Reclaman una mayor ambición

Las eléctricas piden a la CNMC que valore más su inversión tecnológica en las redes

Torre de transmisión eléctrica.
Las eléctricas aprietan para reforzar la innovación en la retribución a las redes.
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Torre de transmisión eléctrica.

Las eléctricas temen que el tercer periodo regulatorio no se adapte a las necesidades de digitalización e innovación que requieren las redes de distribución y no se les reconozca dentro de sus inversiones los activos más intangibles, como ha ocurrido en anteriores inspecciones de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Por ello, apremian al regulador a clarificar cuanto antes el tipo de inversiones para evitar rechazos como ha pasado con otros activos necesarios (IBO), que son las instalaciones para las que no se han definido valores unitarios, tales como despachos de maniobra, telecontrol, comunicaciones, sistemas informáticos, etc. 

En este sentido, el rún rún no cesa ante la incertidumbre que genera la retribución para el tercer periodo regulatorio, que abarcará de 2026 a 2031, y las fuentes del sector eléctrico consultadas por La Información hacen hincapié en que la digitalización es un elemento clave para integrar a los nuevos agentes del sector, principalmente a la demanda. Un estudio de la patronal europea Eurelectric apunta que aproximadamente el 16% de inversiones de los Operadores de Sistemas de Distribución (DSOs) deberán ser en digitalización hasta 2030. Así, aunque la Circular 6/2019 ya incluyó el reconocimiento de inversiones en este campo y también automatización (tipo 2 y proyectos piloto), piden una mayor ambición para seguir avanzando y también que se divulguen el tipo de inversiones que se vayan a requerir, siempre de la mano de los agentes colaboradores para que Competencia sepa 'ex-ante' a lo que se enfrenta.

La CNMC tiene previsto lanzar a trámite de audiencia pública la modificación de la citada circular a finales de año, según el calendario publicado para este año. El propio regulador ha reconocido que realizará determinados ajustes en la metodología de cálculo para adaptarla a los retos de la transición energética, y posibilitar la inversión eficiente en redes. Por su parte, la fecha prevista de adopción se va finales de octubre de 2025, cuando ya se espera que lleve meses en funcionamiento la 'nueva' Comisión Nacional de la Energía (CNE).

Antonio Hernández, socio del área de Sectores Regulados y Análisis Económico de EY, señala a La Información que "los sistemas eléctricos se enfrentan a un entorno cada vez más complejo, de mayor descentralización, mayor descarbonización y mayor digitalización", en el que "las redes juegan un papel esencial en este nuevo contexto". "Los regímenes retributivos de las redes deben adecuarse a este nuevo entorno para que dichos retos se afronten exitosamente", resalta.

Más protagonismo para la innovación 

"Hay que reforzar el protagonismo de la innovación en el modelo retributivo, basado en el 'benchmarking' y mejores prácticas. También hay que repensarlo con base en el tipo de inversión: menos madura, menor VU, mayor riesgo, etc", argumentan otras voces del sector, poniendo en valor que la red de distribución debe anticipar las necesidades de electrificación y descarbonización de la economía y se queja de que no se están considerando "adecuadamente" sus necesidades en este proceso. 

"Ello genera retrasos y bloqueos en el desarrollo y refuerzo de la red necesaria para atender la nueva demanda, ligada a la descarbonización industrial, despliegue del hidrógeno verde, la electrificación del transporte y las viviendas, etc", advierten desde el sector. Las distribuidoras vienen reclamando una planificación flexible que se revise de una manera ágil y no con tanto espacio de tiempo con el fin de dar respuesta a las nuevas necesidades de conexión de la generación renovable y del consumo en un tiempo razonable.

Bajo este escenario, las empresas consultadas avisan también de que la falta de capacidad en las redes podría poner en peligro la atracción de inversiones industriales extranjeras, atraídas en un principio por los menores precios de la electricidad, la abundancia de fuentes renovables y el hidrógeno verde. En la misma línea, aunque como punto más ambicioso, manifiestan que se debería definir cómo el modelo retributivo ha de evolucionar de un modelo basado en desarrollo a otro mixto de servicios.

"El modelo retributivo se debe adaptar a la evolución sectorial, valorando los servicios que deben aportar las redes a los agentes. Y los agentes deben desarrollar servicios de flexibilidad o de gestión y provisión de datos, dentro del límite regulatorio que se establezca", apuntan las fuentes, que subrayan que esto requiere de un rediseño del modelo operativo, de las inversiones, de la innovación y otros factores que no encajan dentro de un modelo de retribución basado en el retorno de la inversión de infraestructura a largo plazo.

¿Cambiará la tasa de retribución financiera?

El sector espera que, a priori, la tasa de retribución financiera -actualmente en el 5,58%- para el periodo 2026-2031 se basará en la metodología WACC de la Circular 2/2019. Las fuentes consultadas esperan que la CNMC defienda su uso y aplicación debido a que su adopción se realizó a través de varios procesos de consulta pública entre los distintos agentes, y tras un largo periodo de análisis buscando ser una propuesta de largo plazo. No obstante, el sector no propone un cambio metodológico, sino que quiere que se reconozca a las distribuidoras unos parámetros macroeconómicos adecuados que no se hayan visto adulterados por la condición económica del momento. De la misma manera, considera que puede ser interesante la adopción de medidas donde se reconocen incentivos o medidas ante situaciones excepcionales, ya sean económicas o políticas.

Límite de inversión

  • En España un límite de inversión en redes de distribución que está ligado al PIB, por lo que solo se permite invertir el 0,13%, lo que equivale a unos 1.500 millones de euros. Según el sector, las inversiones deberían situarse entre los 2.500 y 3.500 millones anuales. EL Gobierno ha abierto la puerta a su revisión y el sector defiende que debería realizarse bajo una planificación común de los distribuidores, alineada y trabajada con los principales 'stakeholders' (REE, CNMC y el Ministerio para la Transición Ecológica)  y contando con la demanda, incluso pudiéndose llegar a eliminar. 

En cualquier caso, las distribuidoras aspiran también a que se actualicen los valores unitarios para que se tengan en cuenta los precios actuales de mercado, los cuales llevan desde 2021 en tendencia muy alcista -y parece ser que la CNMC está abierta a una revisión-. Los valores unitarios fueron establecidos en la Orden IET 2660/201558 y con su definición se pretendía dar cobertura a los costes de inversión y de operación y mantenimiento asociados al despliegue de los activos eléctricos.

Fue el Real Decreto 1048/2013 a través del cual se reguló la retribución del primer periodo y, por tanto, fijó el uso de los valores unitarios de referencia de inversión y de operación y  mantenimiento. Estos debían ser revisados de manera anual, pero como consecuencia de la Ley 2/2015 de desindexación de la economía se suprimió la actualización. El sector denuncia así que, a día de hoy, los valores unitarios que están en precios de 2014. "Desde el 2023, el impacto es muy significativo, teniendo un doble efecto sobre la retribución de las distribuidoras. Al no poder indexar la actualización de los valores ,se debe trabajar en la revisión de estos o en sustituirlos por valores auditados", añaden las fuentes. 

Antonio Martos Villar
Redactor de Energía

Graduado en Periodismo por la Universidad Rey Juan Carlos, di mis primeros pasos en la agencia Europa Press para luego escribir en el periódico económico Cinco Días, donde me tocó hacer un curso intensivo sobre Energía. También he pasado por la redacción de The Objective y aprendí sobre finanzas en HelpMyCash. Ahora, formo parte de La Información.

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