El pasado julio, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (la “CNMC”) lanzó una propuesta de circular para regular las metodologías de cálculo de la tasa de retribución financiera (la “TRF”), aplicable a las redes eléctricas para el sexenio 2026-2031.
La propuesta supone elevar la tasa actual del 5,58% al 6,46% con el objetivo de poder adaptar el marco regulatorio a los desafíos de descarbonización, electrificación, digitalización, y a un entorno macroeconómico cambiante. Se incluye cambios en la metodología de cálculo del coste de la deuda, combinando datos históricos y futuros, e incorpora conceptos adicionales como costes de transacción y “cost-of-carry”.
Con la subida propuesta de la TRF, la CNMC estima que la retribución anual conjunta para transporte y distribución eléctrica aumentaría, planteando, dos posibles escenarios: (i) un escenario base en el cual el coste estimado adicional es de unos 297 millones de euros anuales; y (ii) un segundo escenario, con mayores inversiones, pudiendo llegar a entre 300-400 millones o más en años concretos del sexenio. En ambos casos, el alza del TRF supondría un aumento del 4-5% en la retribución de transporte y distribución, equivalente al 0,8-0,9% de los costes anuales del sistema eléctrico.
No obstante, esta subida no parece ser suficiente para las principales eléctricas. Iberdrola, Endesa, Naturgy, EDP, agrupadas en la patronal Aelec, han reaccionado de forma crítica al consideran que la tasa propuesta no alcanza lo que sería necesario para motivar las inversiones requeridas en redes, y que España quedaría “a la cola” de Europa si el retorno regulatorio no mejora.
Frente a la propuesta de la CNMC, las eléctricas solicitan que la TRF se sitúe más cerca del 7,5 %, cifra que estiman “coherente” con otros países del entorno europeo y con las orientaciones de política energética del Gobierno.
Dentro de las preocupaciones principales se encuentra, entre otras, la rentabilidad en zonas rurales donde la demanda futura es incierta y los costes podrían no recuperarse. Igualmente se destaca que el modelo propuesto por la CNMC “Totex”, el cual unifica costes de inversión (CAPEX) y operación/mantenimiento (OPEX), podría hacer que las inversiones anticipatorias no sean adecuadamente retribuidas hasta que haya demanda efectiva. Igualmente, denuncian falta de mecanismos de indexación frente a la inflación y, que el método usado para determinar algunos componentes (i.e., ciertos costes de capital) se base excesivamente en datos históricos que podrían no reflejar las condiciones futuras de mercado.
Frente a este debate, agentes del sector, como consultoras o expertos en la materia, indican que este debate tiene ciertos riesgos, al igual que oportunidades.
En cuanto a los riesgos, se destacan las siguientes consecuencias reales:
- Inversión: Si las compañías no perciben que el retorno justifica el riesgo, podrían ralentizar o incluso paralizar planes de expansión y modernización de redes, especialmente en áreas rurales o con baja densidad de población.
- Competitividad vs atractivo inversor: Un entorno regulatorio que se perciba como poco favorable comparado con otros países puede desincentivar la inversión extranjera directa (o interna). Empresas del sector advierten de “fuga de capitales” si España no mejora su propuesta.
- Coste para los usuarios: Las redes eléctricas retribuidas se pagan en los peajes que forman parte de la factura de la luz. Un mayor retorno implica mayores costes que, eventualmente, cargarán sobre los consumidores, lo que genera tensiones, especialmente en un contexto de inflación o crisis energética.
- Política energética vs independencia regulatoria: El Gobierno ha manifestado que, de no estar satisfecho con la propuesta de la CNMC, podría convocar la Comisión de Cooperación prevista legalmente para negociar. Pero la independencia del regulador y las orientaciones de política energética no siempre convergen perfectamente, lo que puede generar conflictos institucionales.
Igualmente, en cuanto a las oportunidades, las cuales no son solo para empresas del sector eléctrico, sino también, para actores públicos y de regulación se mencionan las siguientes:
- Comunicación transparente: Explicar al público por qué una mayor retribución puede significar inversiones más seguras, más redes modernas, mejor servicio, mayor resiliencia del sistema y, a la larga, beneficios ambientales. Reducir la percepción de que subir la tasa es simplemente “perjudicar la factura”.
- Storytelling sobre electrificación, sostenibilidad y modernización: Posicionar las inversiones en redes como protagonistas de la transición energética, necesarias para vehículos eléctricos, renovables distribuidas, baterías, hidrógeno limpio, etc.
- Alianzas con la sociedad civil y agentes locales: Especialmente en zonas rurales, promover la idea de que sin inversión no hay conectividad, oportunidades económicas ni calidad de vida, lo que puede generar apoyo político y social.
- Benchmarking internacional como herramienta de presión: Utilizar comparativas con otros países para argumentar ante reguladores, Gobierno y opinión pública que España debe mejorar su marco para acompañar los compromisos climáticos y los objetivos del PNIEC.
En definitiva, la propuesta de la CNMC de fijar la tasa de retribución financiera en 6,46 % para redes eléctricas en el periodo 2026-2031 supone un claro avance respecto al 5,58 % vigente, y refleja la intención de adaptar la regulación a un clima de mayor exigencia en términos de inversión, sostenibilidad y electrificación. Sin embargo, no satisface del todo las expectativas del sector, que reclama cifras más altas y condiciones más favorables en la metodología para asegurar que las inversiones necesarias se hagan de forma plena, eficiente y sostenible.
El proceso de audiencia pública, la negociación mediante la Comisión de Cooperación, y las posibles alegaciones serán claves para ver si la tasa final se acerca más al 7-7,5 % que pide el sector, o se queda más cerca de la propuesta de la CNMC. En cualquier caso, lo que está en juego va más allá de un porcentaje: es la capacidad de España de modernizar su sistema eléctrico, cumplir sus compromisos climáticos, asegurar continuidad y resiliencia del suministro, y mantener la confianza de los inversores nacionales e internacionales.
Artículo publicado en El Períodico de la Energía.
Por Lucía Ramírez
Asociada – Dpto. Energía
