Documento Conpes 3356 Consejo Nacional de Política Económica y Social República de Colombia Departamento Nacional de Planeación GARANTÍA DE LA NACIÓN A EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P. PARA LA CONTRATACION DE UNA OPERACIÓN DE CRÉDITO PÚBLICO EXTERNO CON LA BANCA MULTILATERAL HASTA POR US$ 200 MILLONES O SU EQUIVALENTE EN OTRAS MONEDAS, PARA LA FINANCIACIÓN DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO PORCE III DNP: DIES - SC Ministerio de Hacienda y Crédito Público Ministerio de Minas y Energía Versión aprobada Bogotá D.C., 15 de Junio de 2005 De conformidad con lo establecido en el Decreto 2681 de 1993, este documento somete a consideración del CONPES el otorgamiento de la garantía de la Nación a Empresas Públicas de Medellín E.S.P. para contratar una operación de crédito público externo con la Banca Multilateral hasta por US$ 200 millones o su equivalente en otras monedas, con el fin de financiar el Proyecto Hidroeléctrico Porce III. I. ANTECEDENTES Con la expedición de las Leyes 142 de 1994 sobre Servicios Públicos Domiciliarios y la Ley 143 de 1994 sobre el servicio de energía eléctrica, las actividades de prestación de este servicio se enmarcaron dentro de condiciones de mercado. Esto se tradujo en una prestación eficiente desde el punto de vista económico, y permitió la participación del sector privado, liberando los limitados recursos públicos para el desarrollo de actividades porpias del Estado Social de Derecho. En los últimos 15 años el Estado, en el sector eléctrico, pasó de ser el actor principal que fijaba política, regulaba y ejecutaba planes y proyectos a un rol de generador de políticas, promotor, regulador y que ejerce el control y la vigilancia. Esto se tradujo en aumentos de cobertura del servicio del 75% en 1994 al 90 % en 2004, en expansiones del parque de generación térmico haciendo el sistema menos vulnerable a fenómenos climáticos como el “Niño”y una formación de precios a través de mecanismos de mercado. Bajo este nuevo marco, el Estado es el encargado de garantizar la prestación del servicio de energía eléctrica en todo el territorio nacional, y en este contexto fija los criterios para orientar el planeamiento de la transmisión y la distribución y elabora los planes de expansión de referencia de generación y de la red de interconexión. Esta es una planeación indicativa que realiza el Ministerio de Minas y Energía a través de la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME, busca orientar y racionalizar el esfuerzo del Estado y de los particulares para la satisfacción de la demanda nacional de electricidad en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo y el Plan Energético Nacional. 1 Aunque en forma indicativa, la Ley 143 de 1994 estableció los lineamientos para que el Gobierno Nacional tomara las medidas necesarias para garantizar la puesta en operación de aquellos proyectos previstos en el Plan de Expansión de Referencia del Sector Eléctrico en , de tal forma que satisfagan los requerimientos de infraestructura contemplados en dicho Plan. Dentro del Plan de Expansión de Referencia 2004-2018 de la UPME, se encuentra el Proyecto Porce III como un proyecto en ejecución, del cual se ha negociado el 98% de los predios requeridos para la construcción de las obras y se adelantan los procesos de negociación restantes. Además se avanza en la construcción de las vías de acceso y campamentos, están en proceso de estudio las ofertas para la construcción de las obras civiles principales, presa y obras subterráneas, y se espera recibir ofertas para la adjudicación de los 4 grupos turbogeneradores en julio de 2005. La entrada en operación del proyecto se tiene estimada en junio del 2010. En el anexo 1 se presentan todos los proyectos inscritos y en ejecución en el Plan de Expansión, en el cual se muestra la situación actual de cada uno de ellos y se evidencia que Porce III es el proyecto que soporta el Plan de Expansión de generación en el mediano plazo (2006-2011) y cuenta con un cierre financiero y una fecha de entrada en operación definida. Para los análisis realizados en este documento se consideró la estrategia de largo plazo más exigente y clasificada como la número tres de dicho plan1, la cual tiene en cuenta unos requerimientos de energía bajo un escenario que incluye la ampliación de la capacidad de interconexión con Ecuador a partir de 2006 hasta por 500 MW y la interconexión con Panamá hasta 300 MW a partir de 2008. Adicionalmente, el análisis comprende la entrada de 660 MW (Porce III) en 2010 y requiere 500 MW adicionales en el periodo 2011-2013. II. SITUACIÓN FINANCIERA DE LAS EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN EE.PP.M. 1 El Plan de Expansión de Referencia considera tres estrategias de largo plazo, las cuales varían en los supuestos a ser utilizados para las proyecciones, como son la entrada de los proyectos de interconexión con Ecuador y Panamá y la entrada de capacidad de generación. 2 EE.PP.M. es una empresa comercial e industrial del Estado, del orden municipal, que funciona como casa matriz de un grupo de empresas que prestan los servicios públicos de acueducto, alcantarillado, energía (generación, distribución y comercialización), distribución de gas natural y telecomunicaciones. Las empresas se han distinguido por la solidez de su gestión ratificada por una calificación AAA de sus emisiones de bonos en los mercados locales. A cierre de 2004 cuenta con activos del orden de los 13,4 billones de pesos y pasivos por 3,3 billones de pesos; así como ingresos anuales por 3 billones de pesos. EE.PP.M. presenta estándares de eficiencia operativa y financiera que le permiten obtener niveles de rentabilidad satisfactorios2 (ver anexo 2, gráficos 1 y 2). EE.PP.M. tiene una liquidez suficiente para cumplir con sus obligaciones; su nivel de endeudamiento a diciembre de 2004 es de 24,7%; al cierre de 2004, el activo corriente alcanzaba para cubrir 1,83 veces el pasivo corriente; el cubrimiento de intereses (EBITDA/Gastos Financieros) fue de 7,7 veces3. A diciembre de 2004, EE.PP.M. presentó una caja de 654 mil millones de pesos (ver anexo 2, gráfico 3). De acuerdo con las proyecciones financieras de EE.PP.M., contemplando el montaje y operación del proyecto Porce III, las empresas cuentan con recursos suficientes para responder por sus obligaciones de pago incluido el empréstito por 200 millones de dólares, aún en situaciones de gastos e inversiones adicionales4. Las proyecciones financieras indican que EE.PP.M. mantiene razones de endeudamiento durante los próximos 10 años que oscilan entre el 24% y el 13% con una tendencia decreciente, los flujos de caja libre generados (después del pago de dividendos) oscilan entre 200 mil 2 EE.PP.M. tuvo una utilidad operacional de 1.2 billones de pesos en 2004 para un margen operacional del 39%, el Ebitda fue de 1,5 billones (margen Ebitda de 51%), la utilidad neta del periodo fue de 740 mil millones (margen neto del 24%). La rentabilidad sobre el activo es del 9% y la rentabilidad del patrimonio es del 7,3% 3 La rotación de sus cuentas por cobrar en 2004 fue de 74 días y la de sus inventarios de 10 días, por su parte la rotación de sus cuentas por pagar fue de 207 días. El alto nivel de activos, característico de una empresa de servicios públicos que debe hacer grandes inversiones en activos fijos con periodos de recuperación prolongados, lleva a que el activo rote 0,23 veces en el año. 4 Bajo este escenario la garantía se hace necesaria solamente como requisito formal exigido por la banca multilateral para que una empresa de propiedad pública como EE.PP.M. acceda a recursos de crédito. 3 millones de pesos y 2.1 billones de pesos anuales y el cubrimiento de intereses se mantiene en niveles de entre 8 y 50 veces. En resumen, aún ante la conjunción de varias situaciones adversas, las proyecciones indican que EE.PP.M. estarían en capacidad de cumplir sus compromisos financieros con sus propios recursos (ver anexo 2, gráficos 4 y 5). III. PROYECTO PORCE III a. Características Generales La Central Hidroeléctrica Porce III hace parte del aprovechamiento hidroeléctrico del Río Porce, y está localizada al nordeste del Departamento de Antioquia, a 147km de la ciudad de Medellín, en jurisdicción de los municipios de Amalfi, Guadalupe, Anorí y Gómez Plata. El proyecto tiene una capacidad instalada de 660MW y se estima que tendrá una generación firme de 3.105GWh/año y una generación media de 4.254GWh/año. El proyecto inició su ejecución en el 2004 y se tiene prevista su entrada en operación en el 2010. El aprovechamiento Porce III ha sido estudiado por EE.PP.M. desde hace dos décadas. Sus características están basadas en la optimización del potencial hidroeléctrico con miras al aprovechamiento del recurso hídrico. El área donde se formará el embalse es un cañón profundo en la cuenca baja del río Porce y el área del vaso del embalse es proporcionalmente pequeña, 461 hectáreas, comparada con la capacidad de generación. Gráfico 1 Ubicación del Proyecto 4 Rí an oG de San Pedro MEDELLÍN e Carr Entrerríos Embalse Riogrande II Bello Me t e ra na tage - Car dellín Río Nechí Desviación Nechí-Pajarito Yarumal Santa Rosa Río Don Matias an Gr VENEZUELA Barbosa CALI C. Troneras Guadalupe Río Gómez Plata MEDELLÍN OCÉANO OCEANO PACÍFICO Carolina SITIO DEL PROYECTO PANAMA PANAMÁ Campamento enche Río T de MAR CARIBE Angostura Embalse Miraflores R ío llín de Me pe alu ad Gu Río Girardota Guarne Desviación Pajarito-Dolores Desviación Dolores-Concepción Embalse Troneras Embalse Porce III Gu ad alu pe Anorí C. Porce II BOGOTÁ C.Porce III COLOMBIA ECUADOR Río Porce BRASIL Embalse Porce II PERÚ Amalfi Embalse Ermitaño Fuente EE.PP.M. b. Estructura del Proyecto La Central Hidroeléctrica Porce III comprende una serie de componentes que se describen a continuación: • Obras civiles: embalse de 170 millones de m3, presa de enrocado con cara de concreto, túnel de conducción de 12,3km, casa de máquinas subterránea, subestación convencional, y obras preliminares como campamentos y vías de acceso; • Equipos electromecánicos: cuatro grupos generadores con turbinas Francis de 172MW cada uno y generadores de 218MVA; • Conexión al sistema eléctrico incluyendo los equipos de subestación y control, y dos líneas de transmisión de 6,1km a 500kV para conectar a la Subestación San Benigno del sistema interconectado nacional; • Plan de manejo ambiental: plan de manejo de los impactos físico-bióticos incluyendo programas para el manejo de la calidad del agua y del aire, protección de suelos y manejo de inestabilidades, manejo de residuos sólidos, explotación de fuentes de materiales y excedentes de excavación, manejo del nuevo hábitat acuático y de la fauna terrestre, 5 recuperación de la cobertura vegetal, establecimiento de zonas de protección, recuperación de microcuencas y adecuación del vaso del embalse; plan de monitoreo y seguimiento, y plan de contingencias durante la construcción y operación; • Plan de gestión social: programas de restitución de las condiciones de vida de la población, de convivencia, articulación de la gestión municipal, comunicaciones, educación ambiental, generación de empleo, recuperación y preservación del patrimonio arqueológico y sistema de vigilancia y control epidemiológico. La estructura del proyecto es dirigida, dentro de las Empresas Públicas de Medellín, por la Gerencia de Generación.. c. Gestión Ambiental y Social del Proyecto Los impactos al medio social están relacionados con cambios estructurales a la población afectada directamente, especialmente a las comunidades dedicadas a la minería aurífera, o actividades agrícolas o pecuarias. El plan de gestión social se ha diseñado con miras a prevenir estos efectos negativos. El proyecto tendrá impactos positivos como son la generación de empleo, especialmente de mano de obra no calificada y la demanda de bienes y servicios de la zona. Igualmente se incrementarán las finanzas municipales y de CORANTIOQUIA - Corporación Autónoma Regional de Antioquia por efecto de las transferencias de recursos por concepto de generación de energía5. A nivel físico-biótico los impactos clave tienen que ver con la alteración del régimen de caudales del río Porce aguas abajo del sitio de presa, la alteración de la calidad del agua del vaso del embalse, el depósito de sedimentos en la cola del embalse, fenómenos de erosión e inestabilidad, pérdida y disminución de coberturas vegetales, afectación del paisaje, destrucción 5 De acuerdo con el artículo 45 de la ley 99 de 1993 y el Decreto 1933 de 1994. 6 y alteración del hábitat de fauna terrestre y acuática. El plan de manejo ambiental identifica medidas de mitigación adecuadas para estos impactos. Hasta el momento EE.PP.M. ha adelantado, a nivel de factibilidad, un amplio Estudio de Impacto Ambiental (EIA), el cual conduce a un análisis de los impactos y propone un plan de manejo ambiental, un plan de gestión de riesgos y un plan de monitoreo en las fases de ejecución y operación del proyecto. El EIA fue analizado por el Ministerio de Ambiente Vivienda y Desarrollo Territorial que otorgó la licencia ambiental en mayo de 2003, después de que las EE.PP.M. cumplieron con un amplio programa de información y consulta a la comunidad afectada. La estrategia ambiental y social consiste en los siguientes componentes: una evaluación de los impactos indirectos y acumulativos tomando en referencia la cuenca del Río Porce; una precisión de los impactos biofísicos más importantes; la definición a nivel de detalle y programación de los planes de manejo ambiental, de gestión social (incluyendo la consulta a los grupos afectados y la mitigación de los impactos de la minería aurífera), así como de monitoreo, de supervisión y de contingencias; el detalle del plan de reasentamiento de la población afectada de acuerdo a la política respectiva de la banca multilateral; la realización de auditorias ambientales independientes durante la ejecución del Proyecto, la elaboración de un EIA para dos líneas de transmisión de conexión con la subestación San Benigno, con un amplio proceso de divulgación y consulta a la población directamente interesado. d. Inserción del Proyecto en los Planes Nacionales Como se mencionó anteriormente el proyecto se encuentra inscrito ante la UPME como un proyecto con entrada en operación en junio de 2010 en el Plan de Expansión de Referencia 2004 -2018 y específicamente dentro de la estrategia de largo plazo 3. 7 De acuerdo con los análisis adelantados por la UPME, de no darse la entrada en operación de este proyecto al sistema eléctrico del país y no poder adicionar esta capacidad, se presentarían déficit en los límites de confiabilidad de energía en el periodo comprendido entre 2011 y 2013. Los criterios de confiabilidad del sistema, establecidos regulatoriamente6, se superan, implicando que es necesario adicionar capacidad que reemplace la no entrada del proyecto Porce III. Adicionalmente, la no entrada del proyecto implicaría al sistema en el futuro un déficit de potencia dado que la capacidad disponible para el periodo 2010-2013 se acercaría a la proyección de demanda alta de potencia, colocando al sistema en una posición no deseada. La no entrada del proyecto produciría al sistema un aumento en el costo marginal en el periodo mencionado, dada la señal de escasez que se produciría. Adicionalmente se realizó una evaluación económica de mínimo costo de expansión de generación realizados por EE.PP.M. y el BID, con el apoyo del DNP, en el cual se consideran 4 alternativas de expansión: • Alternativa 1: Porce III y térmicas a gas ciclo combinado. • Alternativa 2: Únicamente plantas térmicas a gas ciclo combinado. • Alternativa 3: Porce III y térmicas a gas ciclo combinado y plantas a carbón. • Alternativa 4: Térmicas a gas ciclo combinado y a carbón. Con estas cuatro alternativas de expansión se realiza una simulación, para el periodo 2004 a 2035, que incluye flujos de costos correspondientes a cada una de las plantas: costo de inversión, costo de AOM7, costo de AOM ambientales, costos de inversiones conexas, costos de AOM de las inversiones conexas, costos de AOM ambientales de las inversiones conexas, costos operativos8 y costo de energía no servida. Los principales resultados ante un escenario de demanda alta, el cual es el más exigente para el sistema, se presentan en el siguiente cuadro. 6 Estos niveles de confiabilidad corresponden al racionamiento promedio esperado de energía en un mes determinado y al racionamiento promedio de energía de los casos con déficit en un mes y se encuentran en la Resolución 025 de 1995. AOM: Administración, operación y mantenimiento 8 Costos de combustibles obtenidos a partir de las simulaciones energéticas realizadas con el Modelo de Proyección de Oferta y Demanda de Energía- MPODE. 7 8 Cuadro1 Valor Presente del Costo Total de las Alternativas de Expansión Millones de US$ de diciembre de 2002 Alternativas Expansión Alt. 1: Porce III (660MW) y plantas térmicas a gas (3400MW) Alt. 2: Plantas térmicas a gas (4050 MW) Alt. 3: Porce III (660MW) y plantas térmicas a gas y carbón (2100 MW gas, 1300MW Carbón) Alt. 4: Plantas térmivas a Gas (2950Mw) y Carbón (1100 Carbón) Fuente EE.PP.M y BID Expansión Período 2010-2020 [MW] VPN (12%) Resultados Económicos 4,060 3,676 4,050 3,679 4,060 4,050 3,387 3,529 La alternativa de menor costo económico para el país es la alternativa 3, la cual comprende la expansión del sistema con Porce III y plantas térmicas a gas y carbón, frente a alternativas más costosas como las de sólo plantas térmicas. Dentro de la estrategia de largo plazo 3 realizada por la UPME, la cual considera la interconexión con Panamá, se requiere una capacidad adicional a Porce III de 500 MW, los cuales corresponderían al desarrollo de tres proyectos de cierres de ciclos de gas. Estos proyectos hoy en día no tienen un cierre financiero y su entrada en operación no está definida. Es importante anotar que para este tipo de proyectos el tiempo estimado para el cierre financiero es de 1 a 2 años y un periodo de construcción similar. No obstante para poder iniciar estas gestiones se requiere que la Comisión de Regulación de Energía y Gas concluya las reformas al Mercado de Energía Mayorista y que se logren presentar las señales de precios que motiven la inversión privada en generación, como lo es el estudio del nuevo cargo por confiabilidad. 9 De otro lado y como medida de corto y mediano plazo el Gobierno considera como una alternativa válida el apoyar la realización de proyectos como Porce III, a fin de poder garantizar el abastecimiento de la demanda durante el periodo planificado por la UPME. e. Costo y Financiamiento Las EE.PP.M., desde el año anterior han adelantado gestiones con la Banca Multilateral para financiar el proyecto y brindar apoyo técnico e institucional a las empresas. El proyecto tiene un costo estimado de US$911 millones incluidos los costos financieros, de los cuales US$ 200 millones provendrían de recursos del empréstito con la Banca Multilateral. Los restantes US$ 711 millones provendrían del aporte de EE.PP.M., aporte local. La Banca Multilateral financiaría parcialmente las obras civiles, los equipos electromecánicos y el desarrollo corporativo de las empresas. El siguiente cuadro muestra los detalles de las fuentes y usos de recursos. Cuadro2 Costo Total Estimado (Fuentes y usos) US Millones DESCRIPCIÓN BANCO Tierras y Servidumbres APORTE LOCAL TOTAL 2.82 2.82 Obras civiles 184.46 320.63 505.09 Equipos electromecánicos 13.53 199.36 212.89 12.12 12.12 Conexión al sistema eléctrico Desarrollo Corporativo 2.01 10 2.01 Plan de Manejo ambiental y social 27.51 27.51 Ingeniería y administración 48.75 48.75 Imprevistos 54.99 54.99 Gastos financieros 44.74 44.74 710.92 910.92 200 TOTAL Fuente EE.PP.M. En lo referente al desembolso del crédito y la contrapartida local se tiene un cronograma estimado de desembolsos para el periodo 2004-2010 el cual se muestra en el siguiente cuadro: Cuadro 3 Programa Tentativo de Desembolsos Cifras en millones de USD Banco Aporte local Total 2004 0,0 2005 38,41 2006 41,00 2007 50,33 2008 40,08 2009 28,99 2010 1,18 2011 0,00 TOTAL 200 39,63 57,94 106,79 141,19 234,23 100,22 30,10 0,83 711 39,63 96,35 147,79 191,52 274,31 129,21 31,28 0,83 911 Fuente EE.PP.M. IV. CONDICIONES FINANCIERAS Y DESEMBOLSOS Las condiciones financieras del empréstito serán las que en su momento acuerde el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, la Banca Multilateral y las Empresas. 11 V. RECOMENDACIONES Con base en lo anterior el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, el Ministerio de Minas y Energía y el Departamento Nacional de Planeación recomiendan al CONPES: 1. Autorizar a la Nación para que otorgue la garantía a la operación de crédito público externo, que permita a las Empresas Públicas de Medellín E.S.P. contratar con la Banca Multilateral, recursos hasta por US$ 200 millones o su equivalente en otras monedas, con el fin de financiar parcialmente el Proyecto Hidroeléctrico Porce III. 2. Solicitar a Empresas Públicas de Medellín E.S.P. las contragarantías adecuadas de manera que se cumpla a satisfacción con la reglamentación fijada por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público para el otorgamiento de garantías. Las contragarantías deberán ser líquidas y fácilmente realizables. 3. Solicitar a Empresas Públicas de Medellín E.S.P. que incorpore en el presupuesto de cada vigencia los recursos de contrapartida necesarios para asegurar el cumplimiento del plan de ejecución del proyecto. 4. Solicitar al Ministerio de Minas y Energía que adelante las gestiones necesarias para evaluar el clima de inversión en la realización de proyectos de generación del sector eléctrico identificados en el plan de expansión, de tal forma que se consideren los cambios de política pertinentes y/o acciones que deba adelantar a través de sus entidades adscritas o vinculadas. 5. Solicitar al Ministerio de Minas y Energía y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG que adelanten las gestiones necesarias para que el sector cuente con un nuevo cargo por confiabilidad antes de junio de 2006. 6. Solicitar al Ministerio de Minas y Energía y a la Unidad de Planeación Minero Energética realizar un seguimiento a los proyectos del plan de expansión de generación, especialmente posterior a la expedición por parte de la CREG del nuevo cargo por confiabilidad. 12 ANEXO PROYECTOS INSCRITOS EN LA UPME Fuente: Plan de Expansión de Generación 2004-2018 - UPME 13 Fuente: Plan de Expansión de Generación 2004-2018 - UPME PROYECTOS EN EJECUCIÓN Fuente: Plan de Expansión de Generación 2004-2018 - UPME 14 ANEXO 2 PROYECCIONES FINANCIERAS Con base en la información de EE.PP.M. y las expectativas de mercado se definió un escenario de las empresas para los próximos 10 años; de este ejercicio se desprende una empresas con expectativas de crecimiento estable, sustentado en ingresos que en su mayoría tienen tendencias predecibles y de baja variabilidad (excepto el negocio de telecomunicaciones). Grafico 1 INGRESOS EEPPM 7.000.000 6.000.000 MILLONES 5.000.000 4.000.000 3.000.000 2.000.000 1.000.000 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 INGRESOS 2008 2009 U. OPERACIONAL 2010 2011 2012 2013 2014 U. NETA Fuente: EE.PP.M., proyecciones DNP Como ya se indicó anteriormente, la estabilidad en los ingresos de las empresas permite mantener indicadores de rentabilidad adecuados y de baja volatilidad, la menor exposición al riesgo de tasa de cambio (mitigado con operaciones de cobertura) permite mejorar la rentabilidad neta que en años anteriores se vio afectada por el efecto de la diferencia en tasa de cambio (especialmente en 2002). Grafico 2 15 RENTABILIDAD EEPPM 60,0% 50,0% 40,0% 30,0% 20,0% 10,0% 0,0% 2002 2003 2004 2005 2006 MARGEN EBITDA 2007 2008 2009 2010 MARGEN OPERACIONAL 2011 2012 2013 2014 MARGEN NETO Fuente: EE.PP.M., proyecciones DNP A lo largo del tiempo EE.PP.M. ha sido una empresa conservadora en términos de endeudamiento, hacia el futuro es previsible que esta tendencia se mantenga. Grafico 3 E S T R U C T U R A D E F IN A N C IA C IO N 100% 80% 60% 40% 20% 0% 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 P A T R IM O N IO P A S IV O 2010 2011 2012 2013 2014 Fuente: EE.PP.M., proyecciones DNP Para estudiar la capacidad de pago de EE.PP.M. se realizó una proyección financiera hasta el año 2014 incluyendo tanto los ingresos como los costos proyectados del proyecto Porce III, en estos 16 escenarios se consideraron como variables de sensibilidad una variación en la tasa de cambio que genere una menor valor en pesos del desembolso del crédito y las necesidades de capitalización de las empresas asociadas en 500 mil millones a desembolsarse entre los años 2006 y 2008. Aún en presencia de estos escenarios adversas las empresas está en capacidad de cumplir con sus obligaciones apelando solamente a la generación de efectivo de cada periodo y manteniendo como margen de seguridad la caja acumulada en periodos anteriores. Grafico 4 FLUJO DE CAJA LIBRE (despues de Dividendos) 2.500.000 2.000.000 MILLONES 1.500.000 1.000.000 500.000 0 2005 2006 2007 2008 2009 FCL BASE 2010 2011 FCL ESCENARIO PESIMISTA Fuente: EE.PP.M., proyecciones DNP Grafico 5 17 2012 2013 2014 ENDEUDAMIENTO 3.700.000 35,0% 30,0% 3.600.000 25,0% MILLONES 3.500.000 20,0% 3.400.000 15,0% 3.300.000 10,0% 3.200.000 5,0% 0,0% 3.100.000 2002 2003 2004 2005 2006 2007 PASIVOS 2008 2009 2010 2011 RAZON DE ENDEUDAMIENTO Fuente: EE.PP.M., proyecciones DNP 18 2012 2013 2014