Las grandes eléctricas presionan ‘in extremis’ a la CNMC para subir lo que cobran por sus redes

La expansión y modernización de las redes eléctricas se han convertido en imprescindibles para hacer posible la transición energética e impulsar la electrificación del consumo. La columna vertebral del sistema eléctrico resulta vital para integrar el despliegue masivo de nuevas energías renovables y para conectar los grandes proyectos industriales, por el ‘boom’ en ciernes de nuevos centros de datos o a la espera de las futuras plantas de hidrógeno verde.

Harán falta más y mejores redes eléctricas. Harán falta inversiones millonarias en los próximos años para desplegarlas. Y las compañías encargadas de construirlas y gestionarlas están ahora en un tira y afloja con el Gobierno (para poder aumentar esas inversiones levantando los topes legales vigentes) y con la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (para elevar lo que cobran por sus redes).

El negocio de las redes de distribución (en manos fundamentalmente de las grandes eléctricas, aunque hay 300 compañías operativas en el sector) y de transporte (controlado por Red Eléctrica de España) se trata de una actividad regulada, en la que las compañías ejecutan las inversiones en sus infraestructuras con un tope fijado por ley y por las que se les retribuye fundamentalmente a través de los peajes de acceso que se cargan en la factura eléctrica de todos los clientes. Según la orden de peajes de este año, REE cobrará 1.250 millones y el conjunto de distribuidoras percibirán 5.609 millones con cargo al recibo de luz.

La Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC) tiene en marcha el proceso para actualizar el cálculo de la retribución financiera que perciben las compañías de distribución y de transporte, que debe revisarse en 2026 para el siguiente periodo regulatorio de seis años. Actualmente esa retribución financiera está diseñada para garantizar una rentabilidad del 5,58% a las compañías.

Tira y afloja de CNMC y eléctricas

La CNMC ultima la consulta pública en la que desvelará su propuesta formal con los nuevos cálculos. La apertura del proceso de participación pública está prevista para antes de fin de año. Así que las grandes eléctricas presionan ‘in extremis’ para mejorar las condiciones de la propuesta del organismo dirigido por Cani Fernández antes de que la haga pública.

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Desde el sector eléctrico se espera (se teme) que la CNMC ofrezca elevar la retribución sólo hasta el entorno del 6,5%, en línea con la que estuvo vigente en el periodo regulatorio previo al actual, de 2015 a 2019 -el último en que fue calculada por el Gobierno antes de ceder esa función a Competencia-, pero muy por debajo de las aspiraciones de los grupos energéticos.

Las grandes eléctricas que controlan el negocio de la distribución, entre las que destacan Endesa, Iberdrola, Naturgy y EDP, reclaman igualar las condiciones retributivas de sus redes con las que se reconocen en otros países europeos, lo que supondría elevarlas por encima del 7% de rentabilidad e incluso superar el 8% durante el próximo sexenio. De hecho, fuentes del sector insisten en mirarse en el espejo de países como Italia o Noruega, con tasas del 8,9% y del 8,2%, respectivamente. Red Eléctrica de España (REE) también ha venido subrayando la necesidad de mejorar la retribución por las inversiones y por los costes de operar la red de alta tensión.

Los grupos energéticos alertan de que el actual marco retribuitivo de las redes eléctricas puede llegar a desincentivar unas inversiones que se consideran clave para impulsar la electrificación y la descarbonización, y avisan de que otros países con condiciones más atractivas pueden atraer esas inversiones en la carrera de la transición energética.

“Las empresas, especialmente los distribuidores, no tienen incentivos para acometer las inversiones necesarias para llevar a cabo el necesario proceso de transición energética. (…) Los inversores pueden considerar que la tasa de retribución financiera es demasiado baja para el nivel de riesgo que presenta la actividad”, advierte un informe elaborado por la consultora PWC en pleno juego de presiones para mejorar los pagos a las redes. “El empeoramiento de los márgenes de la actividad y, por tanto, de los resultados financieros de las empresas conlleva una fuga de capital del sector hacia otras actividades o países” y avisa de que una baja tasa retributiva “pone en riesgo las inversiones en redes y, por tanto, la oportunidad económica de la transición, así como el cumplimiento de los objetivos” de descarbonización.

Los capotes de Teresa Ribera

El Gobierno ha echado un capote a las energéticas en su intento de mejorar lo que cobran por el negocio regulado de sus redes. El Ministerio para la Transición Ecológica, aún comandado por la vicepresidenta Teresa Ribera antes de dejar el Ejecutivo para ser nombrada formalmente miembro destacado de la nueva Comisión Europea, ha instado abiertamente a la CNMC a mejorar la retribución de los negocios de las redes de transporte y de distribución de electricidad, dando las “señales adecuadas” para incentivar y ampliar sus actividades para hacer frente a la expansión de las renovables y a la “creciente demanda eléctrica” por la electrificación de la industria, los coches eléctricos y de nuevos vectores energéticos como el hidrógeno verde.

“En el diseño de la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera se considerará la posibilidad de modificar la metodología de cálculo de la rentabilidad libre de riesgo, así como la metodología de cálculo del coste de la deuda, especialmente, buscando suavizar el efecto de los eventos excepcionales del pasado (2018-2023) en la determinación de la rentabilidad libre de riesgo y del coste de la deuda durante el periodo regulatorio futuro (2026-2031)”, subrayaba el departamento de Ribera en una orden ministerial sobre orientaciones de política energética, en línea con las aspiraciones de las grandes energéticas para elevar los cobros por sus redes.

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“Es un buen paso, ya que tiene en cuenta la gran competencia que existe en los mercados de capitales”, apuntan desde la patronal eléctrica Aelec (que agrupa a Endesa, Iberdrola y EDP) sobre las orientaciones del Gobierno. “Es importante ofrecer una tasa atractiva parra atraer las inversiones a nuestro país y poder competir con otros países. Estamos seguros de que la CNMC, consciente de las tasas que están fijado los países de nuestro entorno, sabrá situar a España a la altura del reto”.

En paralelo, el Gobierno también tiene ya activado el proceso para revisar el tope máximo legal de inversiones en redes. El Ejecutivo momento no ha hecho una propuesta sobre cómo reformar esos límites, sino que sólo ha dado el primer paso mediante una consulta pública previa, pidiendo una primera opinión a todos los actores del sector, pero en la que ya hizo otro guiño a las energéticas y anticipó que el objetivo de la revisión es que haya “una mayor inversión en redes de transporte y distribución”.

Actualmente, a Red Eléctrica se le aplica un límite máximo de inversión del 0,065% del PIB (sin contabilizar el coste de las interconexiones internacionales) y el tope para las distribuidoras es del 0,13% del PIB. En total, unos 1.000 millones de tope anual para redes de transporte y en torno a 1.800 millones para las de distribución.

Las grandes eléctricas vienen reclamando elevar esos límites de inversión para acelerar el despliegue y modernización de sus redes. Sin embargo, el último informe de análisis económico-financiero del negocio de la distribuido elaborado por la CNMC desvela que en los últimos cinco años las compañías no alcanzaron ese límite que piden eliminar. Entre 2018 y 2022, la inversión media ejecutada por las cinco grandes compañías fue de 1.517 millones de euros al año, "por debajo del límite de inversión en todos los años de dicho periodo", subrayaba el supervisor en su informe. La inversión máxima se registró en 2022 y ascendió a 1.722 millones de euros, pero aquel año el tope legal a la inversión para el conjunto de la actividad de distribución fue de 1.837 millones de euros.

El Gobierno se plantea como objetivo general a partir de 2026 y hasta 2031 favorecer que se eleve la inversión en redes de distribución y de transporte para impulsar la electrificación, pero a la vez pretende contener el coste que se trasladaría al recibo de la luz. Entre las alternativas que de manera primigenia se plantea el Ministerio para la Transición Ecológica se encuentra la elevación del carácter general del volumen de inversión máximo como porcentaje del PIB; la modificación de los supuestos que permitirían modificar al alza el volumen de inversión, incluyendo nuevas circunstancias vinculadas con la transición energética; y el establecimiento de un nuevo procedimiento para la autorización puntual de inversiones por encima del volumen máximo establecido por ley si lo solicitan REE y las grandes eléctricas.

Un freno para la industria

Las grandes eléctricas y también la patronal Aelec han venido alertando de que sin más y mejores redes eléctricas la transición energética en España es inviable y también denuncian que la falta de capacidad de sus redes de distribución han hecho que se pierdan en los últimos años miles de proyectos industriales en España por la imposibilidad de conectarlos. Hasta el punto de que las grandes distribuidoras han tenido que rechazar una de cada tres peticiones de conexión a sus redes tanto por falta de capacidad para poder atenderla y enchufarla como por el alto coste que implicaría lanzar nuevas líneas ad hoc para un determinado proyecto, que corre a cargo del propio cliente.

En los últimos cuatro años, todas las distribuidoras que operan en el mercado español han recibido peticiones para enchufarse a sus redes de proyectos industriales con una potencia conjunta de 55.098 megavatios (MW), y se han visto obligadas a rechazar la conexión a potenciales clientes de proyectos con una potencia de 18.240 MW desde 2020, un tercio del total, según los datos agregados que manejan las compañías del sector y que adelantó EL PERIÓDICO DE ESPAÑA.

El aluvión de peticiones de conexión y de denegaciones se ha concentrado muy especialmente en los dos últimos años. Sólo entre 2022 y 2023, las distribuidoras recibieron solicitudes de acceso a sus redes para instalaciones de 45.906 MW, y se han rechazado uno de cada tres proyectos dando un ‘no’ masivo a planes con 15.675 MW de potencia en su conjunto.