QUIÉN ES QUIÉN
A MANO ALZADA
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) debe establecer la tasa de retribución financiera (TRF), es decir, la rentabilidad que se le garantizará a las distribuidoras de energía por las inversiones que hagan en la red.
Tanto la Comisión como las grandes eléctricas están enfrascadas en una suerte de regateo (con el Gobierno de España como intermediario no vinculante) en el que se suceden las ofertas, propuestas y contraofertas para alcanzar un porcentaje que deje contentas a todas las partes.
Del 5,58% al 6,58%
El pasado 10 de julio, la CNMC propuso una tasa de remuneración financiera del 6,46% (la del periodo 2020-2025 fue del 5,58%) e informó de que había actualizado la metodología para determinarla, adoptando un enfoque mixto, que combina datos históricos y futuros, “incorporando costes adicionales como los de transacción y el cost-of-carry”.
La propuesta no convenció, ni mucho menos, a las distribuidoras, siendo especialmente críticas las que dominan el territorio español y pertenecen a los grandes grupos incumbentes, y el 30 de octubre la Comisión subió su oferta al 6,58%. En cuanto al impacto económico en la actividad de operación del sistema eléctrico, explicaron, un aumento de la TRF del 5,58% al 6,58% conlleva un incremento anual de, aproximadamente, 0,27 millones de euros.
Desde la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (aelec), su organización empresarial de referencia, reclaman que se alcance, al menos, el 7,5%. Además, según lo publicado por Cinco Días el 19 de noviembre, el Ministerio para la Transición Energética envió un dictamen con orientaciones a la CNMC que, de aplicarse, supondría un aumento de la tasa de retribución financiera de 0,45 puntos, por lo que superaría el 7%, aunque no llegaría al 7,5%.
La directora de Regulación de aelec, Marta Castro, declara a Demócrata que el 6,58% está por debajo de la media europea y que eso provocará “que los inversores se vayan a otros países como Italia o Reino Unido, con tasas mayores de retorno”.
Si la inversión se va fuera, agrega, “ralentizamos la ejecución de muchas inversiones que se necesitan, pero, en especial, la de la industria. Si no damos respuesta a sus requerimientos de acceso a la red, que les interesa para beneficiarse de los precios bajos que provocan las energías renovables, perderemos industria”.
Castro da cifras al respecto: “Ahora mismo hay 43 gigavatios (GW) de acceso y conexión de demanda que reclaman conectarse y, de ellos, 11 GW corresponden a la industria. Si no la conectamos, la perdemos. Y no apostar por la industria es no apostar por el empleo y por una cadena de valor tecnológica importante”.
Pero no solo la industria reclama conectarse, el otro 75% de la demanda pendiente incluye también los data centers, de los que se espera una demanda de energía, y otros recursos naturales, como agua masiva. La industria tradicional y electrointensiva ya ha elevado la voz de alarma a través de declaraciones de sus propias asociaciones de referencia, como AEGE, reclamando prioridad de acceso por razón de su importancia en el tejido productivo, el empleo, y la autonomía estratégica europea que busca reindustrializar y racionalizar las cadenas de suministro frente a otros continentes.
¿Quién va a financiar para las grandes eléctricas estas nuevas inversiones en red?
En 2022, según el Informe de Análisis Económico Financiero de las Principales Empresas de Distribución del Sector Eléctrico 2018-2022 (elaborado por la CNMC), el 91,7% del importe total de la retribución reconocida a la actividad de distribución de energía eléctrica en España fue para Endesa, EDP, Iberdrola y Naturgy.
Esa tasa de retribución financiera se abona en los ‘peajes’ que se incluyen en la factura de la electricidad de todos los consumidores. Y ahí focalizan sus dudas fuentes del sector con las que se ha puesto en contacto este medio. Aseguran que “las distribuidoras maximizan su beneficio cuanto mayor sea la tasa, lo paga el cliente final y son las comercializadoras, que en su inmensa mayoría no gestionan ni poseen redes de distribución remuneradas por la tasa, las que tienen que repercutir a los clientes”. No obstante, añaden que “las comercializadoras más avanzadas tecnológicamente avisaron de que había un cuello de botella en la red, por lo que la inversión es necesaria, pero todo el coste se le va a imputar al consumidor final y en el corto y medio plazo todos vamos a financiar esos 43 GW de acceso y conexión extra que demandan centros de datos, principalmente”.
En otras palabras, a las CCAA les sale gratis atraer con más o menos burocracia los grandes data centers, porque el coste real de los nuevos despliegues de red se va a socializar en la factura de todos los españoles, ya que el mercado eléctrico español es mercado único, a diferencia de, por ejemplo, lo que sucede en EEUU, donde ya es noticia la fuerte subida de la luz en unos estados (los que tienen industria asociada a la IA) y no en otros.
Según Marta Castro: “No supondrá un incremento en la factura que pagan los consumidores. Al final, la red de distribución es como las carreteras, cuántos más coches circulan, el peaje medio disminuye. Si la inversión se reparte entre mayor consumo (porque habrá más demanda) bajará el peaje medio y se reducirá la factura”.
Pero otras fuentes del sector discrepan con este argumentario, y afirman que la teoría económica funcionará solo en el largo plazo, pero que en el corto y medio, quizá los próximos 6 años, no será así: toda la subida de la tasa de retribución a redes “la pagaremos los clientes de siempre a través de nuestra factura”, afirman.
Sistema reforzado
Esos ‘peajes’ de la factura de electricidad, además, ya están siendo sobrecargados por el sistema reforzado que ha establecido Red Eléctrica para evitar futuros apagones y que el operador ha solicitado que se haga permanente, aunque en un principio parecía provisional.
Sobre esto, Castro subraya que “la operación reforzada debería dejar de aplicarse lo antes posible por dos motivos: limita la participación de las renovables y es un coste adicional para el consumidor”. Estas medidas, enfatiza, “no pueden ser permanentes”, algo que comparten también las comercializadoras independientes y las generadoras de energía renovable: “estamos pagando a precio de gas -la energía más cara- las ineficiencias históricas de REE y su sistema de control, sin que tengan incentivos para ajustarlo.”
