0.76 0.4760 38.61% 99.37%

Apparel 58 0.88 34.21% 10.95% 0.67 4.30% 0.71 0.4968 47.15% 24.77%

Auto & Truck 15 0.85 150.42% 8.14% 0.35 6.46% 0.38 0.6222 29.21% 366.54%

Auto Parts 63 1.12 35.22% 10.40% 0.85 8.90% 0.94 0.5478 50.64% 54.10%

Bank (Money Center) 10 0.86 188.03% 27.90% 0.37 9.89% 0.41 0.2658 25.85% #DIV/0!

Banks (Regional) 645 0.47 60.51% 25.43% 0.33 10.76% 0.36 0.2325 22.84% #DIV/0!

Beverage (Alcoholic) 25 0.79 29.02% 10.86% 0.63 11.30% 0.71 0.5805 44.18% 27.49%

Beverage (Soft) 36 0.91 24.51% 5.87% 0.74 4.84% 0.78 0.5856 52.80% 16.55%

Broadcasting 30 1.22 95.92% 18.54% 0.68 2.17% 0.70 0.4266 41.01% 18.50%

Brokerage & Investment Banking 45 1.08 232.21% 13.59% 0.36 14.97% 0.42 0.4577 44.96% 40.20%

Building Materials 41 1.01 26.98% 23.39% 0.83 4.05% 0.87 0.3818 33.77% 48.36%

Business & Consumer Services 165 1.07 35.10% 12.61% 0.82 3.52% 0.85 0.5200 44.71% 20.37%

Cable TV 14 1.12 49.24% 20.28% 0.80 2.32% 0.82 0.3395 30.78% 40.08%

Chemical (Basic) 45 1.00 58.62% 7.71% 0.65 4.00% 0.68 0.5526 59.91% 54.64%

Chemical (Diversified) 8 1.52 35.52% 6.59% 1.14 6.50% 1.22 0.5298 45.48% 26.46%

Chemical (Specialty) 100 1.20 29.98% 9.58% 0.94 3.97% 0.98 0.4924 45.44% 27.95%

Coal & Related Energy 38 1.36 138.55% 0.48% 0.57 5.34% 0.61 0.6001 73.31% 84.87%

Computer Services 117 0.99 28.33% 11.18% 0.79 5.24% 0.83 0.5390 45.57% 16.36%

Computers/Peripherals 55 1.06 19.60% 5.68% 0.89 5.61% 0.94 0.4866 60.29% 57.15%

Construction Supplies 51 1.31 42.57% 18.44% 0.98 4.68% 1.02 0.4424 38.87% 28.00%

Diversified 24 0.76 35.98% 11.55% 0.58 7.84% 0.63 0.3951 23.28% 21.92%

Drugs (Biotechnology) 426 1.40 19.45% 1.44% 1.18 5.54% 1.25 0.5805 75.23% 68.61%

Drugs (Pharmaceutical) 164 1.02 14.58% 2.54% 0.89 3.98% 0.93 0.6179 67.61% 12.05%

Education 36 1.23 33.38% 9.29% 0.94 10.16% 1.05 0.5865 51.51% 43.36%

Electrical Equipment 119 1.14 19.15% 5.87% 0.97 6.42% 1.04 0.6252 54.63% 17.78%

Electronics (Consumer & Office) 24 1.08 19.39% 3.81% 0.91 5.99% 0.97 0.6086 66.94% 57.44%

Electronics (General) 164 0.86 17.87% 8.85% 0.74 10.02% 0.83 0.4951 48.91% 30.66%

Engineering/Construction 48 1.18 32.45% 15.15% 0.93 8.26% 1.01 0.5056 44.23% 20.48%

Entertainment 79 1.20 30.83% 5.50% 0.93 3.59% 0.97 0.6605 44.71% 18.90%

Environmental & Waste Services 89 0.85 38.98% 5.07% 0.62 0.95% 0.63 0.5837 57.94% 14.25%

Farming/Agriculture 37 0.92 60.04% 7.89% 0.59 3.88% 0.62 0.5482 41.14% 26.67%

Financial Svcs. (Non-bank & Insurance)258 0.65 1124.41% 20.80% 0.07 2.29% 0.07 0.2947 29.20% 45.33%

Food Processing 87 0.75 26.84% 14.66% 0.61 2.57% 0.63 0.4214 30.98% 22.15%

Food Wholesalers 16 1.20 36.34% 11.77% 0.91 1.76% 0.93 0.3878 52.66% 15.60%

Furn/Home Furnishings 30 0.84 29.01% 14.58% 0.67 3.39% 0.69 0.4789 42.94% 28.13%

Green & Renewable Energy 25 1.14 174.38% 4.25% 0.43 8.85% 0.47 0.6770 47.60% 97.34%

Healthcare Products 254 1.04 17.96% 6.12% 0.89 3.91% 0.92 0.5348 56.59% 11.19%

Healthcare Support Services 121 0.94 32.18% 14.31% 0.74 10.07% 0.82 0.5096 50.06% 22.08%

Heathcare Information and Technology125 0.95 20.70% 6.32% 0.80 4.22% 0.83 0.5458 52.46% 37.38%

Homebuilding 33 1.08 66.29% 27.28% 0.73 5.33% 0.77 0.3321 33.76% 137.06%

Hospitals/Healthcare Facilities 38 1.10 170.77% 12.06% 0.44 1.43% 0.45 0.4817 44.67% 32.38%

Hotel/Gaming 69 0.96 55.28% 11.23% 0.64 3.43% 0.67 0.4598 39.32% 26.38%

Household Products 129 0.80 21.20% 9.05% 0.67 2.97% 0.69 0.5926 50.91% 6.48%

Information Services 64 0.98 20.46% 16.37% 0.84 3.71% 0.87 0.3452 36.65% 34.87%

Insurance (General) 19 0.90 38.95% 18.33% 0.69 3.92% 0.71 0.2761 30.38% 76.49%

Insurance (Life) 22 1.03 71.41% 22.91% 0.67 16.83% 0.80 0.2818 27.80% 34.97%

Insurance (Prop/Cas.) 50 0.83 31.11% 22.27% 0.67 4.61% 0.70 0.2524 25.41% 59.96%

Investments & Asset Management 156 0.90 61.59% 7.71% 0.57 15.46% 0.68 0.3809 34.30% 32.59%

Machinery 127 1.06 21.70% 11.73% 0.89 4.28% 0.93 0.4467 38.59% 22.89%

Metals & Mining 97 1.30 51.98% 1.16% 0.86 2.98% 0.89 0.7440 77.36% 32.69%

Office Equipment & Services 24 1.49 54.32% 16.68% 1.03 6.31% 1.09 0.4362 33.85% 14.76%

Oil/Gas (Integrated) 7 1.08 16.91% 1.14% 0.93 2.05% 0.95 0.5161 46.30% 44.08%

Oil/Gas (Production and Exploration) 330 1.38 46.98% 0.32% 0.94 5.44% 0.99 0.6405 75.08% 70.00%

Oil/Gas Distribution 78 1.20 77.05% 2.93% 0.68 0.76% 0.69 0.4215 45.13% 45.25%

Oilfield Svcs/Equip. 148 1.37 32.66% 4.11% 1.04 6.27% 1.11 0.5450 60.50% 33.60%

Packaging & Container 26 0.84 56.03% 24.47% 0.59 2.55% 0.60 0.3546 29.58% 20.50%

Paper/Forest Products 23 1.12 49.34% 14.46% 0.79 4.87% 0.83 0.5042 38.67% 38.75%

Power 68 0.54 87.30% 19.27% 0.32 2.46% 0.33 0.2648 24.11% 7.62%

Precious Metals 109 1.25 24.11% 1.84% 1.01 8.33% 1.10 0.7586 78.31% 72.93%

Publishing & Newspapers 37 1.32 56.95% 14.32% 0.89 7.77% 0.96 0.4132 48.08% 13.57%

R.E.I.T. 238 0.72 79.46% 1.72% 0.41 1.61% 0.41 0.2392 24.67% 27.75%

Real Estate (Development) 18 0.68 60.51% 1.97% 0.43 8.47% 0.47 0.6038 39.45% 336.02%

Real Estate (General/Diversified) 11 1.27 24.33% 15.32% 1.05 3.71% 1.09 0.4391 24.99% 170.32%

Real Estate (Operations & Services) 54 0.99 76.67% 8.78% 0.58 5.21% 0.62 0.5913 50.15% 41.20%

Recreation 66 0.92 31.12% 13.21% 0.73 4.54% 0.76 0.5233 46.01% 28.71%

Reinsurance 3 0.75 32.38% 19.33% 0.59 8.30% 0.65 0.2514 21.23% 79.92%

Restaurant/Dining 86 0.77 35.01% 16.47% 0.59 2.36% 0.61 0.4123 39.10% 21.59%

Retail (Automotive) 25 0.91 59.89% 22.58% 0.62 1.12% 0.63 0.4333 28.30% 36.36%

Retail (Building Supply) 6 1.30 21.86% 20.11% 1.11 1.66% 1.12 0.2621 39.62% 23.30%

Retail (Distributors) 88 1.10 56.95% 16.95% 0.75 2.19% 0.77 0.5018 40.48% 38.55%

Retail (General) 19 1.05 39.57% 22.22% 0.80 2.73% 0.82 0.2805 40.00% 6.58%

Retail (Grocery and Food) 14 0.69 66.85% 24.11% 0.46 1.25% 0.46 0.3599 35.13% 17.61%

Retail (Online) 57 1.23 9.63% 8.46% 1.13 3.79% 1.17 0.5212 48.86% 51.38%

Retail (Special Lines) 108 1.02 52.13% 21.29% 0.73 4.29% 0.76 0.4108 42.19% 21.86%

Rubber& Tires 4 1.35 72.35% 10.09% 0.82 8.09% 0.89 0.4555 63.88% 46.21%

Semiconductor 80 1.20 14.09% 7.71% 1.06 4.78% 1.11 0.4717 42.08% 33.61%

Semiconductor Equip 45 1.10 16.35% 11.13% 0.96 12.69% 1.10 0.4324 38.24% 50.41%

Shipbuilding & Marine 11 1.20 48.41% 7.30% 0.83 2.83% 0.85 0.5953 73.54% 24.62%

Shoe 10 0.85 10.26% 14.47% 0.78 5.59% 0.83 0.3007 37.21% 26.27%

Software (Entertainment) 13 0.98 14.74% 1.04% 0.86 11.29% 0.96 0.6124 48.14% 119.34%

Software (Internet) 297 1.13 4.27% 3.49% 1.09 2.64% 1.12 0.6293 55.85% 46.53%

Software (System & Application) 236 1.13 21.50% 5.67% 0.94 5.33% 0.99 0.5614 47.40% 17.04%

Steel 38 1.60 47.93% 7.94% 1.11 7.04% 1.19 0.5972 54.19% 65.41%

Telecom (Wireless) 17 1.12 114.58% 9.11% 0.55 5.92% 0.58 0.6530 37.67% 42.23%

Telecom. Equipment 107 0.99 24.55% 6.14% 0.80 6.86% 0.86 0.4893 49.24% 17.73%

Telecom. Services 67 1.04 65.89% 13.36% 0.66 1.78% 0.68 0.4531 47.21% 37.74%

Tobacco 22 1.28 17.18% 8.84% 1.11 2.38% 1.13 0.6350 61.73% 16.67%

Transportation 17 1.01 31.98% 17.46% 0.80 3.51% 0.83 0.3969 32.72% 24.08%

Transportation (Railroads) 7 0.79 27.94% 22.17% 0.65 1.82% 0.66 0.2829 27.05% 28.20%

Trucking 30 1.21 90.80% 26.74% 0.72 4.25% 0.76 0.4577 42.01% 33.32%

Utility (General) 18 0.38 68.37% 25.62% 0.25 0.65% 0.25 0.1515 19.32% 6.86%

Utility (Water) 22 0.65 43.47% 11.97% 0.47 0.43% 0.47 0.4530 45.04% 25.14%

Total Market 7330 1.00 67.90% 10.44% 0.62 4.92% 0.65 0.4822 45.04% 17.28%

Total Market (without financials) 6100 1.08 35.71% 8.31% 0.81 4.08% 0.85 0.5249 48.81% 16.91%

5-Jan-17

Aswath Damodaran, [email protected]

http://www.damodaran.com

http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/data.html

http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/indname.xls

http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/variable.htm

Beta, Unlevered beta and other risk measures US companies

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Long Term Treasury bond rate = 2.45% Standard Deviation Basis Spread

Risk Premium to Use for Equity = 7.06% Global weighted average 0 0.25 0.60%

Global Default Spread to add to cost of debt = 1.12% Global weighted average 0.25 0.4 1.05%

Do you want to use the marginal tax rate for cost of debt? Yes 0.4 0.65 1.25%

If yes, enter the marginal tax rate to use 30% 0.65 0.75 1.60%

0.75 0.9 2.75%

0.9 1 3.75%

1 10 4.50%

Industry Name Number of Firms Beta Cost of Equity E/(D+E) Std Dev in Stock Cost of Debt Tax Rate After-tax Cost of Debt D/(D+E) Cost of Capital

Advertising 251 1.07 10.00% 73.62% 40.86% 4.82% 16.04% 3.37% 26.38% 8.25%

Aerospace/Defense 222 1.12 10.37% 79.48% 38.26% 4.62% 10.77% 3.23% 20.52% 8.91%

Air Transport 158 0.87 8.56% 52.24% 28.39% 4.62% 18.04% 3.23% 47.76% 6.01%

Apparel 1171 0.82 8.21% 79.72% 35.72% 4.62% 14.76% 3.23% 20.28% 7.20%

Auto & Truck 128 1.27 11.40% 51.63% 29.90% 4.62% 14.58% 3.23% 48.37% 7.45%

Auto Parts 642 1.20 10.91% 79.06% 32.90% 4.62% 19.14% 3.23% 20.94% 9.30%

Bank (Money Center) 623 0.88 8.69% 26.75% 21.37% 4.17% 20.08% 2.92% 73.25% 4.46%

Banks (Regional) 889 0.57 6.47% 45.63% 22.89% 4.17% 24.77% 2.92% 54.37% 4.54%

Beverage (Alcoholic) 223 0.73 7.61% 77.63% 28.25% 4.62% 20.02% 3.23% 22.37% 6.63%

Beverage (Soft) 103 0.74 7.70% 79.68% 30.81% 4.62% 12.91% 3.23% 20.32% 6.79%

Broadcasting 142 1.02 9.64% 66.71% 32.05% 4.62% 18.74% 3.23% 33.29% 7.51%

Brokerage & Investment Banking 569 0.91 8.86% 32.29% 34.30% 4.62% 13.50% 3.23% 67.71% 5.05%

Building Materials 434 0.92 8.94% 76.03% 30.72% 4.62% 19.80% 3.23% 23.97% 7.57%

Business & Consumer Services 772 0.94 9.05% 78.01% 35.36% 4.62% 18.64% 3.23% 21.99% 7.77%

Cable TV 63 1.15 10.60% 62.06% 29.02% 4.62% 14.91% 3.23% 37.94% 7.80%

Chemical (Basic) 774 1.04 9.79% 76.00% 33.40% 4.62% 16.62% 3.23% 24.00% 8.22%

Chemical (Diversified) 81 1.43 12.53% 72.49% 30.28% 4.62% 19.20% 3.23% 27.51% 9.97%

Chemical (Specialty) 731 1.11 10.28% 79.28% 35.10% 4.62% 16.26% 3.23% 20.72% 8.82%

Coal & Related Energy 278 1.14 10.50% 63.28% 56.33% 4.82% 4.35% 3.37% 36.72% 7.89%

Computer Services 929 0.96 9.26% 83.44% 36.40% 4.62% 17.17% 3.23% 16.56% 8.26%

Computers/Peripherals 327 1.19 10.84% 82.62% 36.41% 4.62% 13.57% 3.23% 17.38% 9.52%

Construction Supplies 757 1.07 9.99% 67.88% 32.51% 4.62% 16.42% 3.23% 32.12% 7.82%

Diversified 356 0.87 8.56% 62.34% 24.36% 4.17% 13.58% 2.92% 37.66% 6.44%

Drugs (Biotechnology) 884 1.28 11.52% 84.87% 61.07% 4.82% 2.46% 3.37% 15.13% 10.29%

Drugs (Pharmaceutical) 971 1.01 9.59% 84.77% 41.17% 4.82% 12.23% 3.37% 15.23% 8.64%

Education 174 0.87 8.60% 76.38% 37.22% 4.62% 14.42% 3.23% 23.62% 7.34%

Electrical Equipment 856 1.15 10.55% 77.94% 36.81% 4.62% 13.85% 3.23% 22.06% 8.94%

Electronics (Consumer & Office) 153 1.19 10.83% 70.45% 39.45% 4.62% 12.12% 3.23% 29.55% 8.58%

Electronics (General) 1239 1.15 10.54% 83.47% 35.81% 4.62% 13.68% 3.23% 16.53% 9.34%

Engineering/Construction 1118 1.09 10.15% 58.00% 32.53% 4.62% 17.05% 3.23% 42.00% 7.25%

Entertainment 353 1.04 9.80% 77.97% 40.82% 4.82% 10.71% 3.37% 22.03% 8.38%

Environmental & Waste Services 306 1.08 10.07% 76.46% 44.48% 4.82% 11.77% 3.37% 23.54% 8.50%

Farming/Agriculture 388 0.87 8.57% 64.06% 32.44% 4.62% 13.44% 3.23% 35.94% 6.65%

Financial Svcs. (Non-bank & Insurance) 1016 0.74 7.64% 11.04% 30.34% 4.62% 17.56% 3.23% 88.96% 3.72%

Food Processing 1275 0.74 7.64% 79.88% 29.70% 4.62% 16.50% 3.23% 20.12% 6.75%

Food Wholesalers 128 0.69 7.30% 59.36% 29.81% 4.62% 19.70% 3.23% 40.64% 5.65%

Furn/Home Furnishings 307 0.94 9.06% 81.64% 31.89% 4.62% 18.87% 3.23% 18.36% 7.99%

Green & Renewable Energy 179 1.01 9.57% 54.20% 37.64% 4.62% 9.80% 3.23% 45.80% 6.67%

Healthcare Products 677 1.02 9.62% 84.64% 46.12% 4.82% 8.60% 3.37% 15.36% 8.66%

Healthcare Support Services 334 0.99 9.44% 75.59% 39.90% 4.62% 17.96% 3.23% 24.41% 7.93%

Heathcare Information and Technology 322 1.02 9.67% 84.62% 47.43% 4.82% 7.39% 3.37% 15.38% 8.70%

Homebuilding 173 1.07 10.03% 64.46% 31.36% 4.62% 22.00% 3.23% 35.54% 7.61%

Hospitals/Healthcare Facilities 192 0.74 7.65% 53.85% 29.58% 4.62% 17.43% 3.23% 46.15% 5.61%

Hotel/Gaming 658 0.84 8.35% 68.65% 32.63% 4.62% 13.18% 3.23% 31.35% 6.75%

Household Products 494 0.87 8.58% 87.51% 38.81% 4.62% 14.84% 3.23% 12.49% 7.91%

Information Services 186 1.04 9.79% 82.92% 37.48% 4.62% 16.07% 3.23% 17.08% 8.67%

Insurance (General) 233 0.71 7.48% 68.08% 24.55% 4.17% 14.75% 2.92% 31.92% 6.02%

Insurance (Life) 123 1.02 9.68% 54.30% 24.36% 4.17% 18.99% 2.92% 45.70% 6.59%

Insurance (Prop/Cas.) 227 0.61 6.75% 76.62% 24.47% 4.17% 16.77% 2.92% 23.38% 5.85%

Investments & Asset Management 1013 0.81 8.15% 54.86% 33.75% 4.62% 7.50% 3.23% 45.14% 5.93%

Machinery 1270 1.10 10.20% 83.37% 33.28% 4.62% 17.33% 3.23% 16.63% 9.04%

Metals & Mining 1517 1.26 11.34% 66.65% 70.48% 5.17% 3.27% 3.62% 33.35% 8.76%

Office Equipment & Services 159 0.86 8.51% 72.60% 32.56% 4.62% 18.23% 3.23% 27.40% 7.06%

Oil/Gas (Integrated) 49 1.39 12.28% 69.91% 30.49% 4.62% 11.38% 3.23% 30.09% 9.56%

Oil/Gas (Production and Exploration) 964 1.56 13.49% 67.24% 66.87% 5.17% 1.57% 3.62% 32.76% 10.26%

Oil/Gas Distribution 210 1.53 13.25% 55.58% 38.79% 4.62% 8.38% 3.23% 44.42% 8.80%

Oilfield Svcs/Equip. 544 1.31 11.73% 68.16% 43.11% 4.82% 9.61% 3.37% 31.84% 9.07%

Packaging & Container 395 0.73 7.62% 70.00% 31.19% 4.62% 19.80% 3.23% 30.00% 6.30%

Paper/Forest Products 296 0.92 8.97% 61.34% 32.44% 4.62% 15.12% 3.23% 38.66% 6.75%

Power 569 0.81 8.16% 49.41% 25.94% 4.62% 17.88% 3.23% 50.59% 5.67%

Precious Metals 961 1.19 10.83% 78.25% 77.38% 6.32% 3.33% 4.42% 21.75% 9.44%

Publishing & Newspapers 364 0.91 8.85% 74.30% 36.69% 4.62% 15.77% 3.23% 25.70% 7.41%

R.E.I.T. 527 0.72 7.55% 56.30% 21.27% 4.17% 2.53% 2.92% 43.70% 5.53%

Real Estate (Development) 746 1.06 9.94% 46.85% 30.40% 4.62% 18.55% 3.23% 53.15% 6.37%

Real Estate (General/Diversified) 420 1.02 9.63% 55.79% 28.76% 4.62% 15.66% 3.23% 44.21% 6.80%

Real Estate (Operations & Services) 606 0.81 8.18% 52.78% 29.12% 4.62% 14.09% 3.23% 47.22% 5.84%

Recreation 307 0.87 8.63% 79.72% 34.08% 4.62% 17.10% 3.23% 20.28% 7.53%

Reinsurance 38 0.97 9.29% 79.92% 22.71% 4.17% 14.94% 2.92% 20.08% 8.01%

Restaurant/Dining 346 0.78 7.99% 72.43% 29.13% 4.62% 20.29% 3.23% 27.57% 6.68%

Retail (Automotive) 163 0.92 8.95% 60.78% 30.19% 4.62% 20.11% 3.23% 39.22% 6.71%

Retail (Building Supply) 50 0.85 8.47% 79.37% 26.88% 4.62% 21.07% 3.23% 20.63% 7.39%

Retail (Distributors) 929 0.89 8.74% 52.39% 33.76% 4.62% 18.02% 3.23% 47.61% 6.12%

Retail (General) 220 1.11 10.27% 64.20% 29.29% 4.62% 22.40% 3.23% 35.80% 7.75%

Retail (Grocery and Food) 163 0.77 7.87% 62.40% 25.36% 4.62% 23.73% 3.23% 37.60% 6.13%

Retail (Online) 190 1.25 11.27% 90.03% 43.56% 4.82% 14.77% 3.37% 9.97% 10.49%

Retail (Special Lines) 505 0.92 8.97% 72.78% 33.52% 4.62% 20.55% 3.23% 27.22% 7.41%

Rubber& Tires 87 1.06 9.93% 75.20% 27.81% 4.62% 19.26% 3.23% 24.80% 8.27%

Semiconductor 535 1.36 12.03% 86.35% 34.56% 4.62% 9.82% 3.23% 13.65% 10.83%

Semiconductor Equip 258 1.24 11.21% 86.63% 36.58% 4.62% 13.65% 3.23% 13.37% 10.14%

Shipbuilding & Marine 326 1.15 10.59% 53.09% 34.11% 4.62% 11.43% 3.23% 46.91% 7.14%

Shoe 89 0.97 9.27% 88.36% 34.97% 4.62% 18.35% 3.23% 11.64% 8.57%

Software (Entertainment) 120 1.40 12.37% 91.63% 46.11% 4.82% 11.11% 3.37% 8.37% 11.62%

Software (Internet) 830 1.15 10.58% 95.18% 51.10% 4.82% 8.41% 3.37% 4.82% 10.23%

Software (System & Application) 1026 1.06 9.92% 85.16% 44.00% 4.82% 11.09% 3.37% 14.84% 8.95%

Steel 737 1.15 10.54% 55.92% 37.37% 4.62% 11.69% 3.23% 44.08% 7.32%

Telecom (Wireless) 106 1.02 9.68% 61.16% 27.50% 4.62% 13.78% 3.23% 38.84% 7.18%

Telecom. Equipment 480 1.16 10.66% 83.08% 41.87% 4.82% 9.81% 3.37% 16.92% 9.43%

Telecom. Services 297 0.92 8.93% 60.91% 31.42% 4.62% 15.05% 3.23% 39.09% 6.70%

Tobacco 59 0.71 7.44% 85.51% 33.61% 4.62% 16.49% 3.23% 14.49% 6.83%

Transportation 221 1.07 10.01% 65.62% 30.20% 4.62% 20.35% 3.23% 34.38% 7.68%

Transportation (Railroads) 49 0.99 9.40% 70.11% 23.69% 4.17% 23.12% 2.92% 29.89% 7.47%

Trucking 195 0.87 8.56% 56.06% 28.94% 4.62% 20.85% 3.23% 43.94% 6.22%

Utility (General) 57 0.75 7.77% 51.01% 20.64% 4.17% 20.87% 2.92% 48.99% 5.39%

Utility (Water) 96 1.05 9.90% 64.77% 29.44% 4.62% 14.99% 3.23% 35.23% 7.55%

Total Market 42678 1.01 9.58% 55.39% 36.68% 4.62% 13.83% 3.23% 44.61% 6.75%

Total Market (without financials) 37762 1.05 9.84% 70.06% 37.94% 4.62% 13.59% 3.23% 29.94% 7.87%

5-Jan-17

Aswath Damodaran, [email protected]

http://www.damodaran.com

http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/data.html

http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/indname.xls

http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/variable.htm

Cost of equity and capital (updateable) Globalindice_tiempo embi_plusargentina brasil mexico venezuela

1/3/2000 808 515 626 366 827

1/4/2000 844 558 675 389 857

1/5/2000 841 543 677 383 862

1/6/2000 851 559 688 396 888

1/7/2000 841 560 677 396 877

1/8/2000

1/9/2000

1/10/2000 836 556 668 391 869

1/11/2000 857 562 698 401 884

1/12/2000 864 564 708 410 892

1/13/2000 858 552 702 409 864

1/14/2000 853 555 693 407 854

1/15/2000

1/16/2000

1/17/2000 853 555 693 407 854

1/18/2000 849 545 687 405 819

1/19/2000 849 548 683 394 821

1/20/2000 848 550 687 392 818

1/21/2000 844 548 685 384 805

1/22/2000

1/23/2000

1/24/2000 846 554 688 392 807

1/25/2000 855 561 706 394 818

1/26/2000 857 568 703 399 816

1/27/2000 862 573 706 403 833

1/28/2000 890 591 750 426 873

1/29/2000

1/30/2000

1/31/2000 904 594 758 438 894

2/1/2000 898 583 756 437 886

2/2/2000 903 592 763 446 895

2/3/2000 897 594 772 424 899

2/4/2000 858 571 719 369 873

2/5/2000

2/6/2000

2/7/2000 836 551 691 354 863

2/8/2000 827 552 677 359 855

2/9/2000 828 552 683 341 849

2/10/2000 817 545 668 338 822

2/11/2000 825 550 673 357 862

2/12/2000

2/13/2000

2/14/2000 822 557 686 369 870

2/15/2000 809 547 680 367 847

2/16/2000 817 554 691 378 845

2/17/2000 817 550 689 373 847

2/18/2000 829 560 707 391 850

2/19/2000

2/20/2000

2/21/2000 829 560 707 391 850

2/22/2000 847 581 727 410 867

2/23/2000 828 563 699 385 840

2/24/2000 837 572 716 398 823

2/25/2000 825 557 702 379 815

2/26/2000

2/27/2000

2/28/2000 818 547 694 370 812

2/29/2000 816 551 688 364 792

3/1/2000 810 551 685 356 783

3/2/2000 785 533 665 329 745

3/3/2000 779 532 647 341 763

3/4/2000

3/5/2000

3/6/2000 775 535 646 337 762

3/7/2000 766 528 638 312 767

3/8/2000 756 527 638 291 758

3/9/2000 756 528 638 293 755

3/10/2000 756 522 643 294 754

3/11/2000

3/12/2000

3/13/2000 770 539 663 295 776

3/14/2000 772 535 663 313 781

3/15/2000 787 555 680 327 808

3/16/2000 779 550 665 323 811

3/17/2000 769 542 657 322 812

3/18/2000

3/19/2000

3/20/2000 773 541 658 324 816

3/21/2000 766 539 651 332 837

3/22/2000 755 530 633 331 842

3/23/2000 767 543 650 338 880

3/24/2000 754 524 633 325 843

3/25/2000

3/26/2000

3/27/2000 755 525 630 331 847

3/28/2000 760 533 632 337 828

3/29/2000 766 541 643 338 837

3/30/2000 801 564 679 371 898

3/31/2000 798 568 679 354 879

4/1/2000

4/2/2000

4/3/2000 811 578 695 368 883

4/4/2000 840 599 722 397 916

4/5/2000 850 599 736 392 924

4/6/2000 840 592 726 388 927

4/7/2000 839 599 730 402 916

4/8/2000

4/9/2000

4/10/2000 845 603 735 408 922

4/11/2000 849 598 739 401 933

4/12/2000 839 593 739 390 931

4/13/2000 842 600 754 401 942

4/14/2000 737 613 780 422 937

4/15/2000

4/16/2000

4/17/2000 748 605 801 422 951

4/18/2000 731 592 772 409 939

4/19/2000 738 596 766 411 953

4/20/2000 735 601 764 410 961

4/21/2000 735 598 758 410 947

4/22/2000

4/23/2000

4/24/2000 743 610 784 418 965

4/25/2000 714 575 741 387 938

4/26/2000 723 580 751 401 962

4/27/2000 719 570 753 389 952

4/28/2000 708 572 742 385 952

4/29/2000

4/30/2000

5/1/2000 699 566 729 379 941

5/2/2000 701 570 736 380 957

5/3/2000 719 581 770 387 997

5/4/2000 734 585 782 392 1026

5/5/2000 752 608 795 406 1085

5/6/2000

5/7/2000

5/8/2000 762 611 810 418 1087

5/9/2000 765 627 809 417 1085

5/10/2000 794 669 835 441 1117

5/11/2000 791 684 823 436 1108

5/12/2000 806 736 838 437 1105

5/13/2000

5/14/2000

5/15/2000 792 706 823 438 1052

5/16/2000 792 725 826 442 1039

5/17/2000 787 719 815 430 1018

5/18/2000 777 708 809 417 1005

5/19/2000 806 752 833 428 1047

5/20/2000

5/21/2000

5/22/2000 828 776 854 443 1069

5/23/2000 821 764 839 430 1060

5/24/2000 810 733 831 428 1029

5/25/2000 805 731 821 434 1046

5/26/2000 809 720 823 444 1036

5/27/2000

5/28/2000

5/29/2000 809 719 823 444 1036

5/30/2000 786 695 797 429 1017

5/31/2000 784 702 792 438 985

6/1/2000 761 682 770 422 943

6/2/2000 726 647 731 392 908

6/3/2000

6/4/2000

6/5/2000 733 650 743 395 939

6/6/2000 741 675 741 404 933

6/7/2000 735 682 730 408 913

6/8/2000 733 674 725 427 913

6/9/2000 721 671 711 415 883

6/10/2000

6/11/2000

6/12/2000 727 672 718 425 914

6/13/2000 715 657 706 405 884

6/14/2000 708 646 708 396 860

6/15/2000 713 656 719 396 873

6/16/2000 715 661 723 405 867

6/17/2000

6/18/2000

6/19/2000 714 662 719 397 873

6/20/2000 710 658 715 395 879

6/21/2000 708 660 706 386 878

6/22/2000 714 673 709 384 885

6/23/2000 722 688 725 390 887

6/24/2000

6/25/2000

6/26/2000 728 697 722 401 881

6/27/2000 718 688 716 400 872

6/28/2000 711 676 709 388 858

6/29/2000 717 689 719 380 866

6/30/2000 712 676 722 381 895

7/1/2000

7/2/2000

7/3/2000 699 669 705 354 868

7/4/2000 702 672 706 358 869

7/5/2000 695 657 694 354 866

7/6/2000 692 651 694 348 858

7/7/2000 691 651 697 354 855

7/8/2000

7/9/2000

7/10/2000 687 650 698 343 844

7/11/2000 691 656 710 347 856

7/12/2000 681 640 705 342 835

7/13/2000 684 638 709 352 830

7/14/2000 678 625 705 349 831

7/15/2000

7/16/2000

7/17/2000 672 622 700 347 831

7/18/2000 676 635 699 341 834

7/19/2000 684 641 710 351 832

7/20/2000 685 644 704 363 830

7/21/2000 679 640 702 356 822

7/22/2000

7/23/2000

7/24/2000 676 639 695 353 825

7/25/2000 681 641 699 354 830

7/26/2000 680 644 705 345 847

7/27/2000 685 652 716 365 859

7/28/2000 681 656 716 363 854

7/29/2000

7/30/2000

7/31/2000 680 650 712 353 837

8/1/2000 683 662 719 354 835

8/2/2000 682 670 708 352 805

8/3/2000 680 670 701 352 814

8/4/2000 674 661 700 347 801

8/5/2000

8/6/2000

8/7/2000 668 673 694 341 798

8/8/2000 667 671 697 343 799

8/9/2000 661 662 692 333 799

8/10/2000 666 663 698 340 821

8/11/2000 656 658 678 328 807

8/12/2000

8/13/2000

8/14/2000 658 662 672 334 806

8/15/2000 660 676 675 337 815

8/16/2000 669 701 689 334 818

8/17/2000 661 688 672 325 818

8/18/2000 676 721 685 328 820

8/19/2000

8/20/2000

8/21/2000 682 726 694 335 819

8/22/2000 672 711 679 327 820

8/23/2000 671 717 680 332 821

8/24/2000 667 710 674 330 807

8/25/2000 660 704 664 326 797

8/26/2000

8/27/2000

8/28/2000 655 701 663 321 796

8/29/2000 657 701 661 322 794

8/30/2000 653 695 660 315 793

8/31/2000 643 681 672 321 780

9/1/2000 638 672 663 321 765

9/2/2000

9/3/2000

9/4/2000 638 672 665 324 764

9/5/2000 642 675 669 326 754

9/6/2000 634 654 662 322 744

9/7/2000 643 666 670 319 746

9/8/2000 649 668 675 327 756

9/9/2000

9/10/2000

9/11/2000 653 675 679 323 748

9/12/2000 656 683 689 321 754

9/13/2000 664 683 696 337 758

9/14/2000 660 679 693 334 757

9/15/2000 667 678 702 330 766

9/16/2000

9/17/2000

9/18/2000 694 693 727 343 802

9/19/2000 692 695 717 338 791

9/20/2000 700 698 730 341 801

9/21/2000 690 697 726 330 794

9/22/2000 695 695 723 334 794

9/23/2000

9/24/2000

9/25/2000 685 688 716 331 790

9/26/2000 690 686 721 332 794

9/27/2000 681 678 711 324 787

9/28/2000 675 669 705 319 793

38

Anexo 14 – Modelo de valuación y resultados de simulación de Montecarlo

Tesis - Proyecto

Eolico - Proyecciones - Francisco Molina.xlsx

Autorizo a la Universidad del CEMA a publicar y difundir a los fines exclusivamente académicos

y didácticos la Tesis/Trabajo Final de mi autoría correspondiente a la carrera cursada en esta

institución.

Francisco Molina

35.887.982

maestría en finanzas - ucema.edu.ar · maestría en finanzas parque eólico en la provincia de...

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