11
Dic

A raíz de la gran crisis financiera de 2008 se ha aumentado la supervisión y regulación del sector financiero siendo los principales objetivos dentro de la Unión Europea el reconstruir la confianza en los mercados y aumentar la protección al consumidor.

02

Uno de estos avances lo encontramos en el Reglamento de la Unión Europea nº 1286/2014 que regula los productos de inversión minorista empaquetados (PRIIPs) que, aunque entró en vigor el 29 de diciembre de 2014, es directamente aplicable en todos los estados miembros desde el 31 de diciembre de 2016.

Los PRIIPs son aquellos productos en los que el importe reembolsable al inversor minorista está sujeto a fluctuación. Aunque en la terminología internacional ambas quedan recogidas bajo las siglas PRIIP, en España se trata de un producto que es uno o ambos de los siguientes:

  1. Producto de inversión minorista empaquetados: La suma a devolver al inversor está sujeta a fluctuaciones por la exposición a valores de referencia o al rendimiento de uno o más activos no adquiridos directamente por el inversor minorista.
  2. Producto de inversión basado en seguros: El valor de vencimiento está total o parcialmente expuesto, directa o indirectamente, a la fluctuación de mercado.

En cuanto al alcance de la regulación hay que destacar que, aunque no existe una lista exhaustiva, algunos de los productos incluídos son los fondos de inversión, productos estructurados, productos de seguro, productos de seguros de vida con un elemento de inversión, inversiones derivadas y depósitos estructurados. Asimismo, cabe la posibilidad de futuras revisiones que modifiquen el alcance del reglamento.

Al ser uno de los objetivos principales el mejorar la transparencia en los mercados, se obliga a los fabricantes del producto a preparar un documento breve y estandarizado de información clave para el inversor (KID- Key Information Document) que debe ser facilitado por la entidad asesora o vendedora del PRIIP. En el artículo 6 del Reglamento se detallan las características de formato, idioma y publicación que deben seguirse. La información requerida debe mantenerse actualizada y, en caso de realizarse algún cambio, debe ser redistribuída a los inversores minoristas. Esta información que el KID debe contener es:

Dado que en España el 90% de la distribución de fondos de inversión se realiza a través de entidades de crédito y servicios de comercialización y, que el 82% del inversor en fondos es minorista e invierte menos de 20.000 euros, existe el miedo a que si disminuye la comercialización de los mismos por las trabas que MiFID II supone, en vez de aumentar el acceso a los fondos por otras vías como el asesoramiento, se de una menor comercialización de fondos a favor de otro tipo de productos.

Además, Insurance Europe, vaticina que puede darse una sobreabundancia de datos precontractuales al ser tres las normativas vigentes en materia de seguros: la directiva Solvencia II, PRIIPs y la propuesta sobre mediación en los seguros IMD 2 que, aunque tengan objetivos diferentes, cuentan con obligaciones de entrega de documentación similares recibiendo un inversor tres informaciones muy parecidas si no iguales en distintos formatos. 

Antonio Rivela

Profesor de IE Business School y Experto Forense en Netvalue Forensic

30
Nov

Regulación Europea para los derivados de crédito

Escrito el 30 noviembre 2017 por Antonio Rivela Rodríguez en Financial Markets

 

En la última década del S.XX y durante el principio del S.XXI el mercado de derivados experimentó un incremento significativo debiéndose la parte más importante al aumento en la negociación y contratación de instrumentos financieros derivados OTC (Over the Counter), no negociados en un intercambio ni en bolsas de valores. Estos instrumentos solían carecer de transparencia al ser negociados de forma privada entre las partes aunque no debemos olvidar que la mayoría eran entidades financieras sometidas a supervisión.

La mayoría de los derivados se articulaban mediante acuerdos bilaterales con un riesgo de crédito y bajo unas condiciones jurídicas y financieras no conocidas por terceros. Por ello, los supervisores no contaban con información real sobre el tamaño y las operaciones no siendo posible valorar correctamente el riesgo sistemático de dicho mercado para gestionarlo de forma preventiva. Esta falta de información afectaba incluso a las propias partes que únicamente conocían su exposición al riesgo estando en muchos casos las garantías prestadas infravaloradas. Estos hechos, unidos a la elevada concentración del mercado y la intensa interconexión de los participantes, explican que parte de la doctrina económica señalase a los derivados OTC, y más concretamente a los CDS, como causante o multiplicador de la crisis financiera de 2008.

Por ello, en los acuerdos de Pittsburgh establecidos por el G20 en 2009 ya se establecieron una serie de medidas encaminadas a buscar la transparencia y mitigar los riesgos en los mercados siguiendo las recomendaciones concretas de expertos incluidas en el “Informe Larosiere” para la mejora del marco regulatorio y supervisor de la Unión. En este informe se dan recomendaciones y respuestas en relación a la regulación, la gestión y resolución de crisis y ámbito supervisor.

Siguiendo con la tendencia, en 2012 se aprueba el Reglamento de la Unión Europea nº 648/2012 (EMIR) que supone una modificación estructural del mercado de derivados. Las cuestiones reguladas han ido entrando en vigor en diferentes momentos de tiempo. Aunque no supone una regulación integral del mercado de derivados al quedar excluidas cuestiones como la negociación de
los mismos en mercados organizados o la información pre y post contractual que serán incluidos en la normativa MiFID II, sí impone ciertas obligaciones para cumplir sus objetivos principales.

A pesar de la regulación MiFID II, que entrará en vigor en Enero de 2018, en 2016 se hizo una revisión del Reglamento EMIR (REFIT) por parte de la Comisión Europea junto con la Autoridad Europea de Valores y Mercados, la Junta Europea de riesgo Sistémico y el Sistema Europeo de Bancos Centrales para adaptarlo a las circunstancias del mercado y hacer normas más simples y proporcionales teniendo en cuenta que no es posible realizar un estudio completo del mismo al no estar completamente instauradas algunas de sus obligaciones. Se revisó el Reglamento con el objetivo de hacerlo más eficaz y eficiente analizando su eficacia, efectividad, relevancia, coherencia y valor añadido a la acción de la Unión Europea. Se cambiaron ciertas normas como son la consideración de entidad no financiera, la creación de un nuevo mecanismo de supervisión que dependa de la AEVM encargado de la vigilancia de las cámaras de compensación de la Unión Europea, así como otras definiciones, obligaciones de comunicación y obligaciones de registro.

En cuanto a la eficacia se identificaron ciertas áreas en las que los requerimientos podrían estar mejor calibrados para eliminar costes desproporcionados para ciertas transacciones o partes de la negociación de derivados como por ejemplo las instituciones no financieras o fondos de pensiones. En relación a la efectividad, aunque el análisis de EMIR inicial es bueno, se considera que es posible simplificar algunos requisitos sin poner en riesgo la estabilidad financiera global. Analizando la relevancia se determina que los requisitos principales del EMIR van de la mano con los esfuerzos internacionales de reformar el mercado global de derivados OTC. Por otro lado, EMIR es plenamente coherente con el resto de legislaciones europeas. Finalmente, en cuanto al valor añadido a la acción de la Unión Europea, EMIR cubre una brecha que existía en la legislación al introducir una nueva infraestructura que logre un proceso uniforme a nivel europeo que cubra la falta de transparencia en los mercados derivados OTC y sus riesgos sistemáticos asociados.

Como conclusión, tras las últimas crisis vividas a nivel global se puede observar una tendencia a una mayor regulación del sector financiero que cubra ciertas lagunas que tenía anteriormente y le otorgue de una mayor transparencia que se refleje en la confianza en el mismo por parte de los consumidores. A las comentadas en este artículo se añaden la famosa normativa MiFID II que afectará a todo el sector en general así como normativas para regular áreas específicas dentro del mismo como son los PRIIPS o los mercados de derivados. No obstante, hasta que todas estas medidas no se instauren en su totalidad y pase un tiempo prudencial, no podremos medir su efectividad.

 

Antonio Rivela

Profesor de  IE Business School y Experto Forense en Netvalue Forensic SLP

17
Feb

Factores que influyen en el precio de la electricidad

Escrito el 17 febrero 2017 por Antonio Rivela Rodríguez en Uncategorized

En el presente blog vamos a explicar por qué se ha producido un aumento tan significativo del precio de la electricidad en las últimas fechas.

Para entender el precio de la electricidad, en primer lugar, hay que entender como funciona el mercado mayorista de electricidad y como se genera lo que se conoce como el “pool” de la energía.

Los agentes que participan en la creación del precio de la energía son las empresas habilitadas: productores, distribuidores, comercializadores de electricidad y consumidores cualificados.

Diariamente Red Eléctrica Española hace una estimación de la demanda eléctrica que va a haber el día siguiente. Es entonces cuando los agentes que participan en el mercado eléctrico realizan sus ofertas de venta de energía para cubrir la demanda prevista (medida en €MW/h). Cada central oferta la energía a un precio, (comenzando con las renovables que suelen hacer sus ofertas a 0, mientras que las de mayor coste estructural hacen las ofertas de venta de valor más elevado).

Posteriormente se van aceptando paquetes de energía hasta cubrir la demanda del día, hasta llegar a los paquetes más caros, que son los que establecen el precio final, que es el precio al que van a ser retribuidos todos los agentes que hayan participado, y que determina el “pool” de la energía.

Este sistema marginalista es lo que hace que el precio de la energía se dispare cuando las renovables no generan energía suficiente. El comienzo de este año se ha caracterizado por la escasez de producción de energías renovables baratas como la hidráulica y la eólica, (de ahí de que si llueve y hace viendo la factura de la luz baja). Como consecuencia de ello, el “pool” de la energía ha subido al entrar al mercado una mayor cantidad de energía cuyos costes estructurales son más elevados.

Sin embargo, además de lo anterior, para explicar la subida del precio de la electricidad en nuestro país se deben tener en cuenta los siguientes factores:

En primer lugar, el aumento del precio del petróleo que afecta directamente a las energías de mayor coste de producción, plantas térmicas convencionales, obliga a estos productores a elevar el precio al que ofertan en el mercado eléctrico.

En segundo lugar, el parón nuclear francés nos afecta directamente en un doble sentido. Por un lado, España no puede importar energía barata, lo cual beneficia los paquetes de energía más caros. Por otro, que se une al siguiente punto, Francia se ve obligada a comprar energía fuera ya que obtiene el 75% de su electricidad a partir de fuentes nucleares. Al comprar en nuestro país, sube aún más la demanda.

En tercero, se debe tener en cuenta el funcionamiento de la Ley de Oferta y Demanda económica. En un mercado en el que aumenta la demanda, por las necesidades de Francia, unido a la ola de frío sufrido, permite fomentar un aumento de precios, al entrar más productores cuyo precio es más elevado. Por otro lado, si en el mismo mercado disminuye la oferta (por la escasez de la energía más barata), hay menos competencia y por lo tanto, el precio sube.

En definitiva, en este sistema marginalista la disminución de la oferta hace que el precio de la electricidad esté siendo fijado por las energías más caras, que en este caso son el gas y la hidráulica (esta última ha aumentado sus costes debido a la escasez de lluvias). Todo ello unido a un aumento de la demanda, por la ola de frío y las necesidades de Francia, lo que genera un aumento significativo de lo que vamos a pagar en las próximas facturas de electricidad.

Por otro lado, tan sólo el 35% de nuestra factura de la luz depende del precio de la electricidad, ya que otro 25% es de impuestos, y el 40% restantes son de peaje de acceso a la red eléctrica, ayudas a las renovables, transporte y distribución de la energía, que el gobierno ha decidido congelar para todo 2017 en virtud de la Orden Ministerial Orden ETU/1976/2016, de 23 de diciembre.

22
Mar

La nulidad de créditos por usura

Escrito el 22 marzo 2016 por Antonio Rivela Rodríguez en Analisis Financiero

Recientemente, el Tribunal Supremo ha estimado un recurso de casación mediante el cual anulaba un préstamo concedido a un cliente de una entidad por considerarlo usurario. En esta entrada del blog se explicarán los fundamentos financieros detrás de esta anulación de un préstamo por usura por parte del Tribunal Supremo.

Concretamente, el Tribunal Supremo anulaba un préstamo personal revolving concedido a un cliente. Este tipo de préstamo funciona de forma similar a una línea de crédito, ya que no se cancela después de repagar el préstamo sino que el cliente dispone de un crédito máximo que puede adeudar y abonar en función de sus necesidades. Dicho cliente acabó pagando un 24,6% de interés y el Tribunal Supremo, atendiendo a la Ley de Represión de la Usura (Art. 1), consideró que se estaba cobrando un interés notablemente superior al normal del dinero y manifiestamente desproporcionado con las circunstancias del caso.

No obstante, existen otros casos en los que el cliente debe pagar tipos de interés similares o muy superiores. Como consecuencia de la proliferación de las nuevas tecnologías, las dificultades para acceder a préstamos bancarios durante la crisis y los apuros económicos de muchas familias españolas, han surgido infinidad de empresas de préstamos instantáneos que ofrecen pequeñas cantidades de dinero de forma inmediata sin un estudio riguroso de la situación económico-financiera del solicitante. A cambio, se cobran tasas superiores al 2.000% sin que el cliente sea plenamente consciente de ello, ya que se tratan de cantidades relativamente pequeñas y los plazos suelen ser cortos.

Para comparar tasas de interés e identificar correctamente lo que se tendrá que pagar, habría que calcular la Tasa Anual Equivalente (TAE) y así determinar si dicha tasa puede ser abusiva. En muchas ocasiones, además, se contratan préstamos por un periodo inferior a un año y es habitual encontrarse con una tasa mensual, lo cual dificulta el análisis y la comparación con otros préstamos.

Por ello, recurrimos a la TAE para comprar distintos préstamos y ver claramente lo que pagaríamos si mantuviésemos el préstamo durante un año:

FIGURA 1

 

 

 

Como se puede observar en el cuadro anterior, la fórmula para calcular la TAE es relativamente sencilla. A continuación se recogerán una serie de ejemplos reales de su aplicación:

  • Una de estas empresas prestatarias cobra 23,62€ por prestarnos 100€ durante 10 días: TAE = (1+23,62%)^36,5 – 1 = 229.641%.
  • Una de estas empresas prestatarias cobra 81,83€ por prestarnos 250€ durante 30 días: TAE = (1+32,73%)^12,2 – 1 = 3.035%.

Como podemos observar en estos ejemplos, la TAE es significativamente más alta de lo que puede parecer a primera vista. No obstante, en España no existe un límite claro por encima del cual una tasa se considera usuraria. Por tanto, la decisión final de considerar o no un préstamo como usurario está completamente sujeta a la opinión de un juez, atendiendo a factores como las circunstancias en las que se dio el préstamo, el nivel de riesgo o los niveles de morosidad que afronta la entidad.

No obstante, la Ley de crédito al consumo (Art. 20) establece que en los préstamos al descubierto (cuando el saldo de la cuenta corriente es negativo) la tasa no puede superar 2,5 veces la tasa legal del dinero. Esta medida puede tomarse como referencia de lo que podría considerarse usurario. De hecho, se tuvo en consideración en sentencias a este respecto en la Audiencia Provincial de Álava y de Tarragona.

FIGURA 2

 

 

 

 

 

 

Como se puede observar en la gráfica anterior, en los últimos años el límite orientativo de lo que se podría considerar usura se ha situado entre el 10% y el 14%.

En conclusión, para el cumplimiento de la Ley de Represión de la Usura se ha de tener en consideración la Tasa Anual Equivalente de cualquier tipo de préstamo. En consecuencia, deberemos partir de la tasa (mensual, semestral, etc.) que nos de el banco o la entidad prestataria y convertirla. Por otro lado, no existe una tasa límite sobre la cual se pueda considerar usura, por lo que la decisión final recae sobre el juez.

30
Jul

Formas de generación de energía eléctrica I: Centrales de ciclo combinado

Escrito el 30 julio 2014 por Antonio Rivela Rodríguez en Uncategorized

A raíz de la publicación en el BOE del Real Decreto 413/2014, referido a la regulación de la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energías renovables, cogeneración y residuos, se han puesto de actualidad las posibles consecuencias que ello podría tener para este tipo de instalaciones de producción.

Por tanto, en la próxima serie de blogs detallaremos las diferentes formas de generación de energía eléctrica más importantes, y empezaremos por las centrales de ciclo combinado.

Una central de ciclo combinado es una central eléctrica en la que la energía procedente del combustible utilizado se transforma en electricidad mediante dos ciclos diferentes: el correspondiente a una turbina de gas y el correspondiente a una turbina de vapor.

El funcionamiento no es complicado: primero, se utiliza el gas entrante para alimentar la turbina de gas, de la cual salen a una elevada temperatura unos gases de escape que se usan a su vez como input para producir vapor, que mueve una segunda turbina (de vapor). Ambas turbinas están conectadas a un alternador de modo que se genere la energía eléctrica, objetivo de todo el proceso.

Por otro lado, el vapor sobrante en el segundo ciclo va a un condensador que lo licua y convierte en agua fría, que retrocede en el proceso hasta encontrarse con los gases salientes calientes del primer ciclo. Así se forma el vapor que alimenta el segundo ciclo.

Todo este proceso permite poder utilizar el combustible primario de una forma más eficiente (suele ser gas natural como aquí hemos descrito, pero también se puede usar gasóleo, carbón o incluso biomasa), ya que la parte de combustible primario que no se aprovecha directamente para la generación de electricidad se usa como alimentación para el segundo ciclo mediante la transformación de los gases de escape en vapor.

Por tanto, en este tipo de instalaciones la idea fundamental es aprovechar el calor generado por el primer proceso para llevar a cabo el segundo proceso, de ahí que hablemos de ciclos combinados.

A continuación, a modo de resumen, se incluye un esquema simplificado que muestra todo el proceso descrito anteriormente, de una forma más clarificadora:

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30
Jul

A raíz de los problemas surgidos en los últimos tiempos en las autopistas de peaje, y con motivo de la entrada de varias de ellas en concurso de acreedores (radiales R-2, R-3, R-4 y R-5 y M-12), las partes implicadas (Gobierno, constructoras y bancos acreedores) decidieron buscar una solución.

Dicha solución es importante, ya que existe el riesgo de que alguna de las concesionarias de autopistas opte por resolver el contrato de concesión y se acoja al art. 247 de la Ley de Contratos del Sector Público. Esto obligaría a la Administración a abonar a la concesionaria las cantidades que ésta hubiese invertido en la expropiación de terrenos y la ejecución de las obras. Por tanto, hay que recordar para el Gobierno es de vital importancia llegar a un acuerdo para evitar que la quiebra de alguna de las concesionarias afecte a las arcas públicas.

Con este objetivo había una reunión prevista para el pasado jueves 24 de julio entre los Ministerios de Hacienda y Fomento y las principales entidades financieras acreedoras de las autopistas en concurso, pero finalmente la reunión quedó aplazada al 31 de julio, donde se espera llegar a una decisión final acerca del problema.

Las condiciones previas a la reunión aplazada consistían en que se llevaría a cabo una quita del 50% de la deuda (siendo el total de unos 4.500 millones de euros), y por el resto se les daría a los bancos un bono a 30 años con un tipo de interés fijo del 1% más un variable en función del tráfico en las autopistas. En cualquier caso, el Gobierno se veía dispuesto a incrementar el tipo fijo si la recuperación económica en ciernes traía consigo un incremento en el uso de los peajes. Por otro lado, también descartaba dar a los bonos el aval del Estado.

Además, el Gobierno siempre pretende evitar que el rescate compute como deuda pública, de modo que la Comisión Europea no vea el proceso como una ayuda estatal.

Sin embargo, el principal problema para el Gobierno son los bancos acreedores internacionales que, con un tercio de la deuda en su haber, no se muestran en principio favorables ni a la quita ni a aceptar un tipo de interés tan bajo (1%) por el bono.

Esta es la situación en la que nos encontramos en este momento. En los próximos blogs analizaremos las decisiones finales adoptadas por las partes y las implicaciones de las mismas.

29
Jul

Hacia el fin del Quantitative Easing

Escrito el 29 julio 2014 por Antonio Rivela Rodríguez en Uncategorized

Partiendo de las últimas noticias, parece probable que la Reserva Federal de EE.UU ponga fin en este mes de octubre al programa de Relajación Cuantitativa (Quantitative Easing) que ayudó a la economía estadounidense a recuperarse de la crisis financiera y mantuvo los tipos de interés cercanos al 0% durante los últimos años.

La promesa inicial de la Fed fue que no se retirarían los estímulos totalmente hasta que la economía fuese lo bastante fuerte como para permitir una subida de los tipos de interés en los bonos. Por lo tanto la retirada de estímulos sería progresiva a medida que la situación económica mejorase.

Pues bien, la Fed ha determinado que la economía ya puede empezar a regularse por sí sola y pretende llevar a cabo el recorte final de estímulos en octubre.

Por tanto, dado que este tema vuelve a estar de actualidad, aprovecharemos para recordar algunos aspectos básicos del Quantitative Easing:

  • ¿Qué es el Quantitative Easing?

En español se traduciría como relajación monetaria o flexibilización cuantitativa.

Es un programa financiero llevado a cabo por los bancos centrales orientado a la recompra de bonos, generalmente de medio y largo plazo, con objeto dual de:

  1. dar liquidez a los bancos, los cuales se supone que prestarán el dinero a las empresas y las personas, eventualmente.
  2. Además al subir los precios de los bonos, bajan las rentabilidades, al tener estas una relación inversa.
  • ¿Por qué se lleva a cabo el Quantitative Easing?

Se hace para dar impulso a la economía, específicamente cuando las políticas de intervención clásicas, como bajar los tipos de interés ya no dan resultado. Obviamente no se pueden bajar los tipos a corto plazo cuando ya casi están en 0% en casi todas las economías desarrolladas.

  • ¿Qué tipo de activos se recompran?

Activos de renta fija, es decir bonos.

  • ¿Qué vencimientos?

 Típicamente de 2, 5 y 10 años, aunque podrían comprarse de cualquier plazo en el que queramos modificar el nivel de los tipos de interés.

  • ¿Siempre son bonos del estado?

No. De hecho, más o menos para hacernos una idea, de los $85bn que ha estado recomprando la Fed en su tercer programa QE3: $45bn. han sido titulizaciones hipotecarias residenciales (RMBS) y $40bn. han sido bonos del tesoro.

  • ¿Siempre la ejecuta la Fed en EEUU?

No. El Banco de Inglaterra y el Banco de Japón han sido muy activos últimamente recomprando bonos en el marco de QE.

Y Europa, lo ha hecho de forma indirecta, cuando ha ayudado a España, Irlanda, etc… recomprando bonos a los bancos locales.

  • ¿Desde cuánto se está aplicando?

En 2008 comenzó el primer programa QE1 con la quiebra de Lehman Brothers.

Dos años más tarde, se estableció el segundo QE2 con la crisis de la deuda europea.

Ahora estamos inmersos en el tercer programa o QE3, que ha estado recomprando $85bn al mes durante el año pasado 2013, y se esperan cantidades inferiores en el 2014.

  • ¿Qué es el Tapering?

El Tapering, significa simplemente una reducción del programa de recompra. Se está llevando a cabo desde el 2014, y se espera ir reduciendo de 10bn. en 10bn. cada mes. Es en este aspecto donde está la clave del punto y final del programa, y es que está previsto que en el mes de octubre se reduzcan los últimos 15bn, de modo que a partir de ahí ya no se seguirán recomprando activos.

  • ¿Se imprime dinero nuevo para hacer la recompra?

Generalmente sí. Y eso tiene efectos potencialmente negativos para la economía.

  • ¿Qué efectos negativos tiene el EQ?
  1. Los bancos a lo mejor se podrían quedar el exceso de liquidez en su balance, con objeto de fortalecer sus ratios financieros.
  2. Se puede debilitar la moneda, ya que al haber más moneda en circulación, por la ley de la oferta y la demanda, se está incrementando la oferta de dólares y en cambios la demanda se queda constante. Y como consecuencia se debilita el tipo de cambio, en este caso el dólar
  3. Se puede generar inflación, si se inunda la economía de liquidez.
  4. Se pueden generar burbujas en los mercados, los activos financieros suben de precio más de la cuenta, al saber los participantes de mercado que existe un comprador que adquiere billones todos los meses, independientemente de si tiene sentido o no.

Espero, que os haya clarificado este tema, tan especializado de nuestro sector, pero que tanto afecta a los mercados.

Nos vemos pronto.

8
Feb

Cambios normativos en Energías Renovables I

Escrito el 8 febrero 2014 por Antonio Rivela Rodríguez en Analisis Financiero

El pasado 03 de Febrero la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha enviado al sector eléctrico la orden de estándares que fija la nueva retribución para las energías renovables y la cogeneración, de acuerdo al desarrollo del Real Decreto –ley 9/2013 de 12 julio.

Este texto debe aprobarse todavía y existe un plazo para que los agentes del Mercado puedan plantear alegaciones al mismo, por lo tanto habrá que esperar a que sea definitivo.

Las bases de este marco retributivo se han recogido en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre del Sector Eléctrico, fundamentalmente en el artículo 14, concretando igualmente, los criterios y la forma de revisión de los parámetros retributivos para las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos con regímenes específicos.

De esta forma, los parámetros retributivos se fijarán por periodos regulatorios que tendrán una vigencia de seis años. Estos parámetros retributivos podrán revisarse antes del comienzo del periodo regulatorio. Si no se llevara a cabo esta revisión se entenderán prorrogados para todo el periodo regulatorio siguiente.

La Ley 24/2013 de 26 de diciembre, además determina que legalmente se fijará antes de cada periodo regulatorio el valor sobre el que girará la rentabilidad razonable de lo que reste de vida regulatoria y que en ningún caso podrán revisarse una vez reconocidos, la vida útil regulatoria ni el valor estándar de la inversión inicial de una instalación.

Por otra parte, preceptúa esta ley que cada tres años se revisarán para el resto del periodo regulatorio las estimaciones de ingresos por la venta de energía generada, valorada a precios de mercado de producción, en función de evolución de los precios de mercado y las previsiones de horas de funcionamiento.

La citada ley, recoge que el primer periodo regulatorio se iniciará en la fecha de entrada en vigor del Real Decreto –ley 9/2013 de 12 julio y finalizará el 31 de diciembre de 2019.

Para el cálculo de los parámetros retributivos de las instalaciones tipo, se considera como rentabilidad razonable, el rendimiento medio en el mercado secundario de las obligaciones del Estado a 10 años de los 10 años anteriores a la entrada en vigor del Real Decreto-ley 9/2013 de 12 julio, esto es el periodo comprendido entre el 1 de julio de 2003 y el 30 de junio del 2013. Este valor es el equivalente a 4,398 por ciento, que una vez sumado los 300 puntos básicos, hacen que el valor de la rentabilidad razonable sea el 7,398 por ciento.

El valor estándar parte de la suma de la potencia nominal de las instalaciones y para la potencia pico a efectos de cálculo, se ha tomado un incremento medio del 15% respecto a la potencia nominal.

Se establece un valor estándar de la inversión inicial de cada instalación tipo, en base a los estudios de instalaciones reales, análisis de informes específicos y datos de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Dicho valor inicial permanecerá invariable para cada instalación tipo hasta el final de su vida útil regulatoria, según lo establecido en la Ley 24/2013 de 26 de diciembre.

El régimen retributivo durante el periodo de vida regulatoria ( 30 años desde el día siguiente de la fecha de puesta en marcha de las instalaciones) se basa en una retribución por la venta de energía valorada a precios de mercado, una retribución especifica compuesta por un término por unidad de potencia instalada, que cubra los costes de la inversión para cada instalación tipo que no pueden ser recuperado por la venta de la energía en el mercado, al que denomina Retribución a la inversión, y un término a la operación que cubra , en su caso, la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la participación en el mercado de dicha instalación tipo, al que se denomina Retribución a la operación.

Una vez que las instalaciones superen la vida útil regulatoria, dejarán de percibir la retribución a la inversión y la retribución a la operación.

Para el cálculo de costes de explotación, se han tenido en cuenta los costes asociados a la generación eléctrica para cada tecnología necesarios para realizar la actividad de forma eficiente y bien gestionada.

Para el cálculo de horas en funcionamiento se han considerado las horas anuales medias reales por año desde la puesta en marcha que han realizado las instalaciones según los datos de la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia, y partiendo de estos valores se han establecido el número de horas mínimo para la retribución a la inversión, el umbral de funcionamiento para poder cobrar algo y número de horas máximo a efectos de la retribución de la operación.

El resumen es que establecen un sistema de retribución basado en un precio estándar de una instalación tipo y además existe otra retribución de la operación basada en un numero de horas de funcionamiento. El resto de energía irá calculada a precios del pull de la energía.

Este método de cálculo es efectivo desde el 14 de julio del 2013, fecha que se aprobó el Real Decreto –ley 9/2013 de 12 de julio.

 

 

 

 

4
Dic

En las últimas semanas hemos sido bombardeados, desde todas partes del mundo, con noticias que apuntaban a un cambio de rumbo en la política monetaria que ha venido implementando la Reserva Federal (FED) desde 2009, para tratar de reimpulsar a la economía estadounidense y volver a situarla en niveles previos a la crisis.

Este instrumento denominado Relajación Cuantitativa (Quantitative Easing en inglés) es una herramienta de la política monetaria utilizada por los bancos centrales cuando los tipos de interés están en unos niveles muy cercanos a cero y, por tanto, no es posible actuar sobre ellos. Se trata pues, de una política que se pone en marcha cuando los instrumentos de política monetaria habituales (tipos de interés y tipo de cambio) dejan de surtir el efecto esperado. Es asimismo, una política usada para desbloquear el crédito en las economías, haciendo fluir la liquidez en los bancos con la intención que se vuelva a prestar dinero a las familias y a las empresas.

La QE se basa principalmente en un programa de compras por parte del banco central nacional de un determinado volumen de activos financieros a bancos u otras instituciones financieras privadas. Los activos financieros adquiridos tienen, por lo general, un vencimiento superior a un año. Sin embargo y, al contrario de lo que suele suceder en una transacción convencional, el banco central no entrega directamente dinero a cambio de dichos activos, sino que lo que hace es reconocer un depósito a favor de dichas instituciones.

Por tanto, la Relajación Cuantitativa tiene como principal objetivo el influir sobre la oferta monetaria (aumentándola) y no sobre los tipos de interés (ya que no se pueden seguir reduciendo), al contrario que la política monetaria tradicional. Además de en Estados Unidos, esta política monetaria ha sido puesta en marcha en un en un gran número de economías de primer nivel tales como Japón, Reino Unido e incluso en Europa.

No obstante, la Relajación Cuantitativa no siempre tiene los efectos que inicialmente fueron previstos. De hecho, no puede ser vista como la panacea para todo tipo de problemas, ya que ocasiones el problema es muy superior al alcance de la propia QE. Además, puede darse el caso de que la intervención del correspondiente banco central no tenga un volumen lo suficientemente relevante como para influir en la economía nacional.

Uno de los problemas más frecuentes de la QE es su potencial efecto en la inflación a medio plazo, creando presiones al alza en los precios, aunque este efecto pueda ser rápidamente contrarrestado con políticas restrictivas, mucho más rápidas en hacer efecto.

En otras ocasiones, los objetivos de los programas de compra de activos de los gobiernos son tan amplios y ambiciosos, que obligan a mantener la política de relajación cuantitativa durante un periodo de tiempo tan largo que la hacen totalmente insostenible.

Precisamente, las previsiones de caducidad de la política de QE, aspecto que aún no se conoce a ciencia cierta, ha tenido unos efectos devastadores en las monedas de países emergentes. De hecho, la previsible retirada progresiva de los programas de Relajación Cuantitativa (y la consecuente previsible subida de tipos en Estados Unidos) se espera que provoque una salida de capitales hacia la primera potencia mundial que pondrá en aprietos a las ya de por sí resfriadas economías emergentes, que verán como sus monedas caen abruptamente.

En este sentido Cristine Lagarde, directora gerente del FMI, defiende una coordinación global, con políticas que reflejen la interdependencia y responsabilidad mutua entre países para planificar una retirada ordenada de las políticas de estímulo no convencionales que suavicen los efectos en determinados países, con el objetivo de no dañar la todavía frágil recuperación mundial. Las líneas de SWAPS han sido un elemento destacado por Lagarde como un instrumento muy adecuado para este fin.

6
Sep

VALORACIÓN DE EMPRESAS: MÉTODO DE DESCUENTO DE FLUJOS DE CAJA

Escrito el 6 septiembre 2013 por Antonio Rivela Rodríguez en Uncategorized

La idea principal del método es obtener la valoración de una compañía descontando los flujos de caja libres futuros esperados para una empresa, es decir el flujo de caja antes de intereses y después de impuestos. Es importante a la hora de realizar las proyecciones futuras entender el crecimiento del negocio y del sector donde se opera, así como los requerimientos de inversiones en capital y fondo de maniobra futuras para permanecer en una posición competitiva.

El factor de descuento. Metodología de Capital Asset Pricing Model.

El descuento de los flujos de caja se realiza mediante el Coste Medio Ponderado del Capital de la empresa. La fórmula para el cálculo del Coste Medio Ponderado del Capital (CMPC o WACC por sus siglas en inglés) es la siguiente:

CMPC = Ke* [E/(D+E)] + Kd*(1-T)*[D/(D+E)]

Dónde:
Ke = Coste del capital social
E/E+D = Ratio de capital social sobre capital social y deuda
Kd = Coste de la deuda
T = Tasa fiscal, el término (1-T)
D/E+D = Ratio de deuda sobre capital social y deuda

El coste medio ponderado del capital se descompone en dos partes:
1) El coste de la deuda de la empresa, que viene definido por el tipo de interés que la empresa debe pagar para financiarse en los mercados de deuda mediante la emisión de bonos, la obtención de créditos por parte de bancos, etc…
La financiación mediante deuda genera el pago de intereses, que tiene un efecto fiscal positivo para la empresa, al tener consideración de gastos fiscalmente deducibles. Este efecto positivo de la deuda se conoce como escudo fiscal, que viene recogido en la fórmula en el término (1-T)

2) El coste del capital social o el retorno requerido por sus accionistas por invertir en la empresa. El coste del capital social se calcula mediante la siguiente fórmula:

Dónde:
= Rentabilidad del activo libre de riesgo
= Beta, coeficiente del riesgo sistemático o no diversificable
= Tasa de rentabilidad esperada del mercado (portfolio eficiente)

La idea general detrás de la metodología de CAPM, gira en torno a la necesidad de que los inversores sean compensados de dos maneras: 1) por el valor temporal del dinero y 2) por el riesgo asumido.
El valor temporal del dinero se representa en la fórmula con la tasa de rentabilidad libre de riesgo, compensando al inversor por su dinero en un plazo determinado. Normalmente, se suele tomar en consideración como activo libre de riesgo los bonos estatales de países como Alemania para valoraciones en euros o Estados Unidos para valoraciones en dólares.

La segunda parte de la ecuación representa la compensación por el riesgo asumido al invertir en activos con riesgo. El coeficiente Beta mide la volatilidad de la empresa en relación al mercado y, en consecuencia, el riesgo que el mercado está otorgando a dicha empresa. Los coeficientes beta inferiores a 1 significan que la empresa se mueve en menor medida en relación al índice con el que se compara, tanto en subidas como en bajadas de cotización. Por lo tanto, las empresas con Beta inferior a 1 se pueden considerar como inversiones más defensivas y con menor riesgo. Por el contrario, las empresas con Beta superior a 1 tienen mayores variaciones en sus precios que las del mercado con el que se comparan, por este motivo se consideran inversiones con un riesgo más elevado que el mercado.

El último factor de la ecuación representa la prima que se espera en un mercado por el riesgo que supone invertir en un portfolio eficiente diversificado, sobre invertir en un activo libre de riesgo.

Cabe destacar que para realizar valoraciones de empresas es común desapalancar la Beta y reapalancarla de acuerdo a una nueva estructura de capital que se quiera estudiar implementar, aumentando o disminuyendo el nivel de deuda de la empresa, por ejemplo, si se está estudiando la adquisición de una empresa y se considera que dicha empresa no posee una estructura de capital óptima.

Valor terminal

El periodo de estimación de flujos de caja a descontar que se suele considerar rara vez supera los diez años, siendo común estimar un número menor. Esto se debe a la dificultad de estimar de forma medianamente precisa el futuro. Sin embargo, la vida de una empresa suele ir mucho más allá de este periodo, por lo que se requiere otorgar un valor a la empresa más allá de este periodo. Para ello, se incluye el valor terminal de la empresa.
El valor terminal se calcula mediante una perpetuidad.

Valor Terminal = [FC*(1+g)] / (CMPC-g)

dónde.
FC = Último flujo de caja estimado
G = tasa de crecimiento
CMPC = Coste Medio Ponderado de Capital

El flujo de caja utilizado debe ser realista e incorporar factores como la inversión de capital media de la empresa o el sector, aunque en el último flujo de caja no tenga estimado ninguno.
El factor de descuento debe ser adecuado a la tasa de crecimiento esperada. Esta tasa de crecimiento normalmente será la misma que la del sector donde opera la empresa, ya que históricamente es muy complicado obtener crecimientos superiores a los del mercado en periodos de tiempo muy prolongados.
Finalmente, cabe destacar que es importante no mezclar los flujos de caja con los factores de descuento, siendo este uno de los errores más comunes.
Los flujos de caja no deben tener en cuenta el coste de la deuda que ya se encuentra recogida en el factor de descuento.

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