cuadernos de nergía - enerclub

En este número

n Hacia un enfoque cualitativo de la liberalización de los mercados energéticos en Europapor Loyola de Palacios

n El sector energético y la ampliación de la Unión Europea, por Pablo Benavides

n Revenue Assurance en Empresas de Energía, por Luis Carro y Luis Bernal

n Fomento de las energías renovables, por Flavia Rosembuj

n Fidelización de clientes, el caso de las “multi-utilities”, por Fernando Huerta y Carlos Camps

n El desarrollo del protocolo de Kioto, por Enrique Doheijo y Milagros López

n Protección de datos en el Sector de la Energía, por Rafael Echegoyen y Ana Martín

n Estrategia financiera en las empresas eléctricas, por Emilio Ontiveros y Arturo Rojas

n Lecciones de una OPA, por Iñaki Garay

eC U A D E R N O S D E

Nº 2

C L U B E S P A Ñ O L D E L A E N E R G Í A

nergía

Julio

200

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ÍndiceÍndice

Consejo Editorial

José Luis Martínez, Director General del Club Español de la Energí[email protected]

Jesús Navarro, Socio Director de Energía de Deloitte & Touche [email protected]

Javier Pérez-Ardá, Socio Responsable de Energía y Telecomunicaciones de Garrigues Abogados y Asesores [email protected]

Juan Sancho Rof. Vice-Presidente de Refino y Marketing de Repsol-YPF

Iñaki Garay. Director del periódico “Expansión”

Pablo Benavides. Ex-Director General de Energía de la Unión Europea y Asesor de la Secretaria de Estado para AsuntosEuropeos del Ministerio de Asuntos Exteriores

Rafael García de Diego. Director de Asesoría Jurídica y Secretario del Consejo de Administración de Red Eléctrica de España

S i d e s e a c o p i a s a d i c i o n a l e s d e e s t a p u b l i c a c i ó n l e i n v i t a m o s a v i s i t a r l a s s i g u i e n t e s w e b s i t e s :w w w . g a r r i g u e s . e s , w w w . e n e r c l u b . e s , w w w . d e l o i t t e . e s , d o n d e e n c o n t r a r á t o d o s l o s n ú m e r o sq u e s e p u b l i q u e n e n f o r m a t o d i g i t a l .

Hacia un enfoque cualitativo de la liberalización de los mercados energéticos en Europa Por Loyola de Palacios (Vicepresidenta de la CE a cargo de la Energía y el Transporte)

Actualidad Internacional: El Sector Energético y la actualidad de la Unión EuropeaPor Pablo Benavídes (Ex Director General de Energía de la Unión Europea)

Revenue Assurance en Empresas de EnergíaPor Luis Bernal (Deloitte & Touche)

Fomento de las energías renovables

Por Flavia Rosembouj González (Garrigues Abogados y Asesores Tributarios)

Fidelización de clientes el caso de las “multi-utilities”

Por Fernando Huerta y Carlos Camps (Global Management Solutions)

El desarrollo del protocolo de Kioto

Por Milagros López Simón y Enrique Doheijo (Deloitte & Touche)

Protección de datos en el Sector de la Energía

Por Rafael Echegoyen y Ana Martín Quero (Garrigues Abogados y Asesores Tributarios)

Estrategia Financiera en las Empresas Eléctricas

Por Emilio Ontiveros y Arturo Rojas (Analistas Financieros Internacionales)

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Hacia un enfoque cualitativo de laliberalización de los mercadosenergéticos en Europa

La Unión Europea no tienemuchas posibilidades de elecciónen lo referente a su políticaenergética y sus márgenes demaniobra son reducidos, ya que sudependencia externa en suministroenergético alcanza cerca del 50% desus necesidades, con una previsiónde llegar al 70% en 2020. Ante estehecho, la Unión Europea hadecidido basar su políticaenergética en tres pilares: actuarsobre la demanda, diversificar laoferta y organizar de maneraóptima el mercado interior de laenergía.

La apertura del mercado energético Ahora bien, la entrada en vigor afinales del mes de julio de 2003 delpaquete legislativo sobre elmercado interior de la electricidad yel gas constituye una verdaderarevolución. En efecto, a partir dejulio de 2004, los mercadoseuropeos se abrirán totalmente paratodos los consumidoresprofesionales, precediendo así laapertura total para todos losconsumidores, tanto profesionalescomo domésticos, en julio de 2007.Si se analiza el camino recorridodesde los años noventa, se puedeconstatar que la Unión Europea ha

logrado un enorme avance en lamodernización de su economía.Porque no debemos confundirnos,lo que se está produciendo no essolamente un ejercicio deliberalización, sino la constituciónde un mercado único plenamenteintegrado y, sin duda alguna, uno delos más grandes del mundo.

En este sentido, el enfoque seguidopor la Unión Europea no es soloeconómico, sino tambiéncualitativo. Es innegable que losprimeros efectos de la competenciaen los mercados energéticos ya sehan puesto de manifiesto en losprecios, que han disminuidonotablemente en los mercadosplenamente abiertos, contribuyendoa la competitividad de las industriaseuropeas. Pero el impacto va másallá de este aspecto esencial. Ya quela apertura no es un objetivo en símismo: si se trata de conseguirprecios más competitivos, esigualmente importante mejorar elservicio al cliente y garantizar laseguridad del suministro de energía.En efecto, la apertura del mercadosignifica que las medidas deapertura a la competencia han sidoacompañadas de distintas garantíasde destacada importancia, como la

Loyola de PalaciosVicepresidenta de la Comisión Europea a cargo de la Energía y el Transporte

introducción a nivel europeo deobligaciones de servicio público -enparticular, la protección de losconsumidores más vulnerables, elmantenimiento del serviciouniversal y la garantía delsuministro eléctrico -, la creación dereguladores independientes, lainstauración de numerososincentivos para las inversiones, asícomo la promoción deinfraestructuras transeuropeas deinterconexión.

Las acciones sobre laoferta y la demanda

En paralelo, la Comisión ha lanzadonumerosas iniciativas en favor deuna mayor diversificación de laoferta, siendo la más significativa, sinlugar a dudas, la Directiva depromoción de la electricidadproducida a partir de fuentes deenergía renovable. El objetivo esambicioso: el porcentaje de lasenergías renovables debe pasar del6% actual al 12% del mix energéticoen 2010. Se puede, por supuesto,lamentar que los Estados no sehayan atrevido a dar el paso defijarse objetivos obligatorios. Perodebemos felicitarnos por esteimportante avance, que mantiene

Cuadernos de Energía

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2Cuadernos de Energía Cuadernos de Energía

sobre cada uno de los miembros dela Unión Europea una clara presión,cuyo impacto político y mediático nose puede negar. Además, laComisión Europea se ha reservado elderecho de volver de nuevo sobreesta cuestión si los resultadosalcanzados resultaran demasiadodistantes de los objetivos fijadosinicialmente.Pero la Comisión ha desarrollado,también, distintas acciones en favorde un consumo más óptimo de laenergía como, por ejemplo: Directiva sobre la eficienciaenergética en los edificios, queimpone normas más restrictivassobre los nuevos inmuebles o losque están en reconstrucción, asícomo la obligación de controlar lossistemas de calefacción. Se estimaque se podría economizar cerca del22% con una plena aplicación deestas normas.

Directiva de etiquetado energéticoque permite a los consumidorestener información sobre el mejorproducto en términos de eficienciaenergética.

Directiva para la promoción de laproducción combinada de calor yelectricidad, a un paso de adoptarsedefinitivamente.

Otras medidas a escala comunitariahan sido aprobadas o están en fasede preparación para apoyar losobjetivos medioambientales depolítica energética.

Conclusión

Numerosos elementos podríanañadirse a este rápido análisis. Perono quisiera concluir sin mencionarotro aspecto de los recientesavances del mercado energéticoeuropeo. En primer lugar, quisierahacer hincapié en el impacto deestas medidas sobre nuestrosvecinos y socios. Recientemente, enla conferencia ministerialeuromediterránea de Atenas, enmayo de 2003, se pudo constatarhasta qué punto es crucial tambiénpara muchos de nuestros sociosalcanzar una mayor integración yuna interconexión de sus mercadosenergéticos, demostrando una claravocación por acercarse o inclusoestar vinculados al mercadoeuropeo. Más allá de la contribucióna la estabilidad, esta integraciónenergética tendrá así seguramenteimportantes repercusiones sobre lasrelaciones entre productores yconsumidores.

Pero si se han adoptado muchasmedidas a escala comunitaria, esfundamental que los Estados velenpor su aplicación íntegra: el éxito dela política energética europeadependerá en gran medida de lacorrecta y rápida puesta en marchade las políticas aprobadas. LosEstados miembros tienen un papelclave que jugar. Pero la ComisiónEuropea seguirá atentamente lasituación y no dudará, cuandoproceda, en proponer otras

medidas complementarias. Losrecientes avances en el seno de laConvención europea, que por finpreveen integrar plenamente laenergía en la constitución de laUnión Europea, deberían facilitaruna política más integrada en tornoal siguiente tríptico: elfuncionamiento del mercadoenergético europeo, la seguridaddel suministro energético y lapromoción del rendimientoenergético y de las energíasrenovables.

Es esencial que el conjunto de losprotagonistas europeos ynacionales estén a la altura de loque está en juego, y secomprometan juntos a promoveruna dimensión fundamental delmodelo europeo de sociedad.

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Pablo BenavidesEx-Director General de Energía de la la Unión Europea y Asesor de la Secretaria de Estado para Asuntos Europeos del Ministerio de Asuntos Exteriores

El pasado 16 de abril en Atenas en una solemne yesperada ceremonia tenía lugar la firma del Tratado deampliación de la Unión Europea. La idea que resumemejor la importancia del acontecimiento y que se harepetido una y otra vez es la de una gran página de laHistoria que cierra un capítulo de separación y desgarrode Europa.

Esta trascendencia histórica no puede ocultar años depreparación desde la caída del muro de Berlín ennoviembre de 1989 y largos meses de arduasnegociaciones que han culminado en un texto de milesde páginas. No me parece inútil recordar en breveslíneas lo que un Acuerdo de adhesión de un nuevo paíssignifica: para cualquier nuevo candidato -en este casoChipre, Eslovaquia, Eslovenia, Estonia, Hungría, Letonia,Lituania, Malta, Polonia y la República Checa- laadhesión a la Unión Europea supone la aceptación delllamado "acervo comunitario", es decir, de la normativaadoptada hasta el día de la fecha en su integridad y laplasmación en cláusulas específicas de períodos detransición para su aplicación práctica cuando ambaspartes - la Unión Europea y el país candidato- loestablezcan de mutuo acuerdo. No se trata de un"diktat" o de un "ukase" -perdónenseme los barbarismosen honor a su contundencia- sino de un pacto por elque un nuevo miembro acepta las reglas establecidas ypactadas por la Unión a la que aspira ingresar.

El sector energético y la ampliación de la Unión Europea

Esta regla es de aplicación también en el sector de laenergía. Es cierto que en comparación con otros sectorescomo el agrícola, el energético es uno de los menosregulados en la Unión por razones múltiples que hanllevado a la inexistencia, al menos teórica, de unagenuina política energética común. Queda por ver si estacarencia, flagrante y paradójica en los tiempos actuales,será suplida en la Constitución Europea que laConvención para el futuro de Europa está ahoraredactando. Pero esta escasez de normas comunitariasno disminuyen en nada la trascendencia de éstas ni delas obligaciones que suponen para los nuevos miembros.

La entrada de los diez nuevos miembros no alterasignificativamente los datos de base de la estructuraenergética de la Unión. Ninguno de ellos es unproductor importante de recursos energéticos aexcepción del carbón polaco que contribuye, como lainmensa mayoría del carbón europeo, no a paliar sinomás bien a agravar los problemas inherentes a esaestructura crecientemente deficitaria de la Unión.Algunos aportan una producción de energía de origennuclear cuyo diseño ex-soviético también constituirá unafuente de problemas cuando no de tensiones. El procesode liberalización y privatización del mercado energéticoapenas en sus balbuceos en estos países podrá con algode esfuerzo recuperar la ventaja que la Unión Europea lelleva y que no es excesiva si se observan con mirada

Actualidad Internacional

4Cuadernos de Energía

crítica las rémoras y los obstáculos que ésta encuentraen su camino y que todavía hacen de ella un conjuntode quince mercados separados y no un único mercadoenergético. Quizás los aspectos medioambientalesligados a la energía sean aquellos en los que los paísesde la ampliación hayan de hacer aún un mayor esfuerzode adaptación y renovación.

Pero analicemos uno a uno los temas en los que elTratado de ampliación dedica alguna atención al sectorde la energía o aquellos en los que se esperan medidas,algunas dolorosas, de esos países. El petróleo y el gas delos que tan necesitada está la Unión Europea -sudependencia en estas dos fuentes puede ser del ordendel 90 % y del 70 % en los años 2020- siguen estandoigualmente ausentes en una Unión de 25 estados. Losnuevos miembros aportan un sesgo más pronunciadode dependencia de Rusia en una línea tendencial que nodifiere mucho de la que podría ser en el futuro la de laUnión Europea en su conjunto tanto más si Rusiadesarrolla un día en su cooperación energética con laUnión sus proyectos gasísticos así como su exportaciónde crudo a través de otros grandes proyectos como eldel puerto de Murmansk. La red de oleoductos ygasoductos que unían a la Unión Soviética con suspaíses satélites necesitará posiblemente remozarse yenlazar con la malla existente ya en Europa occidental. Elprograma de redes transeuropeas podría, quizás, si sesuperan algunos prejuicios, ayudar a ello.

Al margen de producciones indígenas derelevancia escasa, dos países disponen derecursos energéticos que han dado lugar amenciones en el Tratado de Ampliación. Por unaparte, Polonia con su producción carbonífera y porotra, Estonia con sus pizarras bituminosas. El sectordel carbón en Polonia ha sido históricamente uno delos más conflictivos en un país rico en sectorespolémicos como los astillerosnavales o la agricultura. Más de cienmil mineros trabajan aún en el carbónen Polonia en condiciones difícilespara producir unos 103 millones detoneladas a preciosnecesariamentesubvencionados y destinadas acentrales eléctricas altamentecontaminantes. Pese a los planes dereestructuración del sector que los

sucesivos Gobiernos polacos han emprendido haciendofrente a movimientos sociales muy duros, el carbón enPolonia sigue siendo una asignatura pendiente. Lapolítica comunitaria de competencia -y, por lo tanto, lade las ayudas de estado- que Polonia se comprometióya a asumir y aplicar desde su "Acuerdo europeo" de1991, habrá de serlo sin excepciones a partir de laentrada en vigor del Acuerdo de Adhesión. El carbónpolaco se seguirá produciendo y su utilización en laproducción eléctrica continuará pero las ayudas deestado que en la actualidad recibe habrán de seguir lasnormas que la Unión Europea se ha dado. Y no se olvideque desde que el 23 de julio del presente año el Tratadode París que creaba la CECA (Comunidad Europea delCarbón y del Acero) ha expirado al término de cincuentaaños de existencia esas disposiciones serán lasestablecidas con carácter general en elTratado de Roma. Polonia dispondrá,por lo tanto, al igual que el resto dela Unión Europea hasta el año 2007con una posible prórroga hastael 2010 de un período duranteel cual las ayudas a lareestructuración seránautorizadas


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Eslovenia, de 2006 para Malta, de 2007 para Chipre, de2008 para Polonia y Eslovaquia y de 2009 para los trespaíses bálticos.

Si Estonia dispone de una apertura gradual de sumercado eléctrico, la República Checa podrá no aplicarlas disposiciones de la Directiva sobre el mercado delgas, y en concreto las de la apertura de su mercado,hasta el 31 de diciembre de 2004, un período detransición de muy escasa utilidad si se piensa que elTratado de ampliación sólo estará previsiblemente envigor a partir de 1 de mayo de 2004.

Posiblemente la situación y el futuro de las centralesnucleares de los países candidatos son, desde hace años,el mayor quebradero de cabeza para la Unión Europeaen el sector energético. Desde que en noviembre de1989 cayera el muro de Berlín y se instaurara unacooperación técnica dotada de recursos financierosimportantes a través de los Programas comunitariosPHARE y TACIS, para los países del Centro y el Este deEuropa y para la ex-Unión Soviética respectivamente,las centrales nucleares de esos países llegaron aconvertirse en el centro de la atención de la UniónEuropea. La catástrofe de Chernóbyl en abril de 1986seguía viva como una pesadilla irrepetible en losespíritus europeos.

De haber sido posible, y de hecho así se hizo enAlemania después de la reunificación, todas las centralesde diseño soviético hubieran sido cerradas. Pero la altadependencia energética de esos países de las centralesnucleares obligó a la Unión a concentrarse en aquellasque mayor riesgo podían presentar es decir el modelo degrafito RBMK (el de Chernóbyl) y manteniendo enactividad debidamente modernizadas las del modeloVVER. El Tratado de Ampliación prevé en tres Protocoloslas disposiciones acerca de las centrales de Ignalina enLituania, de Bohunice en Eslovaquia y de Temelin en laRepública Checa.

Sin duda alguna la central de Ignalina. Modelo RBMK, hasido la que más problemas ha suscitado. Ignalina esprácticamente la única fuente de energía de Lituania quepermite, incluso, a este país exportar parte de suproducción eléctrica con los consiguientes beneficiospara su balanza de pagos. De aquí que el forcejeo entrela Unión Europea y Lituania se haya prolongado duranteno pocos años y haya llegado a politizarse seriamente

anualmente como hasta ahora por la Comisión.Alemania, España, Polonia y, quizás, en parte, el sectorcarbonífero del Reino Unido se encontrarán juntos abordo del mismo barco.

El problema estonio -menor en su importancia absolutapero no en su impacto nacionales decir sudependencia energética de la producción de pizarrasbituminosas ("shale") ha podido resolverse con unperíodo de transición de ocho años. Estonia, a medioplazo, sabe que esa producción no podrá constituir unafuente energética consistente y que su futuro entérminos de energía está posiblemente ligado al delllamado "anillo báltico" ("baltic ring") en el que Rusiaterminó por participar aún a regañadientes cuandoconstató el papel relevante y políticamente influyentede abastecedor que le tocaba jugar. Así pues, hastafinales del año 2012, Estonia dispone de una reserva desu mercado energético y de la posibilidad de abrirgradualmente el acceso de la electricidad importada ydestinada a consumidores no-domésticos.

La Unión Europea tiene establecida la obligación de quecada uno de los países miembros mantengan reservasde petróleo de carácter estratégico para cubrir unperíodo de noventa días de consumo. Esta obligación,derivada de la crisis de 1973 en la que se puso demanifiesto las graves carencias en materia deabastecimiento autóctono que la Unión sufre y sufrirá,supone una considerable carga económica tanto encuanto a las estructuras necesarias como en recursosfinancieros inmovilizados. La Vicepresidente Loyola dePalacio propuso, incluso, la ampliación de ese período120 días, algo que el Consejo no parece dispuesto aaceptar de acuerdo con las discusiones de su recientereunión de mayo. A finales de los años noventa propuse,como Director General de Energía, al Consejo unamodificación de la normativa comunitaria en la quemanteniendo el principio de las reservas se flexibilizabanlos medios para su utilización a través delreconocimiento de los acuerdos bilaterales entre lospaíses miembros para una cooperación o ayuda mutuaen situaciones de crisis de abastecimiento.

En cualquier caso, la aceptación de una obligaciónsemejante supone un esfuerzo que varios paísescandidatos no podían permitirse, lo que ha llevado aestablecer períodos de transición para asumir esanormativa hasta fines de 2005 para la República Checa y


amenazando la adhesión de ese país a la Unión. ElProtocolo incluido en el Tratado comprende varioselementos fundamentales. Por una parte, el compromisoconsolidado lituano de cerrar las unidades 1 y 2 de lacentral antes de 2005 y del 31 de diciembre de 2009respectivamente. La Unión Europea facilitará asistenciafinanciera por un total de 280 millones de euros duranteel período 2004-2006 y se compromete a continuar suasistencia en cifras no previstas más allá de 2006. UnPrograma para Ignalina analizará el desmantelamientode la central y sus consecuencias y, finalmente, unacláusula de salvaguardia prevé los casos dedesabastecimiento energético que podrían plantearseen razón del cierre de la central hasta fines de 2012. Contodas estas disposiciones quedará ultimado el problemaque Ignalina ha venido planteando a la Unión Europeadesde hace casi diez años.

El caso de la central de Bohunice en Eslovaquia no harevestido los mismos caracteres dramáticos del reactorlituano y el Protocolo correspondiente establece que susunidades 1 y 2 serán clausuradas antes de fines de 2006y de 2008 respectivamente para lo cual la Unión secompromete a facilitar financiación por valor de 90millones de euros hasta 2006 y prevé la posibilidad decontinuar algún tipo de ayuda más allá de 2006, fechalímite de las actuales perspectivas financieras ypresupuestarias de la Unión.

Finalmente, la central de reciente construcción, deTemelin en la República Checa en plena operatividadsólo desde hace unos meses, ha provocado gravesdesavenencias esmaltadas de amenazas políticas entreeste país y Austria cerca de cuya frontera se encuentraubicada. Las interminables discusiones austro-checasculminaron en las llamadas "Conclusiones del procesode Melk", ciudad en la que tuvieron lugar buena parte deaquellas. Una Declaración común recogida en el Tratadootorga carta de naturaleza comunitaria a ese documentoque establece normas de buena conducta en materia deseguridad nuclear para aliviar la fuerte presión delpartido de los Verdes austríaco. La decisión del Cancilleraustríaco ha sido determinante para alcanzar un acuerdoque parecía difícil y, sin embargo, absolutamente,imprescindible para unas buenas relaciones entre losdos países

Para terminar el capítulo nuclear, el Tratado concedeperíodos de transición a Letonia y a Polonia hasta finesde 2005 y 2006 respectivamente para aplicación de laDirectiva EURATOM sobre la protección contraradiaciones en prácticas de terapia médica evitando asíque los diagnósticos médicos se vean interrumpidos enesos países por no cumplir íntegramente las exigenciascomunitarias.

La dimensión medioambiental de la energía también hasido contemplada en ciertas disposiciones del Tratadode ampliación, una dimensión que, con carácter general,suscitaba problemas serios en cuanto a la preparaciónlegal, administrativa y financiera de los países candidatospara asumir sus nuevas obligaciones de paísesmiembros. El capítulo relativo al medio ambiente es, sinduda, uno de los más minuciosos y exigentes delTratado. Así, las exigencias en materia dealmacenamiento y distribución de gasolina desde losterminales a las estaciones de servicio previstas en unaDirectiva del año 1994 se aplicarán a fines de 2004 enMalta, de 2005 en Polonia, de 2006 en Estonia, de 2007en Lituania y Eslovaquia y de 2008 en Letonia. Por otraparte, Polonia podrá, hasta fines de 2006, utilizarpetróleos pesados con un contenido en azufre superioral admitido en la Unión ya que su utilización es, por elmomento, frecuente en instalaciones pequeñas ymedianas. En cuanto a Estonia, su utilización de laspizarras bituminosas le autoriza a disponer de unperíodo de gracia en la aplicación de la Directiva sobreresiduos hasta fines del año 2009.

Pese a no ser la energía, como se ha dichoanteriormente, un sector susceptible de crear gravesproblemas en la Ampliación, su importancia económica,la situación geoestratégica de los nuevos paísesmiembros, su estrecha relación con la antigua UniónSoviética y su dependencia energética de ésta y la actualvolatilidad de la normativa comunitaria en este sectorhacen que el Tratado firmado en Atenas constituya unreferente fundamental para el futuro energético de esosnuevos socios.


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Es un hecho cierto que lasempresas tienen dudas razonablesde que pierden ingresos. ¿Perosaben cuánto y qué lo provoca?.Los cambios profundos en elMercado de la Energía, que hapermitido identificar nuevas formasde crear valor, no ha modificado,sin embargo, algunas máximas enlos negocios: orientación al cliente,facturar correctamente y a tiempo,cobrar lo antes posible y, enresumen, maximizar los beneficios.

El objetivo de analizar el ciclo deingresos es tan sencillo comofacturar toda la energía (o gas)dejada en contadores (minimizandolas posibles pérdidas) así comotodos los servicios en tiempo yforma. Dicho de forma másacadémica, se trata del conjunto deactividades que una organizaciónrealiza para asegurar que susprocesos, actividades yprocedimientos maximizan losingresos. Entendemos el "Revenue

Revenue Assurance en Empresas de Energía

Assurance" como una combinaciónde estructura organizativa, procesos,tecnología e información orientadaa comprender y monitorizar el ciclode ingresos, incluyendo:

w Identificación y ubicación de losriesgos de pérdidas económicasdentro del ciclo de ingresos.

w Definición y priorización de loscontroles que permitiríanminimizar el riesgo de pérdidaeconómica.

w Monitorización global quegarantice que, el rendimiento delos procesos relacionados con elciclo de ingresos, es cuantificado einformado con precisión.

Para ello, es necesario identificar elorigen de las incidencias (no lossíntomas) y comprender lasactividades que impactan de formasignificativa en la generación deingresos y que tienen, por tanto,posibilidad de provocar pérdidas si

no están convenientementeintegradas en los procesos denegocio "extremo a extremo": no esun problema del departamentofinanciero ("son los que facturan") ode comercial ("gestiona lasrelaciones con los clientes") o desistemas de información ("procesanla información"),...

El "Revenue Assurance", por lotanto, incide sobre tareas,actividades y responsabilidades devarios Departamentos. El fin últimode este proceso pretende estimareconómicamente la pérdida deingresos (tanto en superficie comosumergida) y los costes deoportunidad a futuro, identificandolas causas de los mismos, yactuando sobre estas para conseguiralcanzar una mayor "eficienciaoperativa" en el flujo de generaciónde ingresos.

Luis BernalGerente del Grupo Enterprise Risk Services de Deloitte&Touche [email protected]


El ciclo de ingresos en el mercado de la energía

Probablemente todas las compañíasa las que pudiéramos consultar,afirmarían que su estrategia estáorientada al cliente y que uno de susfines como Organizaciónempresarial es optimizar el flujo degeneración de ingresos. En cómoconseguir esos objetivos es donde,quizás, empiezan a surgir lasdiferencias.

La experiencia demuestra que, hastala fecha, algunas de estas empresashan evolucionado sus estructurasorganizativas adaptándose alconcepto de "gestor de cuenta". Enotras, sin embargo, la Organizacióncompagina ese enfoque estratégicode orientación al cliente con unaestructura en la que existen Áreas oDepartamentos responsables deuno u otro producto (gas oelectricidad), o bien, organizadas en

Desarrollo deProductos y

Estrategia dePrecios

Comercializaciónde Productos y

Servicios

Gestión Relacionescon Clientes y

Agentes deMercado

Tarificación yFacturación

Contabilización yRegistro

Gestión en laInfraestructura

Gestión Cobros yFraude

Marketing deProductos y Servicios

Provisión deServicios

R E V E N U E A S S U R A N C E

base a la clasificación por mercadoeléctrico (a tarifa o regulado versusliberalizado).

De la misma forma, los procesosoperativos asociados al "ciclo deingresos" también presentandiferencias ciertas que inciden,fundamentalmente, en la necesidadde determinar para cada Compañíael perímetro de actividades yprocedimientos involucrados en lagestión de los ingresos.

A pesar de estas diferencias enOrganización, Procesos y Sistemasde Información entre las distintasEmpresas puede considerarse, concarácter general, que las principalesáreas asociadas al ciclo de ingresosson las mostradas en la Figura 2.

El centro del modelo de negocio esel cliente (como se aprecia en laFig.2: Modelo de ciclo de ingresos).Considerando la liberalización delmercado eléctrico, aún tiene una

Figura 2. Modelo de ciclo de ingresos

mayor relevancia y vigencia lamáxima: "conseguir un cliente esdifícil, pero retenerlo aún más; yrecuperarlo una vez perdido, puedeconsiderarse una misión imposible".Tan importante es la respuesta quese da a los clientes (calidad deservicio, disponibilidad, simplicidady claridad en las ofertas), como unafactura exacta y a tiempo.

Las áreas incluidas en el perímetrode análisis del ciclo de ingresosvarían en función de la Compañía.Sin embargo, en base a nuestraexperiencia y sin pretender obteneruna lista exhaustiva, es frecuenteidentificar pérdidas de ingresos enlos siguientes puntos:

Clientes en régimen decompetencia de mercado

Estimación de consumos ygeneración de ofertas: Los criteriosde generación de ofertas paraclientes en competencia de


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mercado pueden calificarse comocomplejos (las compañías siguendistintos métodos e incorporandiferentes conceptos a las ofertaspresentadas). Sin embargo, en unnúmero significativo de contratos, laprevisión de consumos determina,en base a tramos, el precio mediopor KwH a facturar. Las desviaciones entre las curvas decarga estimadas y las realesprovocan, en ocasiones, que si lacurva aplicada para calcular la ofertahubiera sido la real, el precio medioa facturar por KwH hubiera sidosuperior de forma apreciable. Cabríasuponer que el efecto de estasituación resultara neutro, es decir,que las ofertas infravaloradas sevieran compensadas con lassupravaloradas, sin embargo,resultan más frecuentes por númeroe importe las situaciones en las quelos ingresos de la Compañía se venimpactados negativamente.

Renovación de contratos: Los costesde oportunidad asociados a retrasosen la renovación de contratostambién inciden, de forma negativa(en la medida que, en los últimosaños, se ha producido unincremento en el precio medio alque se factura el término deenergía), en el proceso degeneración de ingresos.

Los datos de los que disponemosmuestran que más de un 10% de loscontratos vencidos sufren retrasos(superiores a una semana) en larenovación.

Obtención de consumos: Los retrasosen la obtención de consumos difierenla puesta al cobro de los importes

asociados a dichos consumos.Fundamentalmente, este hecho incideen un coste financiero comoconsecuencia de aplicar al retrasomedio de facturación, el coste definanciación de la empresa (costemedio del capital ponderado - WACC).

En algunas Compañías, incluso, la noobtención de la lectura del mes n-1retrasa la facturación de losconsumos correspondientes al mes n,o posteriores, lo que agrava elimpacto de esta fuente de pérdida deingresos.

En cualquier caso, estos retrasosinciden también en la dificultad paraobtener un "balance de energía" yafectan, de manera directa, a losprocesos de Liquidación de Energía ya las relaciones con otros agentes delmercado.

Facturación: Por otra parte, en algunascompañías existen retrasos apreciables(superiores a cinco días hábiles) entrela obtención de los consumos y lafacturación y que afectan a unporcentaje significativo (superior al20%) de las facturas emitidas.

Además, las facturas rectificadastambién inciden (retrasando lapuesta efectiva al cobro) en el ciclode ingresos. Si bien, el porcentaje defacturas rectificadas sobre facturasemitidas - en términos generales -está experimentando una evoluciónpositiva, en el 2002, para algunasCompañías comercializadorassuperaba el 5%.

Por último, algunas Organizacioneshan adoptado un modelo en el queresulta relativamente frecuente la

facturación por término de potenciaante la dificultad o retraso en laobtención de consumos. Esta práctica(que permite la acumulación defacturas exclusivamente por términode potencia - llegándose a concatenarvarias facturas de este tipo - ) tambiénincide en el flujo de generación deingresos y puede ser cuantificada.

Tal y como se puede observar todoslos puntos, anteriormentecomentados, tienen en común laposibilidad de cuantificareconómicamente el importe de la"pérdida" y el carácter medible(mediante la definición deindicadores) de la evolución de losmismos.

Clientes de mercadoresidencial

Provisión de suministro: El RealDecreto 1955/2000 de 1 dediciembre (por el que se regulan lasactividades de transporte,distribución, comercialización,suministro y procedimientos deautorización de instalaciones deenergía eléctrica), establece, entreotros aspectos, los criterios para ladeterminación de los derechos deextensión, acceso, enganche yverificación. Asimismo regula, en elartículo 103, la calidad de laatención al consumidor (en especialplazos). Por otra parte, el artículo105, establece las "Consecuenciasdel incumplimiento de la calidad deservicio individual". La experiencia demuestra que, enalgunas Compañías, la calidad de lainformación de gestión asociada anuevos suministros puedeconsiderarse, inexacta, incompleta o,


en el peor de los casos, inexistente.Esta situación dificulta conocerexactamente cual es el impactoeconómico de las penalizacionespor demora (o incluso el coste deoportunidad asociado a retrasos enla provisión del servicio).

Obtención de consumos: El costemedio de lectura por ruta es unparámetro interesante queconvendría monitorizar. Peroindependientemente de este factor,que incide más bien en la gestión decostes, la obtención de los consumos(entendido como la lectura de laenergía dejada en contadores)constituye un factor clave.

La cuota fija permite reducir(siempre en línea con lo dispuestoen el artículo 82 del R.D 1955/2000)el número de lecturas asociadas apuntos de suministro. Laaplicabilidad de esta medidapermite, especialmente en aquelloscasos de difícil acceso (segundaresidencia, contadores noaccesibles,...), emitir una facturaciónen base a consumos estimados.

Igualmente, la gestión de anomalíasen la obtención de consumos(razonabilidad de los consumos,consumo cero,...) permite, en lamedida que se actúe sobre el plazode resolución de las mismas, laanticipación de la puesta efectiva alcobro de dichos consumos.

Facturación y Gestión del Cobro:Probablemente, en el caso defacturación, los ejemplos seríansimilares a los mencionados en elcaso de clientes sujetos a régimen de

competencia. Sin embargo, en el casode los cobros, los porcentajes decobros domiciliados permiten,además de una mayor trazabilidad enla conciliación entre deuda y cobro yuna menor comisión bancaria,anticipar el cobro de las facturas.

En todo caso, las devoluciones o, enparticular, el análisis de las causas(en la medida que sean imputablesa las Compañías y no a las entidadesfinancieras), permite arbitrarmecanismos de respuesta queminimicen el cobro efectivo de lasfacturas emitidas.

Gestión de la deuda: La carencia deindicadores de gestión relativos a laantigüedad y calidad de la deudatambién incide, en ocasiones, en elproceso de generación de ingresosy generación de flujos de caja. En este sentido, resultasorprendentemente frecuenteobservar, incluso, discrepancias enlos criterios a aplicar, en función delas diferentes áreas geográficas deactuación de las Compañías.

Las soluciones específicas a aplicaren cada uno de los casoscomentados dependen de laOrganización de la Compañías, losprocesos de negocio implantados eincluso de los sistemas deinformación soporte a dichosprocesos.

En todo caso, los ejemplosanteriores permiten obtener unavisión global del alcance, delcarácter interdepartamental delanálisis del ciclo de ingresos y de lasventajas potenciales a nivel de

control y, especialmente, en lageneración de ingresos -identificación y cuantificación depérdidas -, del Revenue Assuranceen las Compañías.

El enfoque de larevisión del ciclo deingresos

Uno de los mitos relacionados conel ciclo de ingresos es que "elproblema es tan grande y complejoque nunca puede atacar". Lapregunta es, generalmente, pordónde empezar. La respuesta sedesprende de lo que hemoscomentado con anterioridad: unavisión global, nunca fragmentada. Silos esfuerzos no se orientan entorno a la estrategia del negocio,con objetivos y métricas deeficiencia asociadas, se obtendránesfuerzos inconexos y redundantes,sin un propósito claro.

Es necesario comenzar definiendo laestrategia para el ciclo de ingresos;analizar los objetivos del proceso ylos riesgos del negocio, de formaque sea posible: 1) priorizarlos; 2)agruparlos en sub-proyectoscoherentes y gestionables 3) conuna visión permanente de conjunto.

En este sentido, la Función deRevenue Assurance debe superar la"verticalidad" en los distintosDepartamentos que participan en laGeneración y Gestión de Ingresos yque, en muchas Compañías,dificulta el flujo horizontal(interdepartamental) de lainformación y el alineamiento con


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Diagnóstico delciclo de ingresos

Evaluación yestimación

pérdidasDefinicióncontroles

Definición de lafunción del RA

P r e p a r a c i ó n l a n z a m i e n t o n u e v o s p r o d u c t o s

Figura 3. Modelo de Revenue Assurance

los procesos de negocio. Por lotanto, nuestra propuesta se centraen definir una responsabilidadespecífica de análisis y seguimientodel ciclo de ingresos.

El Revenue Assurance debe serentendido no como un estado, sinocomo un proceso. En esta línea elmodelo propuesto por Deloitte &Touche sugiere, para la puesta apunto de la función, comenzar porun diagnóstico (fase primera delmodelo de "revenue assurance" queilustra la Fig. 3). El diagnósticoconsiste en evaluar a alto nivel elestado del ciclo de ingresos a fin deidentificar áreas de riesgo potencial.El objetivo es priorizar hacia dóndefocalizar los esfuerzos del RevenueAssurance.

El diagnóstico se complementa conun análisis detallado (evaluación enel modelo de la Fig. 3) que permitaidentificar el origen de lasdebilidades y determinar su impactocuantificando la pérdida de ingresosen puntos específicos.

En todo caso, la eficiencia sostenidadel modelo depende de lacapacidad de monitorización de lasposibles pérdidas de ingresos. Por lotanto, debe de abordarse laidentificación, estudio de viabilidade implantación de puntos de controly KPIs (Key Performance Indicators)de "Revenue Assurance".Naturalmente, todo ello debereforzarse con un Plan deMonitorización y Gestión de losRiesgos identificados en el ciclo deingresos.

Es razonable pensar, y así locreemos, que la implantación de laFunción de RA, dotándola de losrecursos, metodologías ytecnologías adecuadas, permiteimpulsar, promover o reforzarproyectos de gestión del riesgo enel ciclo de ingresos.

En resumen, con relación al"Revenue Assurance", debe evitarsecaer en la tentación de esperar yreaccionar cuando suceda (eidentifiquemos) alguna incidencia

para implantar controles, o delegargran parte de la responsabilidad enlos sistemas (confiando en queresolverán todos los problemas)... Laexperiencia demuestra que losbeneficios del "Revenue Assurance"superan, en mucho, los costes dedefinición e implantación y que -esto es lo más importante - estebeneficio resulta medible.


Fomento de las energías renovablesFlavia Rosembuj Garrigues Abogados y Asesores [email protected]

La energía tiene una conexiónprofunda y directa con el desarrollosostenible y si algunas de las formasde producción o consumo deenergía puede reducir lasostenibilidad ambiental, la energíaes crucial para el desarrolloeconómico. El acceso a la energía estan básico como el acceso a lacomida o al agua potable.

Es indudable que en estos últimostiempos, una tendencia positivadesde la perspectiva del desarrollosostenible es el impulso dado a laaceleración del mercado deenergías renovables.

Ese impulso ha llegadodirectamente del Estado. El Estadoha tenido interés en modificar laspautas de producción en favor delas energías renovables - porrazones de dependencia en elsuministro energético, por razones

de protección ambiental u otras - yen corregir las imperfeccionesderivadas del funcionamiento delmercado - derivadas de altos costesde inversión inicial o de dificultadestécnicas y económicas de conexióna la red - y ello ha hecho que laAgencia Internacional de la Energíasugiera que las renovables (con laexcepción de la hidráulica) serán lafuente de energía primaria demayor crecimiento en el mixenergético mundial 1.

El Estado español adopta en el 1999un Plan de Fomento de las EnergíasRenovables que establece elobjetivo - en línea con el mandatocomunitario - de suministro total deenergía primaria de fuentesrenovables en un 12% en el año2010 (objetivo sin duda ambiciosoteniendo en cuenta que, a partir delos datos del 2001, debería serduplicado: 6% 2).

Se consideran energías renovablesaquellas se producen de formacontinua y que son inagotables aescala humana, siempre y cuandono se usen más rápido de lo que seregeneran. Esta característica lasdiferencia de recursos como elpetróleo, el gas natural o el carbón,es decir, de los combustibles fósiles- resultado de una acumulacióndurante cientos de millones de añosde cantidades inmensas de materialvegetal que, mediante una serie deprocesos biológicos y geofísicos,ven alterada su composiciónquímica mientras que mantienen elpoder energético. Se consideranenergías renovables la energíahidráulica (que será definida comominihidráulica si tiene una potenciainstalada de 10 MW o menos); laenergía eólica; la biomasa; laenergía solar térmica, fotovoltaica yla energía de las olas y de lasmareas 3.

1 Agencia Internacional de la Energia (2000) World Energy Outlook.2 Agencia Internacional de la Energia (2001) Energy policies of IEA Countries, Spain 2001 Review, OCDE, Paris.3 Los biocarburantes y otros combustibles líquidos engloban a los biocombustibles, al gas natural e hidrógeno y las células de combustible por loque no todas las fuentes los incluyen en el concepto de energías renovables. En cualquier caso, acaban de ser objeto de una Directiva que fomentasu uso en el transporte y establece objetivos para los Estados miembros una cuota mínima del 2% antes del 31 de diciembre de 2005 y del 5,75%antes del 31 de diciembre de 2010. Directiva 2003/30 relativa al fomento de biocarburantes y otros combustibles renovables en el transporte -DOCE 17 de mayo de 2003.


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Generación de electricidad

Minihidráulica (Potencia < 10MW) 1.510 4.680 402 720 2.232 192 2.230 6.912 594

Hidráulica (Potencia entre 10 y 50MW) 2.801 5.603 482 350 700 60 3.151 6.303 542

Hidráulica (Potencia > 50MW) 13.420 24.826 2.135 _ _ _ 13.420 24.826 2.135

Eólica 834 2.002 172 8.140 19.536 1.680 8.974 21.538 1.852

Biomasa(1) 189 1.139 169 1.708 12.810 5.100 1.897 13.949 5.269

Biogas (1) 78 546 150 78 546 150

Solar Fotovoltaica 8,7 15,3 1,3 135 203 17 144 218 19

Solar Termoeléctrica 200 459 180 200 459 180

Residuos Sólidos 94 586 247 168 1.260 436 262 1.846 683

Total áreas eléctricas 18.856 38.851 3.608 11.499 37.745 7.816 30.355 76.596 11.424

M2 Solar T. Ktep M2 Solar T. Ktep M2 Solar T. KtepUsos Térmicos Baja Temp. Baja Temp. Baja Temp.

Biomasa 3.476 900 4.376

Solar Térmica de Baja Termperatura 340.892 26 4.500.000 309 4.840.892 336

Geotermia 3 3

Biocarburantes (Bioetanol) 500 500

Solar Pasiva(***) 150

Total usos térmicos 3.506 1.709 5.215

Total Energías Renovables 7.114 9.525 16.639

Consumo de Energía Primaria (ktep) 113.986 134.971(Escenario Ahorro Base en 2010)

Energías Renovables / Energía Primaria (%) 6,2% 12,3%

(1) En 1998 el biogás está incluido en la biomasa eléctrica(*) Para energía hidráulica, eólica y fotovoltaica, se incluye en 1998 la producción correspondiente a un año medio, a partir de las potencias instaladas, y no el dato real de1998, igual que ocurre en los objetivos de incremento y en la situación objetivo al 2010. Datos de 1998, actualizados en septiembre de 1999.(**) Producción bruta de electricidad.(***) Se incluye el objetivo de impulsar la energía solar pasiva y se ha estimado el potencial de incremento de captación solar por este medio, pero no se suma alincremento de aportación de las energías renovables.

SITUACIÓN ACTUAL Y OBJETIVOS EN ESPAÑA DEL PLAN DE FOMENTO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES PARA EL AÑO 2010

PotenciaMW

Producción deelectricidad

GWh**

Producción en términos de Energía

Primaria Ktep

Situación en 1998 (año medio*)

PotenciaMW


GWh**


Primaria Ktep

Objetivos de incremento 1999-2010

PotenciaMW


GWh**


Primaria Ktep

Situación Objetivo para el año 2010


Ahora bien, como sugieren lascifras, los esfuerzos de fomento dela utilización de las energíasrenovables son relativamenterecientes ya que no van mucho másallá de los años 1970 - crisis delpetróleo - (con la honrosaexcepción de la hidráulica, utilizadaprácticamente desde la prehistoria).A partir de ese momento, seempieza a plantear el uso de laenergía solar, de la energía eólica yde la geotérmica, ya que resulta queexisten fuentes de energía queestán disponibles a nivel nacionalen grandes cantidades, que sepueden desarrollar a pequeñaescala - y, por lo tanto, acercarse adeterminados consumidores - y queademás resulta que tienen unimpacto ambiental más reducidoque las energías "tradicionales".

Por lo tanto, el legislador empiezaponiendo mayor énfasis en elaspecto económico que en elambiental, es decir, intentaincentivar su uso y eliminar losobstáculos regulatorios para sudesarrollo4.

Sin embargo es el beneficioambiental5 el que acelera eldiscurso sobre el uso de lasenergías renovables y en particular,en relación con los efectos que

sobre el calentamiento globaltienen las emisionesantropogénicas de gases de efectosinvernadero - entre ellos nada másy nada menos que el dióxido decarbono - resultado de la quema decombustibles fósiles. La comunidadcientífica está de acuerdo, a pesarde que existan discrepancias encuanto a la implicación, que latemperatura de la tierra está siendoaumentada por las emisiones degases de efecto invernaderocausadas por la actividad humana.La solución al problema esrelativamente sencilla: consiste enreducir las emisiones de aquelloscomponentes atmosféricos (comoel dióxido de carbono (CO2)) queacentúan el efecto invernadero.Ahora bien, resulta que lasemisiones son principalmenteconsecuencia de las actividadesproductivas y del sistema detransporte, el producto de lacombustión del petróleo, es decir,la base sobre la que se sostienen lageneración energéticacontemporánea y en definitiva,como hemos apuntado al principio,el bienestar económico 6.

Resulta así que el ambiciosoinstrumento de derechointernacional que está a punto deser objeto de ratificación 7, a saber el

Protocolo de Kioto de laConvención Marco de NacionesUnidas sobre Cambio Climático,obliga a los países industrializadosa reducir sus emisiones de CO2 demanera directa o a través de lautilización de mecanismos deproyectos por los cuales puedeninvertir con tecnología limpia quereduzca las emisiones que hubierahabido de manera habitual enpaíses en vías de desarrollo o enpaíses con economías en transicióny a cambio obtendrán unos créditosque podrán computar contra susobligaciones de reducción 8. Esdecir, se premia el desarrolloenergético de países pobres conenergías renovables9.

En consecuencia, el Estado y ahoratambién la opinión públicarequieren un aumento en el uso delas energías renovables. Sinembargo, no todos los legisladoresoptan por el mismo instrumento defomento de uso de las renovables.

El sistema español actúa sobre lageneración regulando el precio através del pago de una determinadacantidad por KWh renovablegenerado y vendido a la red -sistema conocido por las siglasREFIT, (por la expresión inglesarenewable energy feed-in tariffs).

4 Las entidades de financiación - en su acepción más amplia- están empezando poco a poco a tener confianza en la viabilidad técnica y económicade las tecnologías de generación de energías renovables.5 Nueve de diez europeos (88%)consideran que el calentamiento global es un problema serio que requiere de actuación inmediata - Energy: issues,options and technology - Science and society, Eurobarómetro, European Opinión Research Group, Bruselas, diciembre 2002.http://europa.eu.int/comm/public_opinion/archives/eb/ebs_169.pdf.6 Como decía Creutzen, premio Nobel de química en 1995 "Esta vez no va a ser tan fácil porque los combustibles fósiles que son la fuerza motriz delcalentamiento global son también la fuerza motriz de la economía mundial."7 Con la ratificación de Rusia, el Protocolo de Kioto (PK) estaría ratificado y entraría en vigor a los tres meses.8 Se hace mención del mecanismo de desarrollo limpio (MDL) previsto en el artículo 12 del PK y al mecanismo de aplicación conjunta del artículo 6del PK.9 Rosembuj F, La Unidad de Carbono, Revista Interdisciplinar del Medio Ambiente, Madrid septiembre 2002.


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De acuerdo con el sistema deprimas contemplado en lanormativa del sector eléctrico10, "laenergía entregada a la red por unaunidad acogida a este régimenpromocionado recibe un preciosuperior al precio del pool resultantede las ofertas de los productores almercado mayorista. Dicho precio delpool viene completado por unaprima o incentivo diferente paracada uno de los sistemas degeneración recogidos en el epígrafede nuevas energías. Los mayoresprecios, resultantes de las primasaplicadas a las nuevas energías, sonabonados, vía tarifas, por losconsumidores finales en sus facturasy vía peajes, por los liberalizados.11"

El consumo de energía eléctrica norenovable produce unos costessociales que han de repercutir sobreel consumidor y cuyo origen es lícitodestinar al fomento de fuentes deenergía renovable. Sin embargo, eneste caso son los "beneficiarios"económicos de la contaminación -en último término los usuarios de laelectricidad - quienes han decontribuir a financiar la producciónde energías limpias12. A mayor abundamiento, el incentivo"prima" parecería cumplir con lamayoría de requisitos para calificarcomo ayuda de Estado: se establecepor los poderes públicos, beneficia aciertas empresas, tiene carácter

específico y podría distorsionar lacompetencia. Sin embargo, no hasido esa la opinión del Tribunal deJusticia de la Comunidad Europea alconsiderar que un sistema de pagosde primas similar al español - elalemán - no constituye una ayudade Estado al no entrar en juegofondos públicos.

El sistema de prima es la opciónpreferida por los generadores deenergía renovable 13.

El otro sistema que se estáadoptando en una serie de paíseseuropeos14 surge a partir del

mecanismo del certificado degarantía de origen - recogido en laDirectiva FER15. El certificado degarantía de origen de las energíasrenovables es justamente unagarantía - derecho que se incorporaa un documento físico o informáticodisociado del activo subyacente queprueba la producción de unadeterminada cantidad de energía(megawatt/hora) de fuentesrenovables: identificable, exclusivo,excluyente y a partir de aquí, ¿porque no? Transmisible y susceptiblede estar en un patrimonio - hastaque por su uso desaparece.

10 Artículos 24-32 del RD 2818/1998 [RCL 1998, 3048 y RCL 19999, 474].11 Angulo, J., Chico de la Cámara, P., García Barquero, C. Herrera Molina, P.M. y Monreal Palomino, I. "El tratamiento fiscal de las nuevas energías y laeficiencia energética",Seminario Internacional de Fiscalidad del Medio ambiente y desarrollo energético, Instituto de Estudios Fiscales, Madrid, 22 y23 de mayo de 2001.12 Tal y como está recogido en el excelente trabajo de Chico de la Cámara, P., Grau Ruiz, M.A., Herrera Molina, P.M. y Monreal Palomino, I. "Incentivosa las energías alternativas como instrumento de desarrollo sostenible", Quincena Fiscal Aranzadi num, 2/2003, Pamplona, 2003.13 Opción preferida por los productores de energía renovable en España, FAGES, J, BUSTOS, M. Introducción a los sistemas de retribución de lasrenovables en la UE, Asociación de Productores de Energías Renovables, abril 2003.14 Italia, Bélgica, el Reino Unido, Suecia y los Países Bajos.15 Directiva 2001/77 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de septiembre, relativa a la promoción de la electricidad generada a partir defuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad, DOCE L283, de 27 de octubre de 2001.

1998 1999 2000 2001 2002Cogeneración 5,84 5,57 5,66 6,08 6,19Gas natural 5,75 5,48 5,52 5,90 6,04Fuel oil 6,18 5,86 6,10 6,97 6,92Gasoil 6,52 6,45 6,68 7,27 7,19Gas de refinería 5,10 4,51 4,49 4,75 4,66Propano 8,01 7,67 6,30 7,86 7,75Carbón de importación 4,82 4,14 4,43 4,27 4,24Calor residual 5,57 5,15 5,29 5,74 5,93Renovables 6,87 6,75 6,72 6,64 7,82Solar 6,98 20,89 22,45 24,97 28,68Eólica 6,81 6,68 6,72 6,69 7,88Minihidráulica 6,92 6,80 6,76 6,57 7,73Biomasa 6,64 6,42 6,14 6,68 7,61Biogás 5,90 6,19 6,05 6,15 7,07Residuos 5,72 5,45 5,42 5,60 5,92Residuos Sólidos Urbanos 5,69 5,75 5,45 5,62 5,69Residuos Industriales 5,74 5,23 5,31 5,40 5,77Gas residual 5,65 5,59 5,89 6,08 6,08Tratamiento de residuos - 6,11 6,26 6,97 7,57Gas natural - 6,11 6,26 6,97 7,57

EVOLUCIÓN PRECIOS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA EN RÉGIMEN ESPECIAL (1998-2002)- EURO/kWh

Fuente: Boletín del IDAE nº 5. Nota: Los datos de 2002 son relativos al período enero-septiembrePreciosmedios ponderados de facturación de las instalaciones acogidas al régimen especial en el sistemapeninsular y extrapeninsular


El uso y la rescatabilidad delcertificado viene dado por elcumplimiento de obligaciones /objetivos establecidos por losEstados. La opción de creación de unmercado de certificados "verdes"16

responde a la finalidad de que elmercado pague por la generación dela energía renovable finalidad que,de momento, debe ir acompañadade una obligación de cumplimientode objetivos.

El certificado verde debe tener unaserie de características propias de losderechos de propiedad. La utilizaciónexclusiva es claramente una de lascaracterísticas. Los certificados seasignan a un único titular ya que siexistieran varios titulares sobre elmismo certificado perdería todosentido la transmisión de losderechos entre los diferentes agentesy el mecanismo no contribuiría areducir los costes. Otra característicaes la competencia entre agentes paratener acceso a los certificados. Si nohubiera competencia y cada agentepudiera tener acceso a loscertificados que necesita, no pareceposible que hubiera un fomento enel uso de la energía renovable y porlo tanto los objetivos de aceleracióndel mercado difícilmente podrían seralcanzados. La última característicadebe ser la transmisibilidad delderecho por el titular.

De entrada, aspiran a ser titulares delos certificados verdes las compañíasdistribuidoras de electricidad que sonlas obligadas por ley a que unporcentaje de su suministroprovenga de fuentes de energíarenovable. A la finalización de cadaperíodo considerado, las compañíasdeberán demostrar su cumplimientomediante la entrega a la autoridadcompetente de una cantidad decertificados verdes equivalentes a lacuota de MWh renovables que tieneque suministrar. Ahora bien, nadaobsta a que el consumidor final oincluso una organización nogubernamental tenga acceso a loscertificados verdes como titular. Elloen línea con la previsión que se va aestablecer en la creación del mercadocomunitario de derechos de dióxidode carbono antes de fin de año17. Elpropietario del certificado verde o delderecho de emisión podrá decidirqué hace con el bien adquirido,pudiendo llegar a destruirlo paradisminuir el número de certificadossusceptibles de ser ofrecidos en elmercado y causar el incremento delos precios.

El derecho de propiedad si bienmutable en el decurso del tiempo,tiene una potencialidad desbordantea la hora de establecer lo que cadauno puede realizar con los recursosque posee o dispone, o sea, lamedida en que puede utilizarlos,

transformarlos, transferirlos y almismo tiempo, excluyendo a losotros.

La opción de creación de un mercadode certificados verdes responde a lafinalidad de que los generadores deenergías renovables puedan obtenerun incentivo económico que acelereel mercado de las energías limpiascon el respaldo del Estado que haráque haya competencia entre losdiferentes agentes económicosmediante el establecimiento deobjetivos de cumplimiento.

Los mercados de certificados verdesen vigor en la Unión Europea llevanescasamente un año enfuncionamiento por lo que resultaprematuro opinar sobre el éxito o elfracaso del sistema en función de losobjetivos en materia de producciónpor energías renovables18. Ahora bien,ya decía Coase en 1960 que "en unsistema de mercado en el que losderechos de propiedad hayan sidoatribuidos y los costes de transacciónsean nulos, la contratación entre laspartes permitirá llegar a unadistribución óptima de los recursos. Silas partes pueden contratar laeliminación de las externalidades sincostes y con beneficios para ambas,se llegará a una redistribución óptimade los recursos independientementede la distribución de los derechos depropiedad" (Coase, 1960)19.

16 El Renewable Energy Certificate system (RECS) es un sistema voluntario que está coordinando las diferentes iniciativas de creación de un mercadode certificados - www.recs.org.17 Posición común aprobada por el Consejo de 18 de marzo de 2003 con vistas a la adopción de la Directiva del Parlamento Europeo y del Consejopor la que se establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad y por la que semodifica la Directiva 96/61 del Consejo.18 De hecho, los últimos datos de la Agencia Europea del Medio Ambiente que valoraban la actuación de los Estados miembros son de 1993 a 1999.http://reports.eea.eu.int/environmental_issue_report_2001_27/en/Issues_No_27_03.pdf19 COASE R., The problem of social cost, The Journal of Law and Economics, vol. 3, oct.1960 reeditado En Coase, R. The firm, the market and the law,Chicago, University of Chicago, 1968.


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Fidelización de clientes, el caso de las “multi-utilities”Fernando Huerta Director de Consultoría TMT & EU de Global Management [email protected]

Carlos Camps Gerente de Consultoría TMT & EU de Global Management [email protected]

El sector energético español se encuentraen pleno proceso de cambio. Laliberalización del sector y los cambiosque se están produciendo en el modelode negocio tradicional van a añadirdinamismo y crear nuevasoportunidades en este mercado.

Este nuevo entorno se encuentra en unestadio aun inicial, sin permitirnostodavía vislumbrar con claridad lasconsecuencias y los cambios que van aproducirse en el negocio. Lasexperiencias adquiridas en procesos desimilar naturaleza y alcance en otrossectores de actividad económica, y en lospropios mercados energéticos de otrospaíses de nuestro entorno, coinciden enatribuir un papel esencial a la relacióncliente-empresa, al ser frecuente que éstasea mucho más intensa y en partedistinta a la actualmente existente.

En este sentido, el sector sitúa a lascompañias ante un formidable reto:¿cómo transformar un negocio basadocasi-exclusivamente en un producto dedifícil diferenciación, a otro que cuentecon una oferta atractiva que consigaatraer, captar y retener nuevos clientes,manteniendo además los existentes?.

El nuevo entorno de actuaciónviene inevitablemente marcado porlas necesidades de los clientes, y enconcreto por las expectativasdesarrolladas por los mismos anteun contexto de mayor liberalizacióny de modificación de la oferta deproducto.

A la fecha actual, la mayor parte delmercado no refleja todavía cambiossignificativos en sus patrones deconsumo/comportamiento frente asus suministradores de energía(excepto grandes consumidores).Sin embargo, sí existen claraspercepciones frente al futuropróximo -ligadas al concepto"liberalización" y "multiutility"- cuyasmáximas expectativas en el cortoplazo se asocian, por una parte a lareducción del coste del servicio y lafacilidad de cambio de proveedor, ypor otra parte a la provisión de unaoferta de productos y servicios másamplia y en algunos casos en faseaún de definición.

Esta situación de nuestro mercado,junto con las experiencias de otroscon un mayor grado de avance eneste proceso, ponen de manifiestola necesidad de desarrollar demanera prioritaria estrategias defidelización de nuestras bases declientes. El éxito en este objetivonos obliga a conseguir que nuestrosclientes nos perciban como unproveedor de servicios globales,frente a una percepción desuministrador de una "necesidadbásica indiferenciada" (frente alresto de competidores). En efecto,quedarnos en el segundo estadioabocaría a una "guerra de precios"en unos mercados muy sensiblestodavía a los mismos. Sin embargo,lograr alcanzar el primer estadio,esto es, ser percibidos como"proveedores globales de servicios"no va a resultar una tarea fácil.

A la fecha actual, la prácticatotalidad de los players del mercadohan iniciado ya este camino. Sin


otras marcas, lo que quizás reafirmauna imagen de "monoproducto"detrás de cada una de las marcasmatrices de los grandes operadoresdel mercado. Romper con nuestrahistoria no va a resultar fácil, sinembargo, el reto de la "fidelización"exige lograr atraer a nuestrosclientes hacia nuestra(s) marca(s)ante un mayor número de susnecesidades actuales.Indudablemente esta consideraciónes especialmente acuciante en elcaso del mercado doméstico, dondelas posibilidades de reducción deprecios del producto tradicional sonlimitadas (en cifras absolutas porcliente), pero probablemente estemercado muestre una menorresistencia a la aceptación de nuevasofertas paquetizadas de productos yservicios integrales del hogar.

Para lograr este reto, es necesariocomplementar las actualesactuaciones de fortalecimiento deimagen y de mejora del acceso"push" a través de canalesalternativos (internet y call-centers),con una revisión más exhaustiva denuestro mix de distribución(segmento/ producto/ canal) queconsiga que nuestros clientespiensen en "nosotros" ante unmayor número de necesidades deconsumo y servicios. Paraconseguirlo, no es suficiente condisponer de una gama completa yadecuada de productos, distribuidade manera eficiente, y con un altogrado de reconocimiento. Enparalelo a la construcción de estosaspectos "externos" de nuestrapropuesta de valor, resultaindispensable revisar nuestrosprocesos internos de actuación con

relación con el cliente y necesitanconocer sus necesidades(comercializadores) y quienesrealizan la entrega física delproducto (distribuidores), con losproblemas que ello implica; otrosque obedecen a la propia historiadel sector en cuanto aconocimiento de las necesidadesglobales de los clientes, aspecto,probablemente, con un nivel dedesarrollo menor que en otrossectores productivos, al haber sidouna necesidad menos imperiosaque en otros ámbitos de actividad,con las repercusiones que ellotiene, no sólo en el acercamiento alcliente y el modelo de relación conel mismo, sino fundamentalmenteen la organización interna de lasCompañías bajo las nuevasestrategias de orientación alcliente, etc.

Adicionalmente, los esfuerzos dediversificación, por un lado dentrodel propio negocio energético aotros productos (gas y/oelectricidad) y por otro lado asectores alternativos(telecomunicaciones, etc.) hantenido un diferente planteamiento y,en este sentido, representa un retola adopción de estrategias defidelización complementarias. A esterespecto cabe hacer múltiplesreflexiones, como por ejemplo la deluso de la marca que en un caso yotro están haciendo las Compañías:mientras que en el primer caso seestá fomentando la venta cruzadapor las empresas energéticas de gasy electricidad desde la propia marcatradicional, en el segundo caso seestá potenciando la venta deproductos alternativos a través de

embargo, las recientes ampliacionesde la propuesta de valor haciaproductos y servicios sustitutivos(gas y/o electricidad),complementarios, (servicios delhogar, eficiencia energética, etc., enel mercado doméstico) o paralelos(telecomunicaciones, seguros,tarjetas de crédito, etc.) no muestrancambios significativos en lasencuestas depercepción/posicionamiento de lasCompañías ante sus consumidores.Esto se debe en gran parte a lasactuales estrategias de fidelización,donde se observa un elevadoesfuerzo en acciones corporativasligadas al fortalecimiento de laimagen de marca, en detrimento deacciones más tácticas que consiganque nuestros clientes nos perciban/asocien como proveedor de unamayor parte de sus necesidades deconsumo/ servicios del hogar.Conseguir trasladar al entornotáctico esta clara vocación, exige unelevado esfuerzo de revisión denuestra propuesta de valor (¿quéclientes tengo? ¿qué productos yservicios necesitan? ¿a través de quecanales me relaciono con él?).

Múltiples son los retos a los que seenfrenta el sector para dar unaacertada respuesta a estascuestiones; unos que traen causade la propia estructura actual delnegocio, anteriormente integradodesde el punto de vista corporativoverticalmente y totalmenteregulado, y actualmente separadohorizontalmente y, en algunas desus actividades, desregulado, lo queda lugar, en la materia que nosocupa, entre otros aspectos, a unadisociación entre quienes tienen la


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el objeto de interiorizar laimportancia de la "fidelización declientes" en el desarrollo de nuestronegocio.

De la "venta deproductos", a la "prestación deservicios"

A la fecha actual, las experiencias deotros sectores y mercados hangenerado la suficiente base empíricacomo para poder definir losprincipios inherentes a una gestiónproactiva de la relación cliente-empresa. La mencionada experiencianos indica que la fórmula de éxitoradica en situar al "cliente" en elvértice de la gestión del negocio decada Compañía. Esta afirmación exigeque nuestra "visión" de la evolución laempresa contemple de maneraprioritaria la situación de nuestrabase de clientes.

A estos efectos, las mejores prácticasen cuanto a sistemas de gestión de laactividad comercial de las Compañías

se refiere, coinciden en señalar quees a través de un seguimientodesagregado de la evolución de subase de clientes como se es máseficiente. Tal y como se describe enel gráfico adjunto, la clave reside enla subdivisión de las tradicionales"cifras de crecimiento" en cuatrovariables que permitan conocer loque está ocurriendo en términos de"base de clientes". En este sentido,hay un claro consenso de mercadoen la agrupación del crecimiento encuatro variables:

1.- Captación: Identificando demanera específica los nuevosclientes obtenidos en un período,así como su aportación en términosde negocio (volúmenesconsumidos, ingresos generados,rentabilidad..)

2 y 3.- Vinculación ydesvinculación: De maneradesagregada (si es posible), oagregada (como solución decontingencia), es necesario poderidentificar el comportamiento yconsecuentemente la aportación a

las cifras de negocio de los clientesque ya teníamos, y que siguensiéndolo al finalizar el períodoanalizado. Esta información, y suutilización posterior, conforman la"piedra angular" de las estrategiasde fidelización".

4.- Retención (fugas): Finalmente,es necesario controlar de maneraespecífica las salidas de nuestrabase de clientes, sus motivos, y losimpactos en términos económicosque estas representan.

La "universalización" en todos losámbitos de la Compañía de este"enfoque" de la evolución denuestro negocio es el factor clavede éxito de un modelo de gestiónrealmente enfocado a laconstrucción y desarrollo derelaciones duraderas y estables connuestros clientes.

La instauración de un cuadro demando que permita conocer ycontrolar esta evolución, junto con lavoluntad efectiva de construir lasestrategias de crecimiento en funciónde un seguimiento individualizadode cada una de las cuatro variables,es el único método que permitegestionar de manera adecuada lafidelización de nuestros clientes.

En este sentido, la "voluntadefectiva" queda demostrada cuandose da la conjunción de los siguientes"hechos" en los procesosorganizativos de la Compañía:

4 Gerencia: La estrategia decrecimiento global contemplade manera individualizada loslogros a conseguir en las

Evolución de la base de clientes

IncrementoNeto

Fugas

DesvinculaciónVinculación

Captación

Nº de clientesVolúmenes de negocioRentabilidad ...

Inicio del período Fin del período


actividades de captación,fidelización, y retención de labase de clientes, y el control yseguimiento de estas variables serealiza de manera global,gestionando con una "visión deconjunto" las cuatro métricasque la componen. Esto implicaevitar limitarse a análisisparciales (por ejemplo: estudiosobre la "fuga de nuestrosclientes"), manteniendo unseguimiento recurrente sobre la"globalidad" de la evolución de labase de clientes

4 Actividad comercial: El Plancomercial anual debe estardesagregado en las cuatrométricas. Esto implica políticascomerciales individuales paracada una de ellas, con objetivosespecíficos propios, y cuyaagregación constituya la cifraglobal de crecimiento de laCompañía. A su vez, elseguimiento y control de laactividad comercial, debeotorgar la máxima prioridad alcumplimiento específico de cadauna de estas variables, sinmenosprecio frente a laevolución de las "cifras globales"de la Compañía.

4 Control de Gestión: Los sistemasde información de la Compañíadeben permitir conocer,controlar y seguir la evolución delas cifras de negocio en términosde clientes, tal y como se indicaen el cuadro anterior. Estainformación debe ser "creíble" entodas las instancias de laCompañía, permitiendo pasar de

una visión "volúmenes denegocio" a una "visión cliente"de manera coherente y fiable.

4 Márketing: Debe facilitar unaadecuada comprensión de lasnecesidades de los clientesactuales y potenciales, para quela actividad comercial puedafocalizar su esfuerzo a través deadecuadas propuestas decaptación, vinculación, yretención de clientes. Esto exigesaber quienes son nuestrosclientes, que quieren, y sobretodo, cuando lo quieren, lo queimplica construir un circuito deobtención de información delcliente, procesamiento de lamisma, y transformación enplanes tácticos (productos,campañas) asimilables por partede los canales de distribución.

4 Recursos Humanos:Adicionalmente a lostradicionales aspectos ligados ala formación y "gestión delcambio", resulta indispensableincorporar (en los) esquemas deremuneración variable queincentiven la consecuciónindividualizada de las cuatrométricas establecidas. En elcorrecto establecimiento de estaestructura remunerativa radicauno de los principales factoresclave de éxito de implantaciónde un modelo de negocioorientado a la fidelización declientes.

4 Tecnología y Sistemas:Indudablemente, ladisponibilidad de una tecnologíaque permita dar soporte a las

necesidades funcionalesdescritas en los apartadosanteriores es un requisitoindispensable para poderimplantar un cambio estratégicode la magnitud descrita. Sinembargo, es importante resaltarque estas necesidades actúancomo "condición necesaria perono suficiente". En este sentido,no "basta" (ni es necesario ennumerosos casos) con adquirir eimplantar las últimas novedadestecnológicas para lograr el éxitoen esta empresa, sino sercapaces de disponer de unconjunto de funcionalidades quepermitan satisfacer de manera"global" las necesidades internasy externas de la Compañía. Porello, resulta mas adecuado poder"cerrar la totalidad del circuito"que da soporte a las necesidadesdel cliente, que disponer de la"última tecnología" en unaspecto concreto (un call centerpor ejemplo), pero no disponerde alguna de las "piezas clave"(un cuadro de mandos fiable).

La capacidad de desarrollaracertadamente los aspectosinternos detallados en esteapartado representa el mayor retodel proceso de instauración de unaverdadera "estrategia defidelización de clientes". Lasexperiencias mostradas en otrossectores y mercados nos muestranlas elevadas reticencias que elcambio interno genera. Sinembargo, estas experienciastambién nos indican que obviar elrediseño interno de nuestros


21

procesos limita la efectividad delcambio de la propuesta de valor, alno lograr modificar la percepcióndel cliente cuando "interactúa" conla Compañía.

Experiencias en otrosmercados

Las experiencias de otros mercadosnos permiten obtener conclusionesdispares en función del grado deavance de la liberalización, y, sobretodo, de la manera en el que elproceso liberalizador se ha iniciadoo desarrollado. Sin embargo, existenejemplos en los cuales puedenobservarse "factores clave de éxito",especialmente en el mercadoanglosajón, donde se observanevidencias de empresas que hanmodificado sustancialmente suparticipación en el mercado, y loque es más importante, han logradomodificar la percepción que de ellastenían sus clientes como factorcrítico explicativo de suscrecimientos.

El análisis pormenorizado de lasmismas muestra cómo han sidocapaces de acertar tanto en él ¿qué?como en el ¿cómo?. Gracias a unaadecuada reforma interna de supropuesta de valor, han sidocapaces de abarcar una gama deproductos y serviciosextremadamente amplia, lograndotrasmitir una imagen de proveedorglobal de las necesidades de susclientes. Una vez traspasada estabarrera, la gestión de la fidelizaciónde los clientes adquiere un marco deactuación con mayores alternativas

por parte de la compañía, al poderutilizar métodos comerciales nosdisponibles en nuestro mercadoactual (compra impulsiva, campañasde precio/producto agresivasincitadoras de compracompensadas con margen enproductos complementarios, etc.).

La situación actual delmercado español

Nuestro mercado se encuentra enun estadio de "pre-liberalización"donde la necesidad real dedefender la base de clientes de cadacompañía empieza a ser unanecesidad, y por lo tanto unaprioridad estratégica real. Comocualquier proceso de esta índoleque se encuentre en un estadioinicial, la preocupación hacia lafidelización del cliente se concentraprioritariamente en los segmentosmas sensibles a la movilidad inicial(grandes consumidores). En relacióncon el mercado doméstico, no sepercibe aún la necesidad, si bien lapreocupación ha aumentadoconsiderablemente a raíz de laactual posibilidad real de cambio desuministrador.

En general todas las Compañías hanseguido un patrón decomportamiento similar ante el retode la fidelización:

4 Fuertes campañas de imagenligada a valores del sector o de lamarca.

4 Mejora del canal de accesodirecto (principalmente a través

de la web, y de la transformaciónde sus centros telefónicos en"call centers")

4 Inicio de la diversificación através de la propia "marcamatriz",comenzando la ofensivahacia otros productosenergéticos (gas o electricidad) yhacia las "necesidades globalesdel hogar" de los clientes.

Indudablemente, el grado dedesarrollo de políticas activas defidelización, enmarcadas dentro deuna estrategia definida (y operativa)de "orientación al cliente" muestraaún un largo camino que recorrer.En concreto, se han realizadosustanciales inversiones entecnología en estos últimosejercicios, especialmente en lorelativo a las aplicacionesdenominadas "CRM operativo". Sinembargo, el retorno de estasinversiones es aún reducido dadoque las "reformas internas" en laorientación al cliente de susprocesos aún no está alineada conlas necesidades expuestas en esteartículo.

Conclusiones

El reto de la fidelización de losclientes reside en ser capaces decompensar las demandas dereducción de costes y movilidad deproveedor latentes en lasexpectativas de nuestros clientes, através de la transformación de supercepción de nuestra propuesta devalor. Esta debe conseguir adecuarel correcto mix segmento-producto-


canal a la necesidades específicas denuestros clientes. En el caso de losgrandes consumidores, la tendenciase centrará en los factorescalidad/precio de los productostradicionales del sector. Sinembargo en el caso del mercadodoméstico, las posibilidades abiertasa la diversificación permitenenriquecer la propuesta de valoraumentado la cobertura deproductos y servicios hacia una granparte de las necesidades globalesdel hogar. No obstante, la principalbarrera existente reside en lamarcada percepción actual que elconsumidor tiene del servicioprestado por cada Compañía.Conseguir que el consumidor nosperciba como un proveedor globalexige mucho más que la ampliaciónde nuestra cartera de productos yservicios. En este sentido esnecesario afrontar el rediseñointerno de nuestra propuesta devalor, orientando nuestros procesos

hacia las necesidades del cliente. Sinduda, se trata de uno de los retosmás ambiciosos y apasionantes delos próximos ejercicios. El fracaso enel mismo limitará las estrategias defidelización al factor precio, ydificultará la percepción de valorañadido de nuestros servicios.

A la fecha actual existen suficientesexperiencias en otros mercadoscomo para poder acelerar losprocesos de implantación tácticosen base a "mejores prácticas"evitando repetir experienciasadversas o no aplicables a nuestromercado.

Convertirse en "multiutilities" es elcamino evidente hacia un aumentode la fidelización de nuestrosclientes al trasformar radicalmenteel marco de relación proveedor-consumidor actual. Sin embargo, eléxito en este proceso de cambioexige unas reformas de carácter

interno de elevada complejidad yambición. En la actualidad nuestrosector ha iniciado un primer grupode medidas hacia este cambio quehan modificado la "primera capa" dela propuesta de valor (imagen ycontacto con el cliente en canalesalternativos). Sin embargo hallegado el momento de seguirprofundizando en lasmodificaciones estructurales, con elobjetivo de conseguir alinearnuestras actividades hacia el clientecomo mejor (y única) alternativa a lagestión activa de la fidelización.


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El desarrollo del protocolo de Kioto Enrique Doheijo Gerente del Grupo de Regulación y Gestión de Riesgos de Deloitte&Touche [email protected]

Milagros López Senior del Grupo de Regulación y Gestión de Riesgos de Deloitte&Touche [email protected]

En las últimas décadas el respetoal medio ambiente se ha convertidoen un factor clave que debe sergestionado eficientemente por lasempresas del sector energético. Eneste nuevo entorno se hadesarrollado normativa con alcanceinternacional, europeo y nacional enla que se establecen limitaciones alas emisiones de determinadosgases y otros elementoscontaminantes, con el objetivo dereducir y controlar la contaminaciónen el aire, el agua y los suelos.

Uno de los referentes claves de estanormativa, tanto por su alcancetransnacional como por su impactoen sectores críticos de la economía ypor la complejidad de su desarrollo,es el Protocolo de Kioto. La polémicasuscitada por la ratificación delmismo y de la Directiva de Comerciode Emisiones son temas de fuerteimpacto para los agentes del sectorenergético.

En el artículo que presentamos acontinuación se ofrece una visiónglobal del marco regulatorio actualy de su evolución, de lasexperiencias internacionales y variosejemplos del impacto económicoque la nueva normativa tendrá enagentes del sector energético.

El Protocolo de Kioto

Antecedentes

En el año 1972 se celebró laConferencia sobre el MedioAmbiente convocada por lasNaciones Unidas en Estocolmo. Eneste encuentro la comunidadinternacional comienza a tenerconciencia del deterioro que seestaba produciendo en el medioambiente y se inician proyectos deinvestigación para evaluar elimpacto de la contaminación.

Tras diversos encuentros, en 1992 seconvocó en Río de Janeiro la"Cumbre de la Tierra" en la que seestableció un acuerdointergubernamental en torno a unplan de acción global de desarrollosostenible. Asimismo, se constituyóla Comisión para el DesarrolloSostenible de las Naciones Unidas.

El Protocolo

El 11 de diciembre de 1997, en elmarco de la Tercera Conferencia "delas Partes" de la Convención sobreel Cambio Climático (CMCC), 180países firmaron el acuerdointernacional denominadoProtocolo de Kioto. Este acuerdoestablecía límites obligatorios dereducción de emisiones de gases deefecto invernadero (GHG) para lospaíses que figuraban en el Anexo Idel mismo (38 paísesindustrializados) durante el período


2008-2012, con el objeto de reducirun 5,2 % los niveles de emisionescon respecto a los de 1990. En latabla que adjuntamos acontinuación se muestran los límitespropuestos para los principalespaíses industrializados.

Los países de la Unión Europeallegaron a un acuerdo denominado"Burden Sharing" por el que lasreducciones de emisionesestablecidas en el Protocolo deKioto se repartían entre los distintosestados. De esa forma seestablecieron los siguientes límitesdentro de la Unión Europea en losque países como Alemania, Bélgica,Dinamarca, Austria, Luxemburgo,Italia, Holanda y el Reino Unidodebían reducir sus emisiones,mientras que el resto de países secomprometía a mantener los niveleso, como en el caso de España,podían incluso aumentarlos.

Grado de ratificación

En el artículo 25 del Protocolo sedescriben las condiciones para lapuesta en marcha del acuerdo en elperiodo 2008-2012. En particular sefijó en un 55 % el porcentajemínimo de países que debíanratificarlo, obligando asimismo aque el porcentaje de emisiones dedichos países fuese, al menos, del 55% del total de las emisiones de lospaíses incluidos en el Anexo I delProtocolo.

País Reducciones acordadas en %

Unión Europea 8

Estados Unidos 7

Canadá 6

Japón 6

Hungría 6

Polonia 6

Croacia 5

Rusia Niveles de 1990

Nueva Zelanda Niveles de 1990

Ucrania Niveles de 1990

Fuente: UNFCCC

País Reducciones acordadas en %

Austria 13%

Bélgica 7.5 %

Dinamarca 21%

Finlanda 0%

Francia 0%

Alemania 21%

Grecia -25%

Irlanda -13%

Italia 6.5 %

Luxemburgo 28%

Portugal -27%

España -15%

Suecia -4%

Holanda 6%

Reino Unido 12.5 %

Fuente: Comisión Europea


25

En la actualidad, aunque la primerade las condiciones establecidas secumple sobradamente, la segundacondición, el volumen de emisiones,asciende únicamente a un 43,9 %. Si,como se espera, durante este añoRusia ratificase el Protocolo secumplirían las condiciones fijadassobradamente.

Caso aparte es el de Estados Unidos,que ha pasado de ser su principalpromotor (el Vicepresidente Al Gorefue uno de los impulsores delacuerdo de Kioto) a su mayordetractor; no sólo no ha ratificadoaún el Protocolo, si no quedesarrolla una fuerte campaña encontra de su desarrollo.

Gases de efecto invernadero(GHG)

Los gases de efecto invernaderocontemplados en el Protocolo son elDióxido de Carbono (CO2), elMetano (CH4), el Óxido Nitroso(N2O), los Perfluoruros (PFCs), losHidrofluorocarburos (HFCs) y elHexafluoruro de Azufre (SF6).

Mecanismos flexibles

El Protocolo de Kioto, además delimitar los niveles de emisiones,proponía una serie de mecanismosde flexibilidad para incentivar lareducción de emisiones y facilitar elcumplimiento de los objetivosestablecidos.

Joint-Implementation o JI(Implantación Conjunta): El artículo6 del Protocolo de Kioto establece laposibilidad de obtener unidades dereducción de emisiones (EmissionReduction Units o ERUs) a cambiode la realización de proyectos dereducción de emisiones o deabsorción de carbono de laatmósfera en países del Anexo I.

Clean Development Mechanisms oCDM (Mecanismos de DesarrolloLimpio): El artículo 12 del Protocolode Kioto establece la posibilidad deobtener reducciones de emisionescertificadas (Certified EmissionReductions o CERs) a través de larealización de proyectos quedisminuyan las emisiones en paísesno incluidos en el Anexo I (en víasde desarrollo).

International Emissions Trading o IET(Comercio Internacional deEmisiones): Por último, el artículo 17del Protocolo, permite elcumplimiento de los objetivosmediante el intercambiointernacional de derechos deemisión entre los países. Estosderechos de emisión pueden ser,además de los anteriormenteseñalados ERUs (Emission ReductionUnits) y CERs (Certified EmissionReductions), los siguientes:

4AAUs (Assigned Amounts Units):Cantidades asignadas por losgobiernos a las empresas.

4RMUs (Removal Units): Definidosdespués del Protocolo, soncantidades asignadas a cambio deproyectos de absorción decarbono de la atmósfera. Lasempresas pueden reducir susemisiones gracias a proyectos deabsorción de carbono (carbonsinks) realizados a través de unuso correcto de la tierra, cambiosen el uso de la misma oreforestación (Land use, land-usechange and forestry LULUCF). Sinembargo, sólo algunos de estosproyectos son aceptados yreconocidos en el Protocolo deKioto.

Acuerdos voluntarios

Acuerdos establecidos entre lasadministraciones y diferentesagentes, en los que estos últimos secomprometen a reducir su volumende emisiones con el objetivo deadoptar medidas tempranas paraalcanzar los límites establecidos.Entre los existentes destacan:

100 4

904

804

704

604

504

404

304

204

104

04

55%4

50%4

45%4

40%4

35%4

30%4

25%4

20%4

15%4

10%4

5%4

0%4

KIOTO PROTOCOL THERMOMETER

5 5

1 0 9

( 7 8 )

( 3 1 )

4 3 . 9

Annex I - Non-Annex I

Parties Emissions

Fuente: UNFCCC

As of Monday, My 19, 2003Today’s date: Friday, May 30, 2003


Canadá. En 1995 el gobierno deeste país inició el programadenominado "Voluntary Challengeand Registry Program" con elobjetivo de fomentar que losagentes, voluntariamente, redujesensus emisiones de gases de efectoinvernadero. Hoy en día, losmiembros de este programa (agentestanto públicos como privados)representan el 78% de lasposibilidades de reducción deemisiones de gases de efectoinvernadero de Canadá y participanactivamente en el desarrollo deproyectos de reducción de emisionesen terceros países. El impacto de esteprograma ha sido bastante relevante;así, General Motors (Canadá) redujosu nivel de emisiones de CO2 en un32% con respecto a 1990 y CoastPaton un 20%.

En Ontario se estableció en 1996 unprograma de similarescaracterísticas: el "Pilot EmissionsReduction Trading Project (PERT)".

Por otra parte, Canadá es uninversor activo en el PrototypeCarbón Fund (Fondo de Carbonopromovido por el Banco Mundial).

Australia. El programa GreenhouseChallenge (GCP) desarrollado desde1995, es un acuerdo voluntariofirmado entre el gobierno yempresas industriales (100% delsector del aluminio y productores decemento, 98% de empresaspetrolíferas y de gas y el 91% de laindustria minera) cuyo objetivo es lareducción de la emisión de gases deefecto invernadero. Los resultados

obtenidos por el desarrollo de esteprograma han demostrado sueficacia, ya que las reducciones deemisiones en el año 2000 habíanalcanzado 23,5 millones detoneladas de CO2 al año, lo quesupone una disminución del 16% delas emisiones, comparado con lasituación de no haberse adoptadoestas medidas.

Italia. El acuerdo voluntariofirmado en el año 2000 entre Enel ylos ministerios de Medio Ambientee Industria de Italia es el másimportante de los celebrados hastala fecha en Italia. En él, la compañíase comprometía a reducir susemisiones de CO2 por kWhgenerado en un 13,5% (15 millonesde toneladas) para el año 2002 y enun 20% (22 millones de toneladas)para 2006 con respecto a los nivelesde 1990. Para conseguir estosambiciosos objetivos se estándesarrollando los siguientesprogramas: mejora de la eficienciaen la generación térmica, reducciónde pérdidas en la red dedistribución, promoción de lasenergías renovables, mejora en laeficiencia por parte de losconsumidores finales y empleo delos mecanismos flexibles recogidosen el Protocolo (JI y CDM).

El esquema danés decomercio de emisiones

Con el objetivo de reducir en 2005las emisiones de gases de efectoinvernadero en un 20% conrespecto a los niveles de 1988, en2000 el gobierno danés implantó un

esquema de comercio de emisionesde CO2 por el que se fijaban límitesmáximos de emisiones de este gaspara las unidades de generacióneléctrica. Cada tonelada de excesocon respecto a los límitesestablecidos debe satisfacer unamulta de 40DKK/tonelada. Los"caps" establecidos fueron de 22millones de toneladas de CO2 para2001, 21 millones de toneladas para2002 y 20 millones de toneladaspara 2003.

La adjudicación de cuotas deemisión se realizó por compañía (nopor instalación), debiendo participaren él todas aquellas compañías queemiten más de 100.000 toneladasde CO2 al año. De esta forma, sóloocho empresas (que suponían el90% de las emisiones de CO2 delsector eléctrico) quedaron incluidasen el esquema danés.

Durante 2001, el comercio deemisiones de CO2 en Dinamarcaalcanzó las 260.000 toneladas conun precio medio de casi40DKK/tonelada, mientras que en2002 el volumen negociado fue de300.000 toneladas a un preciosimilar al de 2001.

El Programa del CambioClimático del ReinoUnido

Iniciado por el gobierno británico en2000, el UK Climate ChangeProgramme establecía una serie demedidas cuyo objetivo eraconseguir cumplir los objetivosmedioambientales marcados en el


27

Protocolo de Kioto. Este programaestimaba una reducción de losniveles de emisiones para el año2010 del 23% con respecto a los delaño 1990, para lo cual se definieronlas siguientes medidas:

GHG Emissions TradingScheme. Esquema por el que losagentes que se incorporen al mismovoluntariamente se comprometen areducir sus emisiones de gases deefecto invernadero durante cincoaños (2002-2006), así como aaceptar las sanciones pertinentes. ElUK GHG Emissions Trading Schemees el primer programa de comerciode emisiones de gases de efectoinvernadero (incluye los seis tipos degases contemplados en el Protocolode Kioto) del mundo.

Los participantes que se adhirieron aeste programa podían:

4Reducir sus emisiones hasta losobjetivos marcados.

4Reducir sus emisiones por debajode los niveles establecidos, encuyo caso podían vender la partede cuota de emisiones noutilizada, o mantenerla paraposteriores periodos.

4Mantener su cuota por encima delos objetivos comprometidos,teniendo que adquirir cuota deemisión de otros participantes.

El gobierno del Reino Unido celebróuna primera subasta en marzo de2002, en la que los agentes que seincorporaron voluntariamente alesquema se repartieron 215millones de libras en función delvolumen que se comprometían a

reducir durante el periodo de cincoaños. En esta subasta participaroninicialmente noventa compañías, delas cuales únicamente treinta ycuatro resultaron adjudicatarias.Por otra parte, también laparticipación en el mercado deemisiones se puede realizar a travésde otros tres cauces:

4Vía el Climate ChangeArragement: los seis mil agentesque participan en este programatenían la posibilidad de acceder ala subasta.

4Mediante proyectos de reducciónde emisiones aprobados(proyectos relacionados con losmecanismos flexibles establecidosen el Protocolo de Kioto)

4A través de intermediarios:simplemente abriendo unacuenta para la compra/venta dederechos de emisión.

Climate Change Levy. Impuestoque grava el consumo de energíapor parte de grandes clientes cuyacuantía es de:

40,43 p/kWh en el consumo deelectricidad.

40,15 p/kWh en el consumo de gas.

40,96 p/kg en el consumo de fuel uotro tipo de hidrocarburo líquido.

Climate ChangeArrangements. Acuerdo entre losgrandes consumidores de energía yel gobierno por el cual los primeros,a cambio de disminuir susemisiones de gases de efectoinvernadero y/o mejorar sueficiencia energética, pueden llegar

a obtener una reducción del 80% enel Climate Change Levy.

Renewable Energy SupportScheme. Mecanismo establecidoen 2002 para incentivar que en elaño 2010 el 10% de la generaciónen Inglaterra y Gales se realice através de energías renovables. Esteesquema incluye la obligatoriedadde que un porcentaje de la energíavendida sea renovable, la creaciónde un fondo de 260 millones delibras para promover laconstrucción de este tipo deinstalaciones y la aportación degarantías por parte del gobiernopara incentivar proyectos debiomasa, aerogeneradores yfotovoltaicas.

Otras iniciativas

4Carbon Trust: Promoción para eldesarrollo de tecnologías de bajasemisiones.

4Climate Change Projects Office:Organismo cuyo objetivo esfacilitar apoyo a las empresas delReino Unido para que puedanaprovechar los mecanismosflexibles incluidos en el Protocolode Kioto.

El pasado 24 de febrero de 2003, elprimer ministro inglés Toni Blairreafirmó su compromiso con lapolítica mediambiental seguidahasta ahora en el Reino Unido. Porotra parte, fijó como objetivo lareducción en un 60% de lasemisiones de gases de efectoinvernadero para el 2050.


2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

1991

1990

Evolución de emisiones de GHG en Estados Unidos

6.756

6.748

6.670

6.482

6.302

6.195

6.131

6.436

6.075

TgCO2EqFuente: US Environmental Protection Agency (2002)

El caso de EstadosUnidos

El gobierno norteamericano, a pesarde haberse negado a ratificar elProtocolo de Kioto, ha tomado unaserie de medidas para combatir eldeterioro medioambiental. Elaumento de las emisiones de gasesde efecto invernadero en EstadosUnidos en el periodo 1990-2000 hasido del 14,2%. El gabinete delpresidente George W. Bush se hamarcado como objetivo la reduccióndel nivel de emisiones de GHG en un18% para la próxima década.Asimismo se han aumentado losfondos relacionados con el cambioclimático en un 17%, lo que suponepara el gobierno norteamericano eldesembolso de 4.500 millones dedólares en el año 2002 para eldesarrollo de estas políticas.

En el sector eléctrico, a través de laEnvironmental Protection Agency(EPA) y el Departamento de Energía(DOE), se han adoptado medidaspara el desarrollo de tecnologíasmás limpias y eficientes en lageneración y el transporte deelectricidad, tales como el empleode ciclos combinados y de energíasrenovables.

Además, existen diversoscompromisos estatales yempresariales para la reducción delos niveles de emisiones de gases deefecto invernadero. Así, enveintisiete estados se hanestablecido planes de actuaciónpara la reducción de emisiones degases de efecto invernadero:programas voluntarios, incentivos

7.001

State Inventory in Progress (OK, WV)

State Inventory Complete; Action Plan in Progress (MD, MN, MO, NM, NY, RI)

State Inventory Complete (38)

State Inventory and Action Plan Complete (21)

City or County with GHG Reduction Goal (1221)

Fuente: Environmental Protection Agency


29

estatales, y programas deinvestigación y desarrollo de nuevastecnologías. Tal y como se apreciaen el mapa que adjuntamos acontinuación, existen 121 ciudadeso condados en los que se hanmarcado límites para las emisionesde gases de efecto invernadero.

Sirva como ejemplo el Estado deNueva York, que se ha fijado comoobjetivo la disminución de susemisiones de gases de efectoinvernadero para el 2010 en un 5%con respeto a los niveles de 1990.

La Directiva deComercio de Emisionesde la Unión Europea

A finales de 2002, se publicó laPropuesta de "Directiva delParlamento Europeo y del Consejopor la que se establece un régimenpara el comercio de derechos deemisión de gases de efectoinvernadero en la Comunidad y porla que se modifica la Directiva96/61/CE del Consejo" aprobada porla Comisión. Dicha directiva, aunqueestá pendiente de ser ratificada porel Parlamento Europeo, está siendotomada como referencia tanto porlos Estados Miembros de la Uniónpara su desarrollo regulatorio, comopor los agentes afectados.

En su artículo 4, la Directivaestablece la imposibilidad de queuna instalación pueda llevar a caboninguna de las actividades descritasen el Anexo I, a partir del 1º deenero de 2005, salvo en el caso deque disponga de un permiso paraello. La autoridades nacionales

deberán, a través de un procesotransparente, otorgar dichospermisos a las instalaciones que losoliciten y cumplan los requisitosque se exijan. Las actividadesafectadas que figuran en el Anexo Ison:

Sector energético:

4Instalaciones de combustión conuna potencia térmica superior a 20MW.

4Refinerías.

Producción y procesamiento demetales.

4Instalaciones de sinterización.

4Siderurgia y metalurgia.

Industria mineral

Cementeras con más de 500 Tm/día.

Instalaciones para la manufacturadel cristal y la cerámica.

Otros sectores (papel,...).

Por otra parte, en este mismoartículo se limita la emisión de losgases de efecto invernadero listadosen el Anexo II (en la actualidadúnicamente está recogido el Dióxidode Carbono, CO2).

De acuerdo con el artículo 9, cadaestado miembro deberá desarrollarun Plan Nacional indicando la cuotade emisiones prevista para cadaperiodo y una propuesta para suasignación. Para ello, la Comisióndeberá presentar una Guíaindicando las directrices para larealización de este reparto antes del31 de diciembre de 2003, quedeberá ser publicada antes del 31 demarzo de 2004.

En el artículo 11 de la Directiva seestablece la necesidad de que losEstados Miembros indiquen la cuotade emisiones para cada instalación.Esta medida se aplicará a partir del1º de enero de 2005 y para unperiodo de tres años a partir de lamencionada fecha. Las decisionesde asignación tomadas por cadaEstado Miembro se realizarán tresmeses antes del comienzo delperiodo de asignación (1º de enerode 2005).

En este mismo artículo, se indicaque a partir del 1º de enero de2008 y hasta el 31 de diciembre de2012, fecha en que finaliza elperiodo de vigencia del Protocolode Kioto, se realizará una nuevaasignación de cuota. Igualmente sepresentará el plan correspondientedoce meses antes.

Por otra parte, la Directiva estableceel régimen sancionador para elexceso de emisiones de CO2:

4Desde 1/1/2005 al 31/12/2007:40€ por cada tonelada de excesode CO2.

4Desde 1/1/2008 en adelante:100€ por cada tonelada de excesode CO2.

En esta propuesta se incluyeademás la posibilidad de excluirtemporalmente ciertas instalacionesy actividades por parte de losEstados Miembros, prorrogando elplazo de su inclusión en el ámbitode esta Directiva hasta el 31 dediciembre de 2007.


Las emisiones de Gasesde Efecto Invernaderoen España

En España, las emisiones de CO2 sehan incrementado un 31% en laactividad de generación deelectricidad durante el periodo1990-2001 (sin embargo en el año2001 se observa un descenso deestos niveles con respecto a los delaño 2000 en un 7%), lo que planteaproblemas para cumplir con loscompromisos asumidos.

En lo que respecta a las emisionesdel resto de industrias energéticas,en las que se incluyen las refineríasde petróleo y otras industrias, elcrecimiento del nivel de emisionesen el 2001 es también bastantesignificativo respecto a los niveles de1990, habiendo alcanzado el 15%.

A continuación adjuntamos uncuadro elaborado a partir de losdatos publicados por el Ministeriode Medio Ambiente, con laevolución de las emisiones de CO2en España detallada por sectores.

El impacto de laDirectiva y delProtocolo en lasempresas del sectorenergético

Tanto las unidades de generaciónque utilizan combustibles fósiles,como las refinerías están incluidasdentro de las instalaciones quedeben reducir su nivel de emisiones.En el cuadro que se adjunta acontinuación se presenta unejemplo teórico del posible impactoque tendría la Directiva para un

Evolución emisiones de CO 2 en España por sector


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generador hipotético que no tuviesesuficiente cuota de emisión. Tal ycomo puede observarse, el impactoeconómico puede ser bastanteelevado, por lo que una empresa deestas características debería analizarla adopción de medidas del tipo:mejora de la eficiencia, "secuestro"de emisiones, inversiones en fondosde carbono o en proyectos tipo JI oCDM,...

Ejemplos de medidasadoptadas por losagentes

Debido al impacto económico quese deriva del desarrollo delProtocolo y de la Directiva, algunosde los principales agentes hancomenzado a actuar, en algunoscasos para defender su posicióncompetitiva, en otros tratando deaprovechar nuevas oportunidadesde negocio que se derivan de estanormativa. A continuaciónpresentamos algunas experienciasrelevantes:

Royal Dutch Shell. El grupoanglo-holandés desarrolló unmercado interno para el comerciode reducciones de emisiones deGHG denominado "Shell TradeableEmission Permit System" (STEPS).Este programa, iniciado en enero de2000, tenía como objetivos:

4Demostrar la viabilidad delcomercio de emisiones de GHGcomo instrumento eficiente parareducirlas a bajo coste.

4Adquirir experiencia práctica en elcomercio de emisiones, de talforma que Shell cuente con dicho

24.9%

25.6%32.0%

7.9%

9.7%

24.3%

31.8%

31.7%

6.7%5.5%

Ejemplo. Emisiones producidas por generación de electricidad

Caso Base: Calculamos las emisiones producidas por una empresa que genere 39.100GWh con el siguiente mix de combustibles y tecnología clásica:4Lignito pardo: 25,6%4Gas natural: 9,7%4Carbón de coque y hulla sub bituminosa: 39,8%4Antracita: 24,9%

Una empresa de estas características emitiría aproximadamente 38,6 millones detoneladas de CO2 al año.

El coste de acudir al mercado a adquirir un 10% de los derechos de emisión (7 USD porTonelada) que necesita podría estar alrededor de 27 millones de USD al año.

En el caso de que tuviese que pagar la multa (40 euros por tonelada) el coste sería de másde 154 millones de euros.

Antracita

Lignito pardo

Hulla sub bituminosa

Carbón de coque

Gas natural

Mix de combustible Emisiones de CO2

conocimiento para operar en losfuturos mercados que sedesarrollen.

4Identificar oportunidades dereducción de emisiones de bajocoste para el futuro.

El modelo consistía en elestablecimiento de límites deemisión de dióxido de carbono ymetano a las distintas unidadesinternas que participaban de formavoluntaria, pudiendo negociar dicha

cuota entre las unidades. Lascompañías del grupo queparticipaban en este programadebían operar en países del Anexo I.

El programa finalizó en el año 2002,valorando la compañíapositivamente la experiencia yconocimiento adquiridos sobre laoperativa de los mercados deemisiones.


Por otra parte, Shell es un inversormuy activo en proyectos CDM (ElSalvador, India y Sri Lanka) y uno delos principales agentes delincipiente mercado de emisiones.

Las emisiones de CO2e de Shell hanpasado de 114 millones de toneladasen 1990 a 94 millones de toneladasen 2002. Esta reducción fue superiora la prevista en el programa inicial dela compañía, que estimaba unadisminución del 10%.

BP. En 1998, Sir John Brown,Consejero Delegado de laCompañía, anunció que BP se habíamarcado como objetivo reducir parael año 2010 sus emisiones de gasesde efecto invernadero en 30millones de toneladas con respectoa las de 1990.

De forma similar al caso de Shell, BPestableció un sistema interno delímites de emisiones de gases deefecto invernadero. Este programase inició en enero de 2000, siendosustituido en 2002 por el comerciode emisiones con terceros. Como enel caso de Shell, la experiencia deeste programa fue muy útil paraoperar en el UK Trading Scheme.

Hasta la fecha, BP ha conseguidoreducir sus emisiones de gases deefecto invernadero un 10% conrespecto al nivel de 1990. Debido alos programas acometidos demejora de la eficiencia energética(menor uso de combustibles fósilesy gas), la compañía estima que haconseguido ahorros por valor de 650millones de USD.

TransAlta. Este generadorcanadiense ha establecido unobjetivo de reducción muyambicioso, ya que su objetivo eslograr cero emisiones de gases deefecto invernadero en susoperaciones en Canadá para el año2024. Para ello, la compañía estádesarrollando los siguientesprogramas: promoción de proyectosde energías renovables, tecnologíasde captura de CO2e, diversificacióndel mix de generación optando porciclos combinados, comercio deemisiones,...

Las emisiones totales de esteoperador se han reducido en másde un 20% con respecto a las de1990, mientras que en Canadá ladisminución alcanzó el 18%.

TransAlta y HamburgischeElectricitaetsWerke en junio de 2000realizaron la primera operación decomercio de emisionesintercontinental.

Ontario Power Generation. En2000 esta compañía secomprometió voluntariamente aestabilizar sus emisiones de GHG alos niveles de 1990 (26 millones detoneladas). Para ello realiza lossiguientes proyectos:

4Eliminación de NOx ("SelectiveCatalytic Reduction Technology").

4 Inversiones en reforestación.

4Comercio de emisiones.

4Aprovechamiento del "landfill"gas.

4Eficiencia en el hogar.

4Desarrollo de energíasrenovables.

En 2001 la compañía emitió 37,1millones de toneladas de CO2e, porlo que en septiembre de 2002adquirió 17,1 millones de créditoscon el objeto de cubrir lasposiciones de 2001 y 2002.

Menert s.r.o. Esta empresa deingeniería eslovaca promueve eldesarrollo de proyectos dereducción de emisiones de GHGque, en parte, se financian con lagarantía de los derechos que sederivan del propio proyecto. En estecaso, las reducciones de emisionesfacilitan a esta empresa el desarrollode su política comercial.

Valoración

A pesar de las incertidumbresregulatorias existentes, se hacenecesaria la adopción de medidaspor parte de los gobiernos y lasempresas. Algunas de las másimportantes compañías de lospaíses desarrollados ya hancomenzado a adaptar sus políticas yestrategias de negocio paragestionar de forma activa susemisiones de gases de efectoinvernadero, llegando a incluir esteefecto en sus modelos de análisis deinversiones. Con ello, en algunoscasos, se pretende actuar de formadefensiva ante las limitaciones queimpone el nuevo entornoregulatorio. En otros, los agentesplantean la gestión de la reducciónde emisiones como un nuevonegocio que permitirá crear valorpara el accionista.


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Protección de datos en el Sector de la EnergíaRafael Echegoyen Socio de Garrigues Abogados y Asesores Tributarios Departamento de Propiedad Industrial, Intelectual y Nuevas Tecnologías [email protected]

Ana Martín Garrigues Abogados y Asesores Tributarios Departamento de Propiedad Industrial, Intelectual y Nuevas Tecnologías [email protected]

La indudable revolucióntecnológica actual tiene, entre otras,consecuencias en el ámbito jurídicoque no puede pasar desapercibidas.El desarrollo y evolución de lasdenominadas tecnologías de lainformación ha dado lugar a laampliación desmesurada de lostratamientos y procesos que sepueden llevar a cabo con lainformación. En este sentido, debehacerse mención a la especialimportancia que ha adquirido unadisciplina como es la relativa a laProtección de Datos y la protecciónde la intimidad, vinculadas con elDerecho Fundamental a la intimidadque nuestro texto constitucionalreconoce en su artículo 18.1º.

Fruto de la preocupación pormantener la protección de estederecho constitucional nace LeyOrgánica 5/1992, de 29 de octubre,de Regulación del TratamientoAutomatizado de Datos de carácter

Personal (LORTAD), que prevé queel Gobierno apruebe y/o modifiquelas disposiciones reglamentariasnecesarias para la aplicación ydesarrollo de la misma.

Posteriormente con la Directiva95/46/CE, del Parlamento Europeo ydel Consejo, de 24 de julio, relativa ala protección de las personas físicasen lo que respecta al tratamiento dedatos personales y la librecirculación de estos datos se hacenecesaria una nueva ley que cumplacon las nuevas disposicioneseuropeas.

La transposición de esta Directivaeuropea origina la Ley Orgánica15/1999, de 13 de diciembre, deProtección de Datos de CarácterPersonal (en lo sucesivo, LOPD o laLey), publicada en el B.O.E. de 14 dediciembre de 1999, entró en vigor el14 de enero del 2000 con elpropósito de regular el tratamiento

y posterior utilización de los datosde carácter personal de las personasfísicas, obtenidos por entes públicosy privados en el ejercicio de susfunciones.

Este marco legal se completa conlas normas reglamentarias vigentesy en especial, los Reales Decretos428/1993, de 26 de marzo;1332/1994, de 20 de junio; y994/1999, de 11 de junio.

En definitiva, cuando nos refiramosa la protección de datos de carácterpersonal hemos de recordar que elTribunal Constitucional hareconocido un "derechofundamental a la protección dedatos", autónomo y distinto delderecho a la intimidad, en virtud delcual se garantiza a los individuos unpoder de disposición sobre susdatos personales, tal y comomanifiesta en la Sentencia292/2000, de 30 de noviembre.


La LOPD establece a lo largo de suarticulado una serie de principiospara la protección de datos decarácter personal que deberán serrespetadas por los responsables delos ficheros. En este sentido se exigea los responsables de los ficheros laobtención del consentimientoinformado de los titulares de losdatos para proceder a su tratamientocon unos fines explícitos, el respeto ala calidad de los datos garantizandola proporcionalidad de los mismospara la consecución de la finalidadpretendida, el mantenimiento deldeber de secreto y las obligacionesde declarar los ficheros en elRegistro General de la Agencia deProtección de Datos y de adoptar lasmedidas de seguridad informáticapertinentes.

Asimismo, se prevén en la LOPD unaserie de medidas de protección dedatos para aquellos casos en que losmismos sean comunicados a untercero, diferenciándose dossupuestos distintos para el receptorde los datos: como cesionario ocomo encargado de tratamiento.

Adicionalmente, y en lo querespecta a la transferenciainternacional de datos, laInstrucción 1/2000 de la Agencia deProtección de Datos y las Decisionesde la Comisión Europea, establecenuna serie de medidas y régimen deautorizaciones para evitar supuestosde transferencia de datos haciapaíses con un nivel de proteccióninferior al ofrecido en España.

Igualmente, y de nuevo como unmedio de garantía y control sobrelos datos de carácter personalcontenidos en los ficheros, la LOPDconcede a los titulares de estosdatos la posibilidad de acceder,rectificar y cancelar sus datos, asícomo de oponerse a su tratamiento.La contrapartida de estos derechospersonales del titular de los datos es,para el responsable del fichero, unaobligación de contestación alejercicio de los mismos en un breveplazo de tiempo.

Como uno de los principios de laprotección de datos, mencionadoscon anterioridad, cabe destacar laobligatoriedad de implantación delas medidas de seguridadinformática que se prevén en laLOPD y se desarrollan en el RealDecreto 994/1999, 11 de junio, deMedidas de Seguridad de losFicheros Automatizados quecontengan Datos de CarácterPersonal. Estas medidas deseguridad se articulan en tresniveles de protección y seráaplicadas según el grado desensibilidad de los datos contenidosen los ficheros.

En definitiva todas y cada una de lasdisposiciones contempladas en laLOPD no son más que la voluntadde crear un marco normativo entorno al tratamiento de datospersonales que garantice, en loposible, la inviolabilidad de losderechos constitucionales delartículo 18.1.

Impacto en el sector dela energía

La reciente liberalización del sectorde la energía en nuestro país hadado un evidente vuelco a laconcepción del negocio en estasáreas. En este sentido las empresasde sectores como la electricidad o elgas se han visto inmersas de formaimprevista en el mercado de librecompetencia con todo lo que elloconlleva.

La necesidad de atraer clientes y depromocionar el negocio con el finde adquirir mayores cuotas demercado ha dado lugar a que lasempresas del sector hayancomenzado a recurrir a medioscomo la prospección de mercados otécnicas de publicidad y marketing,desarrollando actividadescomerciales poco habitualesanteriormente en el sector.

En definitiva, el desarrollo de estasactividades de índole comercialsuponen el tratamiento de datospersonales de multitud deindividuos, algunos clientes de lasempresas que los tratan, otrospotenciales clientes. A todo esto hayque añadirle, tal y comocomentábamos al comienzo de esteartículo, que las nuevas tecnologíashan aumentado considerablementelas posibilidades en el tratamiento ygestión de la información, lo quesupone unos resultadosindeciblemente superiores a loacostumbrado.


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En consecuencia, habrá que tener encuenta que las empresas del sectorde la energía, en su nueva faceta decompañías competidoras en elmercado y dado su crecientevolumen de tratamiento de datos decarácter personal deberán respetarla normativa de protección de datosy podrán ser objeto de posiblesinvestigaciones por parte de laAgencia de Protección de Datos y,en su caso, sujetos de sanciónadministrativa.

Adicionalmente, la competenciaempresarial ha requerido de estasempresas la prestación de unosservicios cada vez más globales ycompletos, tanto para conseguir asíla adhesión de nuevos clientescomo para mantener y consolidarlos ya existentes. Esto supone laampliación del tratamiento de datosde los clientes que ya no se limitan aser identificativos, de contacto y defacturación sino que pueden ir másallá, incluyendo gustos ypreferencias, quejas y reclamacioneso cualesquiera otros.

A este respecto debemos suponerque la finalidad del almacenamientoy tratamiento de los datos de susclientes no responde tan solo a lavoluntad de prestar un servicio máseficaz y satisfactorio, sino quepersigue igualmente la elaboraciónde perfiles genéricos oparticularizados de los usuarios paradesarrollar productos a su medida onecesidades. En cualquier caso lainformación tratada adecuadamente

resulta en este sentido unaherramienta de marketingfundamental para las empresas delsector energético.

Por lo anterior, y poniéndolo enreferencia con la legislación deprotección de datos debemosaconsejar, para aquellostratamientos de datos de carácterpersonal de carizfundamentalmente publicitario, quese obtenga de los titulares elconsentimiento informado para quesus datos sean tratados con finespublicitarios. Llegados a este puntohemos de resaltar igualmente larelevancia de la coincidencia entrelas finalidad declarada en elmomento de constitución delfichero y la perseguida en suposterior tratamiento.

En un segundo efecto de la voluntadglobalizadora de las empresas delsector al objeto de prestar unosservicios más completos, no esinusual observar la colaboración deestas empresas con otras desectores varios (aseguradoras,entidades financieras...) para ofrecera sus clientes productos de másalcance. Esta cooperaciónempresarial supone, además de laconfluencia de esfuerzosprofesionales, un evidente ynecesario flujo de datos personalesentre las empresas. A este respectose ha de poner especial énfasis en lanecesidad de articulación de lasdiversas relaciones jurídicas quepermiten este trasvase de

información y en la formalización delos requisitos previstos en la LOPD,tanto con respecto a las cesiones dedatos como a las relaciones deencargado de su tratamiento.

En tercer lugar, la multinacionalidadhabitual de las empresas del sectorde la energía ha de ser consideradacomo un posible riesgo para laseguridad de los datos de carácterpersonal. En este sentido, resultaevidente que las grandesdimensiones de las empresas deenergía suponen su presencia, en lamayoría de los casos, en los cincocontinentes. Esta circunstancia y lasparticularidades de la organizacióncorporativa de este tipo decompañías, hacen factible laposibilidad de que los datos decarácter personal viajen de un país aotro, en muchos casos a través delas propias aplicaciones informáticasde las empresas o su intranet.

Como ya advertimos conanterioridad, si bien la protección delos datos personales en el ámbitoeuropeo es homogénea, nopodemos decir lo mismos de otrospaíses, cuya regulación va de sermenos exigente hasta inexistente.Evidentemente esto supone unriesgo de fuga de datos haciadestinos calificados como inseguros.Se recomienda en este aspecto, laadopción de las precaucionesnecesarias para verificar el nivel deprotección de datos personales delos países de destino y la adopciónde las medidas y gestión de lasautorizaciones administrativas


pertinentes cuando la transferenciade datos se destine a un país deprotección no equiparable a laeuropea.

Finalmente, y puesto que ya hemoshecho referencia a las tecnologíasde la información, es de especialrelevancia hacer una pequeñamención a la utilización de internetcomo instrumento de recabaciónde datos personales. En estesentido, la creación y gestión depáginas web ha supuesto en elmercado un nuevo concepto deestablecimiento en lo que respectaa la captación de clientes.

Asimismo, las empresas del sectorde la energía, como ya han hecholas de otros sectores, estánproporcionando a losconsumidores mayor comodidad yperfección en la prestación deservicios mediante su ofrecimientoon-line. De esta forma la consultade la facturación por internet o lacomunicación telemática con elservicio de atención al cliente sonya realidades. Esta apertura denuevas vías de comunicaciónsupone una indudable fuente dedatos de carácter personal de losque las empresas del sectorenergético puede hacer uso en suactividad comercial.

Con respecto a la utilización deinternet como fuente de captura,gestión y almacenamiento de datospersonales es importante reiterar laaplicabilidad de las disposicioneslegales sobre protección de datos aeste medio. Consecuentemente elresponsable del fichero deberárespetar en la recogida de datos losprincipios generales de laprotección de datos procediendoasí a la solicitud del consentimientodel titular para su utilización con unfin específico comunicando lainformación precisa al interesadopara que este sepa quien y dondeesté en posesión de sus datos.Igualmente habrá de informarse altitular de los derechos que según laLOPD le asisten.

En relación con la utilización deinternet como herramienta depromoción para las compañíasenergéticas hemos de poner derelieve las previsiones que la Ley34/2002 de 11 de julio, de Serviciosde la Sociedad de la Información ydel Comercio Electrónico, másconocida como LSSI, hace al respectodel uso del correo electrónico. Eneste sentido, el artículo 21 de lacitada Ley prohíbe la práctica deldenominado spamming y requiere(art.22) que, para el envío decomunicaciones electrónicas deíndole comercial, el remitente cuentecon el consentimiento expreso de sudestinatario.

En conclusión, las empresas delsector de la energía deben en eltratamiento de sus datos de carácterpersonal, ser extremadamenteprecavidas en el cumplimiento de lalegislación vigente para protecciónde datos.

A estos efectos proponemos lassiguientes recomendaciones en eltratamiento de los datos personalespara asegurar su conformidad con lanormativa española:

4Recogida legal de los datos:consentimiento einformación

4Calidad de los datos:proporcionalidad con el finperseguido

4Articulación de unprocedimiento decontestación a los derechopersonales

4Adopción de medidas deseguridad informática

4Declaración de los ficherosante la APD

4Especial cuidado en lascomunicaciones de datos


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En la segunda mitad de los añosnoventa, el buen momentoeconómico, el mercado bursátilalcista y los tipos de interés a la bajaimpulsaron a las empresas aaprovechar su capacidad deendeudamiento. Las estructuras decapital apalancadas con deuda sepercibían por los analistas bursátilescomo parte de la estrategia demaximizar el valor para el accionista.Si la empresa no contaba conproyectos de inversión queresultarán atractivos, la amortizaciónde capital mediante programas derecompra de acciones seconsideraba el mejor destino para elexcedente de tesorería.

El proceso de liberalización en elsector eléctrico, que se inició el 1 deenero de 1998 con la puesta enmarcha del pool peninsular, se iniciócon una deuda financiera en elconjunto del sector (Endesa,Iberdrola, Unión Fenosa,Hidrocantábrico y Red Eléctrica)

Estrategia financiera en lasempresas eléctricasEmilio Ontiveros Socio-Consejero Delegado de Analistas Financieros Internacionales [email protected]

Arturo Rojas Socio-Director de Análisis Sectorial de Analistas Financieros Internacionales [email protected]

equivalente a 17.985 millones deeuros. Cuatro años más tarde, afinales del año 2001, la deuda delsector se situaba en 44.646 millonesde euros. Desde esa fecha, y condatos a 31 de marzo de 2003, ladeuda del sector se ha reducido en4.106 millones de euros, pero conun comportamiento dispar entrecompañías. Endesa ha realizado elmayor esfuerzo en reducir sudeuda, con un descenso de 5.140millones de euros en sus pasivofinancieros, si bien también es elgrupo que registró mayorincremento hasta 2001. RedEléctrica, por el contrario, haadquirido activos de alta tensión, yregistra un aumento de su deudaen 1.850 millones de euros

En los cinco años de liberalización,de 31 de diciembre de 1997 a lamisma fecha de 2002, lacapitalización bursátil del sectoreléctrico (excluido Red Eléctrica,que no cotizaba en 1997) ha caído

un 2,4%, frente al descenso del16,8% del índice Ibex25, evoluciónque es coherente con el carácterdefensivo del sector en bolsa.

Entre 1997 y 2002, el valor demercado los activos del sectoreléctrico, es decir, la capitalizaciónbursátil más la deuda de las cuatroprincipales empresas eléctricas(Endesa, Iberdrola, Unión Fenosa eHidrocantábrico) se haincrementado un 48%, equivalentea 23.846 millones de euros. Paracalcular este dato hemos supuestoque la deuda de Hidrocantábrico semantiene al cierre de 2002 en elmismo nivel que el año anterior, yaque los accionistas de referencia(EDP, EnBW y Cajastur/Caser)financiaron en 2002 la compra deacciones de Hidrocantábrico con unincremento en la deuda la empresaque tras la operación se situó enunos 2.000 millones de euros, frentea 847 millones al cierre de 2001.


En términos relativos, el peso delresultado operativo bruto (antes degastos financieros, impuestos yamortizaciones: ebitda) sobre elvalor de los activos se encuentra afinales de 2002 en el mismo nivelque cinco años antes: la suma de lacapitalización bursátil más la deudarepresenta 7,8 veces el ebitda desector. A finales de 2001, el valor demercado de los activos representaba9,5 veces su resultado operativobruto, y la máxima valoración de losactivos sobre la capacidad degeneración de tesorería se alcanzaen 1998.

El resultado operativo bruto de unaempresa es un buen indicador de sucapacidad de endeudamiento, dadoque representa la capacidad deatender el servicio de deuda (gastosfinancieros más amortización delprincipal) sin recurrir a la venta deactivos.

A finales de 1997, la deuda de lascuatro principales empresas delsector eléctrico era equivalente a 2,8veces su ebitda. Esta relaciónalcanzó su nivel máximo al cierre delejercicio 2001, con 5,0 veces. Enrelación a los diferenciales (spreads)de renta fija cotizada el nivel

máximo para las compañíaseléctricas se alcanzo en octubre de2002 coincidiendo con diferencialesmuy amplios en el conjunto delmercado debido a los mínimosbursátiles y la elevada volatilidad.

La severa corrección sufrida por losmercados bursátil en los últimostres años y el incremento delendeudamiento ha intensificado laestrategia de las empresas eléctricashacia la gestión de riesgos y elseguimiento de la exposición a lasvariables financieras.

Evolución bursátil sector eléctrico: cotizaciones

Datos en euros 31/12/97 31/12/98 31/12/99 31/12/00 31/12/01 31/12/02

Endesa 15,82 21,99 19,71 18,15 17,57 11,15Iberdrola 12,05 15,96 13,76 13,35 14,62 13,35Unión Fenosa 8,77 14,75 17,34 19,55 18,18 12,55HC 13,38 15,75 13,98 19,90 26,50 27,19Red Eléctrica nd nd 6,00 10,05 10,45 9,64

Ibex 35 7255,4 9836,6 11641,4 9109,8 8397,6 6036,9

Base 100Endesa 100,0 139,0 124,6 114,7 111,1 70,5Iberdrola 100,0 132,4 114,2 110,8 121,3 110,8Unión Fenosa 100,0 168,2 197,6 222,8 207,2 143,0HC 100,0 117,7 104,5 148,7 198,0 203,2Red Eléctrica 100,0 167,5 174,2 160,7

Ibex 35 100,0 135,6 160,5 125,6 115,7 83,2

Capitalización bursátil

Millones de euros 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Endesa 16.453 20.996 20.868 19.216 18.602 11.805Iberdrola 10.864 14.386 12.405 12.036 13.181 12.036Unión Fenosa 2.673 4.495 5.283 5.956 5.539 3.824HC 1.515 1.782 1.582 2.253 3.000 3.078Red Eléctrica(1) 812 812 812 1.359 1.414 1.304

Sector eléctrico 32.317 42.472 40.951 40.821 41.735 32.046Sector eléctrico sin Red Eléctrica 31.505 41.660 40.139 39.462 40.322 30.742

(1) Red Eléctrica salió a bolsa en 1999


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La estructura de los grupos eléctricosha experimentado cambios notablesderivados de la estrategia dediversificación en Latinoamérica y enel sector de telecomunicaciones quese ha traducido en un aumento de losriesgos financieros, y en la necesidadde herramientas de control yseguimiento.

Un enfoque en el análisis de lasolvencia de empresas, desarrolladopor Robert Merton, proponeconsiderar la deuda y los fondospropios como opciones sobre losactivos de la empresa. En ciertosentido, los accionistas sonpropietarios de una opción de

compra (call option) sobre lasrevalorizaciones de los activos. Elvalor de mercado de los fondospropios sería asimilable al coste de laprima de dicha opción de compra. Ladeuda es equivalente a una opciónde venta sobre los activos para, encaso de dificultades, recuperar almenos el valor liquidativo. El atractivodel Modelo de Merton es queestablece un vínculo cuantitativopara un horizonte temporaldeterminado entre la solvenciacrediticia de la empresa y el valor demercado de sus activos,considerando éste último como lasuma de su capitalización bursátil ysu deuda.

Para ello, el Modelo supone que elvalor de los activos evolucionarásegún un proceso aleatoriorepresentado por una distribuciónlognormal en la que su desviacióntípica se asocia a la volatilidadobservada. El modelo supone que laproporción de deuda sobre el valortotal de los activos (apalancamientofinanciero) se mantendrá constante.Con este planteamiento el riesgo deinsolvencia se establece según laprobabilidad de que el valor demercado de los activos se sitúe pordebajo del valor de la deuda.

Deuda financiera consolidada (a 31 de diciembre)


Endesa 8.510 10.345 20.940 21.936 25.007 22.747Iberdrola 5.335 6.179 7.046 8.237 11.357 10.977Unión Fenosa 3.002 2.979 2.813 4.642 7.021 7.431HC 546 584 865 818 847 847(1)

Red Eléctrica 591 485 396 354 414 1.539

Total sector 17.985 20.572 32.059 35.988 44.646 43.541Total sector sin Red Eléctrica 17.393 20.087 31.663 35.634 44.232 42.002

(1) No incluye la deuda de la operación de apalancamiento realizada por los socios de HC.

Deuda / Ebitda

1997 1998 1999 2000 2001 2002

Endesa 2,6 3,3 4,5 4,3 5,0 4,3Iberdrola 2,9 3,4 3,7 4,1 4,8 4,7Unión Fenosa 3,7 3,9 3,2 4,5 5,6 5,6HC 2,1 2,2 2,7 2,4 3,3Red Eléctrica 2,7 2,1 1,7 1,4 1,6 5,6Sector eléctrico 2,8 3,3 4,0 4,1 4,9 4,5Sector eléctrico sin REE 2,8 3,4 4,1 4,2 5,0 4,5


Valor empresa (cap.bursátil + deuda) a 31 de diciembre


Endesa 24.963 31.341 41.808 41.152 43.609 34.552Iberdrola 16.199 20.565 19.451 20.273 24.538 23.013Unión Fenosa 5.675 7.474 8.096 10.599 12.560 11.255HC 2.061 2.367 2.447 3.071 3.847 3.925Red Eléctrica 1.403 1.296 1.207 1.714 1.827 2.843Sector eléctrico 50.301 63.043 73.009 76.809 86.381 75.588Sector eléctrico sin Red Eléctrica 48.898 61.747 71.802 75.095 84.553 72.744

Proporción de la deuda en el valor empresa

Porcentaje 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Endesa 34,1 33,0 50,1 53,3 57,3 65,8Iberdrola 32,9 30,0 36,2 40,6 46,3 47,7Unión Fenosa 52,9 39,9 34,7 43,8 55,9 66,0HC 26,5 24,7 35,3 26,6 22,0 21,6Red Eléctrica 42,2 37,4 32,8 20,7 22,6 54,1

Sector eléctrico 39,9 36,1 47,7 51,9 56,5 61,0Sector eléctrico sin Red Eléctrica 36,8 33,3 44,6 47,9 52,8 59,9

Valor empresa / Ebitda

1997 1998 1999 2000 2001 2002

Endesa 7,5 10,1 8,9 8,1 8,7 6,5Iberdrola 8,7 11,3 10,2 10,1 10,3 9,8Unión Fenosa 7,0 9,8 9,2 10,4 10,1 8,5HC 7,9 8,9 7,7 8,9 14,9 11,7Red Eléctrica 5,1 6,9 7,1 10,3

Sector eléctrico 7,7 10,2 9,1 8,8 9,4 7,9Sector eléctrico sin REE 7,8 10,4 9,2 8,9 9,5 7,8

Este enfoque de valoración deriesgo crediticio debecomplementarse con herramientasde gestión del endeudamiento queapliquen una metodologíaintegradora de riesgos: es decir, quetengan en cuenta las posiblesinterrelaciones entre los riesgos deactivo y de pasivo, así como entre

las diferentes variable financieras -tipos de interés y de cambio- a lasque los mismos son sensibles. Paraafrontar dicho enfoque integrador,la metodología analítica utilizadadescansa en modelos de simulaciónque, sobre la base de la generación"a priori" de múltiples escenarios defuturo para las diferentes variables

financieras, permiten aproximar ladistribución estadística de losimpactos sobre las magnitudespatrimoniales y contables relevantespara la empresa.

El proceso de análisis, medición yoptimización de riesgos financierosparte de dos pilares fundamentales.


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Por un lado, la modelizaciónconjunta de variables financieras(tipos de cambio, curvas de tipos deinterés, etc.) que junto a laconceptualización de los riesgosfinancieros relevantes, permiten laproyección de escenario futuros dedichas variables financieras con undeterminado horizonte temporal.Por otro lado, la modelización de losriesgos financieros derivados de lacartera de endeudamiento y decoberturas existentes de formainterdependiente a las inversiones yde las divisas en las que se hayanmaterializado.

El conjunto de los dos factoresanteriores permiten realizar unanálisis exhaustivo del impacto delas variaciones en las condiciones demercado sobre la cuenta deresultados de un ejercicio total oparcial y sobre el valor patrimonialde grupo empresarial objeto deanálisis en un horizonte temporalpredefinido.

El modelo integrado de gestión deriesgos financieros incluye lossiguientes elementos:

1. Inputs internos definidos comolas variables que definen lacartera de endeudamiento entérminos de desembolsosprevistos en pago de intereses yprincipal, compromisos en divisas,operaciones de cobertura,estipulaciones financierasespecíficas aportadas comogarantías (covenants). Sonigualmente relevantes los datos

relacionados con la estructura departicipaciones de la empresa queconfiguran el grupo consolidadoy las garantías intergrupo.

2. Inputs externos definidos comolas variables exógenas (tipos decambio, curvas de tipos de interésde las diferentes divisas,diferenciales) las cuales sonmodelizadas sobre la base de lainformación histórica que se tienede ellas.

3. Modelización y diseño del motorde simulación. Esta fase recogetodo el desarrollo matemático-financiero que permitirá lamodelización de las anterioresvariables financieras y la posteriormedición de riesgos asociados.Básicamente consiste en lageneración de múltiplesescenarios distintos para cadauno de los inputs a modelizar y laposterior medición de los riesgosen cada uno de los escenarios,permitiendo con ello generar unadistribución matemática de cadauna de las variables (analizadas enla doble dimensión de valor ocuenta de resultados) a observar.

4. Medición de riesgos a través de lageneración de informes quepermiten conocer el grado deriesgo soportado por su entidad,en valores absolutos - en media yen percentiles - como en valoresrelativos (en función del resultadoprevisto o de su relación con losfondos propios de la entidad). Elriesgo puede medirse por sus

efectos sobre tres tipos devariables: contables (cuenta depérdidas y ganancias y cuentaspatrimoniales), posición deliquidez, y valor de mercado de ladeuda.

5. Optimización a través de laidentificación de estructuras deendeudamiento alternativasasociadas al perfil de lasinversiones que permitan reducirsu riesgo global o disminuir suvariabilidad. El conjunto decarteras de deuda óptimasdepende de las variables que seutilicen para optimizar (pago deintereses, diferencias de cambio,diferencias de conversión en laconsolidación).

El objetivo perseguido en eldesarrollo de un modelo de análisisde riesgo no está sólo en cuantificarel riesgo al que se ve sometido lasociedad, ya sea éste en sudimensión de valor o en sudimensión de cuenta de resultados.Alcanzar este objetivo es sólo unpaso intermedio. La verdaderaimportancia en el análisis de riesgose encuadra en la posibilidad dedeterminar carteras deendeudamiento o estructurasfinancieras alternativas óptimas - lasconocidas fronteras eficientes- quecuando menos, rebajen el nivel deriesgo medio soportado por laentidad o disminuyansustancialmente su variabilidad,proporcionando ademásherramientas de apoyo y demedición de la gestión .

Lecciones de una OPA

La OPA de Gas Natural sobre Iberdrola no siguióadelante pero ha dejado para el futuro una serie delecciones que no se deben olvidar. La primera y quizásmás importante es que, en este país y en muchos otrostambién, cuando se habla de sectores regulados que sonde vital importancia para la economía nacional elprocedimiento es casi tan importante como el objetivo.El mismo lunes 10 de marzo que se anunció la OPA, elpresidente de una entidad financiera española planteó asu equipo de colaboradores una pregunta sencilla:¿Conocen ustedes algún caso en todo el mundo en elque haya triunfado una OPA de una empresa (máspequeña) sobre otra, en un sector regulado sincomunicárselo al regulador, con el consejo dividido, contodo un sector en contra y con los accionistas de laopada no demasiado satisfechos con el precio? Larespuesta fue contundente: No existe ningún caso. Sinentrar en una valoración profunda sobre la oportunidado no de la operación, lo cierto es que el mundoenergético español se prepara para el después de laOPA. Lejos de pensar que el fracaso de la operación hasido un síntoma de que todo sigue igual y aquí nada semueve, son muchos los que mantienen que esto es sóloel principio de una nueva era en el sector energético.

Iñaki Garay Director del periódico “Expansión”

El encuentro del gas y la electricidad

La idea de la convergencia del gas y la electricidad no esalgo nuevo en nuestro país. Ya a principios de los añosnoventa el entonces presidente de Endesa, FelicianoFuster, intentó en numerosas ocasiones acercarse alentonces presidente de Repsol, Oscar Fanjul, paracoordinar un proyecto de empresa energética global . Launión de Repsol y Endesa nunca llegó a materializarseporque el máximo ejecutivo de la petrolera, que enaquellos años se estaba privatizando, consideraba que lafusión con Endesa sería como una nacionalizaciónencubierta de Repsol. Desde entonces, y en diferentescircunstancias, la posibilidad de unión de una empresagasista y una eléctrica se barajado una y otra vez, no sóloen España sino en otros países europeos donde algunosproyectos han acabado por materializarse como es elcaso de la fusión de Rhurgas y Eon en Alemania. ¿Cuál esla razón de esta atracción de empresas gasistas yeléctricas? Es evidente que en los próximos años laprincipal fuente de energía para producir kilovatios va aser el gas. Los proyectos de nuevos ciclos combinados semultiplican, aunque es posible que algunos de los quesalen a la luz sólo tengan un carácter disuasorio. Aún así

Actualidad Nacional


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son muchos los que afirman que el futuro del sectoreléctrico no estará tanto en vender kilovatios como encomprar gas en buenas condiciones. Hay datos queratifican esto: prácticamente el 70% del precio final deun kilovatio en una central de ciclo combinado dependedel coste de adquisición del gas. Además, existen otraseconomías de escala que aconsejan que los dos sectoresvivan de forma paralela. Por tanto, si la convergencia delgas y la electricidad parece razonable habrá que ver quécondiciones se tienen que dar para que, en el futuro,cualquier apuesta de este tipo pueda ver la luz.

Diálogo con el reguladorEn primer lugar, merece la pena reflexionar sobre si unaoperación de este tipo debe o no ser consencuada oconsultada con el regulador. A raíz de los resultados dela OPA de Gas Natural sobre Iberdrola y haciendo unejercicio de pragmatismo diremos que sí. El argumentoes sencillo. Si gran parte de tus ingresos dependen deactividades reguladas cuya retribución ha sido fijada porel regulador de acuerdo con unos compromisos, esprobable que cualquier tipo de operación que supongaun cambio profundo de esos compromisos deba sercomunicada previamente. Es cierto que sobre el papeluna empresa tiene libertad para tomar decisiones y queante quien tiene que responder es ante sus accionistas,pero en determinados terrenos esta situación es tan sóloun planteamiento idílico, ya que lo que verdaderamentese precisa es la reciprocidad en la comunicación con elregulador. No siempre eso va a garantizar el éxito. Dehecho hay varias operaciones recientes en la historia delsector energético nacional que fueron consultadas y, sinembargo, no salieron.

Incertidumbres financierasEl segundo aspecto que merece la pena resaltar es lanecesidad de buscar fórmulas para conseguir que laconfluencia del sector gasista y eléctrico se hagamediante procedimientos que no suponganincrementos importantes de la deuda de las nuevasempresas, que tendrían que ser financiados con recursosprocedentes de las actividades reguladas. El Gobierno lotiene claro: con esto no se juega. Un incrementoimportante de la deuda o un mal cálculo en

determinados parámetros pueden generar un costeadicional que acaba siempre revertiendo en elconsumidor. Y ese coste no sólo suele ser económicosino también político para quien autorizó la operación.En este sentido hay quien considera que hay que asumirciertos riesgos a corto y medio plazo si se quiere contarcon empresas más competitivas en el futuro. Entre lasfórmulas adecuadas que el regulador baraja para que sedé una integración entre el gas y la electricidad está lafusión por cruce accionarial entre compañías o el simpleintercambio de activos entre empresas gasistas yeléctricas.

El papel del accionistaLa OPA de Gas Natural sobre Iberdrola ha abierto de lanoche a la mañana otro frente que hasta ahora habíapermanecido soterrado. Se trata del papel de las cajas deahorros. Aunque La Caixa, principal accionista de GasNatural y entidad que avalaba la operación, hamantenido hasta el momento un alto grado deindependencia respecto del poder político, no haocurrido lo mismo con muchísimas otras entidades deeste tipo, en las que los gobiernos de las ComunidadesAutónomas han establecido importantes centros alservicio del poder establecido. En los últimos meses, lanueva Ley de Cajas que pone límite a la edad dejubilación de los presidentes, la salida de JosephVilarasau de la presidencia de La Caixa y los incesantesrumores sobre las intenciones de Pasqual Maragall detomar las riendas de la principal caja española si elPartido Socialista gana las próximas elecciones enCataluña ha disparado muchas alarmas y ha lastrado unaoperación legítima. Si en los últimos años el Gobiernocentral ha puesto en marcha un importante plan deprivatizaciones no parece que tenga sentido que lapropiedad de esas empresas vuelva a la órbita del poder(público) político que representan en muchos casos lascajas de ahorro. Quizás esta sea la razón por la que elGobierno ha puesto en los últimos meses especialénfasis en desarmar el papel de los políticos en las cajasde ahorros exigiéndoles unos parámetros detransparencia hasta ahora desconocidos en el sector. Silas cajas admiten esas nuevas reglas, el Gobierno parecedispuesto a permitir que estas entidades asuman un


papel protagonista aún mayor en las grandes empresas,más aún cuando otros importantes accionistas dereferencia como los bancos no parece que tenganintención de permanecer en el capital de esascompañías. De alguna manera, la retirada de los bancosde algunas empresas pondrá fin a una filosofía que hasido palpable durante los últimos años: la del controlempresarial mediante los denominados núcleos duros.

En cualquier caso, el sector energético español volverá amoverse a no muy largo plazo. El eterno interés degrupos extranjeros por entrar en el capital de empresasespañolas una vez que se hayan disipado lasincertidumbres financieras del momento y el propiointerés de las empresas españolas por consolidar susposiciones hacen inevitable que se rompa el equilibrioinestable del que goza el sector energético en este país.

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Publicación trimestral. Número 1, Año I. Madrid, Marzo de 2003.

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