La nueva propuesta retributiva de la CNMC inquieta al sector de la distribución eléctrica

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha sometido a audiencia pública dos circulares decisivas para la retribución de las redes durante los próximos seis años. Se trata de las propuestas para actualizar la Tasa de Retribución Financiera (TRF) así como el modelo de retribución de la distribución eléctrica de cara al tercer periodo regulatorio (2026-2031), que determinarán las señales económicas que condicionarán el ritmo inversor de las compañías y, por tanto, la capacidad del país para avanzar en su proceso de electrificación y descarbonización.

Esta revisión llega en un momento marcado por la necesidad urgente de modernizar las redes y conectar nueva demanda industrial. Sin embargo, la propuesta no ha sido del agrado de las grandes eléctricas representadas en la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (aelec), al considerarla poco alineada con las políticas energéticas del Gobierno y alejada de la regulación europea. En su opinión, lejos de incentivar las inversiones necesarias para modernizar y reforzar la red, creen que podría suponer un freno para la transición energética en España.

En un encuentro reciente con la prensa, Marta Castro, directora de Regulación de aelec, explicó los cambios más relevantes que, en opinión de la asociación, recogen ambas circulares, así como las principales áreas de mejora detectadas.

Respecto a la propuesta sobre la Tasa de Retribución, la CNMC plantea cuatro cambios principales respecto al marco anterior. Por un lado, actualiza el coste de la deuda, que incorpora un porcentaje (12%) basado en previsiones futuras, mientras que el resto del cálculo sigue basado en datos históricos. Asimismo, se revisa el ratio de apalancamiento de las empresas reduciéndolo del 50% al 46%. Por otro lado, se reconocen por primera vez los costes de transacción asociados a la emisión de deuda mediante una prima de 7 puntos básicos y también se incorpora un ajuste por tipos de interés.

Todas estas actualizaciones han llevado a que la TRF propuesta por la CNMC ascienda al 6,46% para el sector eléctrico, respecto al 5,58% del periodo retributivo anterior, un valor que está "muy por debajo de la media europea y de otros sectores regulados en España, situando a la distribución eléctrica española en el vagón de cola del atractivo para las inversiones, especialmente en un momento en el que se reclama una capacidad de conexión de hasta 60 GW por parte de la nueva demanda", tal y como comentó Castro durante su intervención. Países como Finlandia, Austria, Alemania, Reino Unido, Italia o Irlanda ya reconocen tasas más elevadas, "lo cual genera un riesgo evidente de fuga de capitales en nuestro país y una pérdida de oportunidad", añadió la representante de la asociación.

Deficiencias a subsanar

Según el análisis del sector, existen tres grandes deficiencias que deberían corregirse para reflejar el coste real del capital necesario para invertir en distribución eléctrica en España. La primera es la prima de riesgo de mercado (PRM), que mide la rentabilidad adicional que esperan los accionistas frente a una inversión libre de riesgo (como el bono soberano). La CNMC calcula este parámetro mediante una media ponderada entre la media aritmética y la media geométrica, metodología que ha sido cuestionada por expertos y que no se alinea con la práctica habitual en otros países europeos. De hecho, "cinco de los siete reguladores europeos que actualmente revisan este parámetro emplean exclusivamente la media aritmética", señaló Casto. Además, la CNMC utiliza métodos distintos para calcular esta prima según el sector regulado en España, "aplicando criterios más favorables en sectores como el ferroviario, aeroportuario o las telecomunicaciones", añadió.

La segunda deficiencia está en la prima de riesgo de deuda, que refleja los costes reales de financiación que afrontan las empresas en el mercado. En la práctica, la metodología actual equipara el coste de financiación de las compañías españolas con el de empresas alemanas, que infravalora la realidad del mercado español y conduce a una subestimación del coste de capital reconocido.

El tercer elemento es el valor asignado al coeficiente beta, que mide todos aquellos riesgos que escapan al control directo de las distribuidoras. La CNMC ha propuesto mantener un valor de 0,75, basado en modelos anteriores que no incorporan la transformación regulatoria y tecnológica que atraviesa el sector. Según manifestó Castro, "este valor no solo ignora el nuevo modelo retributivo -más incierto y disruptivo-, sino que también incumple las orientaciones de política energética publicadas por el Gobierno, que priorizan la electrificación frente a otras infraestructuras como las redes de gas".

Desde el sector proponen actualizar estos tres elementos clave para alcanzar una tasa de retribución del 7,5%, "una cifra coherente con los niveles de riesgo reales del negocio de distribución eléctrica y alineada con los incentivos regulatorios en otros países europeos", afirmó Castro. De no llevarse a cabo, esta situación "podría comprometer gravemente la ejecución de inversiones estratégicas en la red de distribución eléctrica, justo en un momento en el que se necesita aumentar la resiliencia, mejorar la digitalización y reforzar las infraestructuras para evitar situaciones como el apagón ocurrido el pasado 28 de abril", manifestó la directora de Regulación.

Modelo retributivo disruptivo

El nuevo modelo retributivo propuesto por la CNMC también ha generado gran preocupación en el sector de la distribución eléctrica. Tras años de esfuerzo en el despliegue de renovables, el país tiene el reto de conectar -tal y como acabamos de comentar- una creciente demanda industrial e impulsar el almacenamiento. Sin embargo, "el nuevo modelo retributivo no acompaña este impulso", dijo Castro.

Las distribuidoras esperaban una continuidad del esquema anterior, con ajustes necesarios para incorporar las nuevas funciones, como la digitalización o la respuesta a la nueva demanda, que nos impulsan desde Europa. Sin embargo, la propuesta de la CNMC implica un cambio profundo en el modelo: desde la retribución de la inversión hasta el cálculo del OPEX, pasando por la introducción de nuevas variables de difícil control para los operadores.

No obstante, el nuevo sistema mantiene algunos elementos positivos. Por ejemplo, elimina la aplicación de los valores de referencia por los costes auditados reales, lo que aporta mayor precisión al cálculo. Además, mejora la metodología para calcular los incentivos ligados a la calidad del servicio y las pérdidas. Sin embargo, a juicio de la asociación, "estos avances se ven superados por los elementos que dificultan la inversión".

La introducción del parámetro "K", que condiciona el reconocimiento de las inversiones a la potencia facturada por nuevos clientes, genera, a juicio de la asociación, "un elevado grado de incertidumbre". Esta variable es "volátil, exógena al control de los distribuidores y no se conoce de forma anticipada, lo que impide planificar con seguridad las inversiones necesarias".

El nuevo enfoque, basado en la sostenibilidad económica y el histórico de potencia contratada, no tiene en cuenta los ingresos adicionales que la conexión de nueva demanda aporta al sistema. Esta metodología, según denuncian los operadores, "genera un incentivo perverso: cuanto menos se invierte, mayor es la rentabilidad. De esta forma, se pone en riesgo el objetivo estratégico de electrificar la economía y responder al crecimiento de más de 60 GW de nueva demanda previsto por el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC)".

Recorte histórico del OPEX

Uno de los aspectos más preocupantes es la reducción de 500 millones de euros en el OPEX del sector, con una rebaja del 85% respecto al anterior periodo regulatorio, frente al 40% aplicado en el ciclo anterior. "Esta cifra, sin parangón en Europa, se produce en un contexto de incremento de costes por digitalización, integración de generación distribuida y necesidad de atender a grandes consumos industriales", afirmó Castro.

A esta reducción se suma la falta de reconocimiento de la inflación en los costes operativos, "una medida que contrasta con las políticas regulatorias de países como Austria, Bélgica, Irlanda, Reino Unido, Finlandia o Suecia, donde sí se indexan los costes al crecimiento de los precios", añadió la directora de Regulación de la Asociación, quien puso varios ejemplos: "Mientras Francia prevé triplicar su inversión anual en redes eléctricas hasta alcanzar los 6.500 millones de euros entre 2025 y 2040, e Italia ha aumentado su volumen anual de inversión de 2.000 a 3.300 millones entre 2024 y 2028, España se enfrenta a un modelo que limita la inversión. Según el PNIEC, nuestro país debería multiplicar por 2,6 las inversiones pasadas hasta alcanzar los 54.000 millones de euros, pero el modelo propuesto va en dirección contraria", explicó.

Además, "el hecho de que en tres periodos regulatorios se hayan implementado tres modelos distintos, genera una gran inseguridad jurídica para los inversores", resaltó Castro. "La previsibilidad y la estabilidad son condiciones esenciales para atraer el capital privado necesario que permita ejecutar las inversiones previstas", comentó.

Otro punto crítico es que la tasa de retribución financiera "no puede analizarse de forma aislada respecto al modelo retributivo. Un modelo más volátil y exigente debería compensarse con una tasa que incorpore el riesgo adicional, algo que no se refleja en la propuesta", dijo Castro.

A juicio de los operadores, "solo con una tasa adecuada y un modelo retributivo que incentive la inversión, será posible atraer inversión, conectar nueva demanda y, a la larga, reducir la factura que pagan los consumidores al disminuir el coste del peaje por dicho incremento de demanda".