Planta Reventazón: ICE omitió análisis de riesgos de factibilidad financiera
Tampoco evaluó rentabilidad del proyecto desde el punto del inversionista
(CRHoy.com). Un informe de la Contraloría General de la República (CGR) pone el dedo, nuevamente, en la llaga en el proyecto más importante de la historia reciente del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE): hubo vacíos en la evaluación de la rentabilidad y nunca se hizo un análisis de riesgos de la factibilidad financiera del proyecto hidroeléctrico Reventazón.
Así se desprende del informe DFOE-AE-IF-00009-2018, del 20 de diciembre de 2019, el cual se trata de un ajuste a un análisis de auditoría realizado el año pasado.
La planta hidroeléctrica Reventazón en Siquirres de Limón entró en operación el 16 de setiembre de 2016. Su generación bruta en 2017 fue de 979.8 gigawatts-hora (GWh) y su costo capitalizado total es de $1.217 millones.
La planta está localizada en la cuenca media del río Reventazón y es la de mayor capacidad instalada en el país, con 305.5 MW y un caudal de diseño de 240 metros cúbicos por segundo.
¿Qué determinó la CGR?
- El ICE no evaluó la rentabilidad del proyecto hidroeléctrico desde el punto del inversionista, de previo a tomar la decisión de continuar con el desarrollo de la obra e iniciar la etapa de inversión.
- Esta situación habría permitido analizar la conveniencia financiera para el ICE, evaluar la reducción de costos y riesgos y de esta forma sustentar mejor las decisiones.
- El ICE no elaboró un análisis de riesgos de la factibilidad financiera del proyecto.
- No hubo procesos de sensibilización de variables clave: tipo de cambio, factor de planta y la tasa de crecimiento de la tarifa generación eléctrica, los cuales pueden influir de manera significativa en la rentabilidad.
- Se desconoce el impacto de cambios en variables críticas sobre los indicadores de rentabilidad que pueden surgir de situaciones adversas al proyecto.
- Hay inconsistencias en información relativa a los costos que muestran las solicitudes de reprogramación del proyecto y los respectivos oficios de autorización.
"Existen incongruencias en datos acerca del plazo (fechas de inicio y finalización del proceso constructivo) y en las actualizaciones del plan que contiene estos rubros. De esta forma, se resta precisión y exactitud a la información de costo y tiempo, tan necesaria para tomar decisiones", indicó la auditoría.
Debilidades financieras
Hubo falencias metodológicas en la construcción de los flujos de efectivo que determinarían la rentabilidad del proyecto en el documento Informe de Factibilidad 2009.
También, se detectó la ausencia del análisis de rentabilidad del ICE como inversionista y no se hizo un análisis de riesgo de las principales variables que afectarían la rentabilidad.
"Entonces, mediante el Acta de la Sesión 5904 del 26 de abril de 2010, el Consejo Directivo del ICE aprobó el desarrollo del Proyecto Hidroeléctrico Reventazón y autorizó a la subgerencia del sector electricidad a efectuar gestiones para su desarrollo y ejecución. Esta decisión se basó en los resultados del Estudio de Factibilidad y en la carta 5401-0421-2010 de la subgerencia de finanzas, los cuales concluyeron que el proyecto era financieramente rentable. No obstante, las evaluaciones contenidas en la Evaluación Económica y Financiera del Estudio de Factibilidad, no consideraron la evaluación de la rentabilidad del ICE como inversionista, sino la evaluación desde el punto de vista del proyecto", citó el informe de la autoridad contralora.
La misma CGR comprobó que el ICE consideró que el análisis no era necesario para decidir la ejecución del proyecto. Así lo recalcaron en 2018, con sustento en un estudio de 2009.
"El ICE no tuvo más información para evaluar alternativas de reducción de costos y riesgos, y sustentar de mejor manera las decisiones de inversión de este proyecto, pues cuando se incluye el efecto del financiamiento en un flujo de caja, ya sea por la contratación de un leasing o de una deuda para financiar parte de la inversión, deja de medirse la rentabilidad del proyecto, y se determina la rentabilidad de los recursos propios invertidos en él, la cual puede ser sustancialmente distinta a la del proyecto. Así el inversionista tomará una decisión sobre bases más documentadas, si se le proporcionan ambas evaluaciones", apuntó la CGR.
Ausencia de análisis de riesgos
El ICE no realizó un análisis de factibilidad financiera del proyecto. Lo que hizo fue tomar decisiones sobre un único comportamiento en los flujos de caja.
"Las debilidades de la evaluación financiera del Proyecto Hidroeléctrico Reventazón, fueron causadas por la insuficiente verificación y validación de los insumos y resultados obtenidos en distintas etapas del proyecto hidroeléctrico, por parte de quienes evalúan y toman decisiones acerca del plazo, costos y continuidad de este (…)
"El ICE consideró que basta con el análisis de riesgos que ejecutan las agencias calificadoras internacionales de riesgo, o las evaluaciones de riesgo y recuperación del capital elaboradas por los bancos multilaterales de desarrollo. Sin embargo, cada evaluación financiera y de riesgos es distinta de acuerdo con la institución u organización que las realiza, ya que el rol que asumen es diferente (acreedor, fiduciario, inversionista) y por lo tanto, sus riesgos asociados", subrayó la autoridad contralora.
Inconsistencias en costos y construcción
Según detectó la auditoría los datos reportados en las solicitudes de reprogramación, plan de gestión y el perfil del proyecto hidroeléctrico Reventazón tienen inconsistencias. Lo cual, impide tener claridad sobre la información presupuestaria del período constructivo y la evolución del costo de las distintas obras y actividades para el desarrollo de la obra.
El proyecto tuvo 2 reprogramaciones: una en febrero de 2012 y otra en noviembre de 2013.
"Así, en oficio CGP-016-2012 del 13 de febrero de 2012, la Coordinación General de Proyectos solicitó a la Dirección General de la UEN Proyectos y Servicios Asociados (PySA) que se autorizara la primera reprogramación, y consignó que el costo directo del proyecto se estableciera en $1.113,8 millones. Además, se indicó que representaba un aumento de $228,2 millones con respecto al presentado al Consejo Directivo en 2010, por la suma de $885,6 12 millones.
"No obstante, la tabla de presupuesto contenida en la Solicitud de reprogramación, adjunta al oficio de cita, muestra que el costo directo es $954,6 millones, diferente a los $1.113,8 millones. También, la tabla de presupuesto indica que este último monto es el costo total; es decir, el aumento de $228,2 millones se estaría presentando con respecto al costo total y no al costo directo", ejemplifica el informe.
Por su parte, la segunda solicitud de reprogramación es de $1.054, 9 millones, pero los costos de las obras que lo componen suman $1.076, 8 millones. Es decir, $22 millones más de lo reportado.
"Se concluye que el ICE no realizó la evaluación de la rentabilidad del Reventazón desde el punto de vista del inversionista, lo cual hubiese permitido sustentar de mejor forma la decisión de iniciar este proyecto (…) Además, un proyecto de tal magnitud requiere un robusto análisis de sensibilidad y riesgo, dada la cantidad de recursos involucrados y la cantidad de variables que pueden incidir sobre su rentabilidad; a pesar de lo cual dicho análisis se omitió, privando de información sobre la volatilidad de las variables más relevantes, tales como la inversión estimada, el tipo de cambio estimado, las tarifas estimadas y su crecimiento en el tiempo", advirtió la CGR.
Y es que para la autoridad contralora es claro: tener exactitud en costos tiempos es crucial, pues una imprecisión "porcentual pequeña" es capaz de representar millones de dólares en términos absolutos.
La CGR pidió al ICE analizar la rentabilidad financiera del ICE como inversionista en la obra, considerando los siguientes factores: la energía producida, los costos financieros, los costos de operación y mantenimiento, el total de las inversiones y la tasa de descuento que mejor represente el costo del capital y el riesgo, con el fin de identificar y elaborar una estrategia para gestionar los riesgos operativos y financieros, para fortalecer las evaluaciones de rentabilidad de futuros proyectos de generación.