Morgan Stanley anticipa una mejora en la retribución que reciben las distribuidoras eléctricas por invertir en el desarrollo de las redes. El banco de inversión maneja tres escenarios y, en su opinión, la tasa de retribución financiera (TRF) podría ascender hasta un 7,5% para el próximo periodo regulatorio (de 2026 a 2031) en el mejor de los casos para el sector. Esto supondría un incremento del 34% o 192 puntos básicos en comparación con el 5,58% actual, y una diferencia de 419 puntos básicos sobre el rendimiento de los Bonos del Estado a 10 años.
Por su parte, la firma estadounidense avanza en su informe 'Exploring Possible Outcomes for Spanish Networks Review' una TRF del 6,6% para un escenario "base". En este caso, el diferencial sería de 102 puntos básicos respecto a la retribución vigente y de 327 puntos básicos frente a los bonos españoles. El último planteamiento, el más bajista de todos, dejaría la tasa en el 6,1%: 52 puntos básicos más alta y 279 puntos básicos por encima de los valores emitidos por el Tesoro. El cálculo sigue una lógica puramente financiera y tiene como fin realizar un ejercicio de prospectiva sobre el valor objetivo de las acciones de las empresas que hacen transporte y distribución eléctrica ante el cambio de la tasa de retribución para el tercer periodo regulatorio y la potencial eliminación o aumento del tope a la inversión.
La actual normativa limita en el 0,065% del PIB de España la inversión anual para el transporte y en el 0,13% para la distribución. El Ministerio para la Transición Ecológica ha abierto la puerta a elevar el tope y así lo ven también en Morgan Stanley. "Suponemos que el límite se incrementará significativamente o será eliminado, para permitir un mayor gasto de capital coherente con las políticas españolas de inversión en electricidad", señala la entidad. En este sentido, prevé también tres posibilidades para la distribución: un aumento del 5%, del 3% o del 1%.
Las grandes peticiones de las empresas
Aumentar tanto la TRF como el límite a las inversiones son dos de las grandes peticiones del sector energético. La primera le corresponde a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). En España, la retribución reconocida en la actividad de distribución eléctrica es nominal, se calcula antes de impuestos y no se actualiza anualmente. En este apartado, el banco de inversión afirma que el sistema regulatorio español es menos atractivo que el de otros países de Europa, especialmente porque ofrece un rendimiento nominal más que real.
Las distribuidoras piden que tenga en cuenta a la hora de fijar la nueva TRF unos parámetros macroeconómicos adecuados que no se hayan visto adulterados por la condición económica del momento. La CNMC ya estudia si hay que modificar la metodología de cálculo de la rentabilidad libre de riesgo, así como si hay que limitar el efecto de los eventos excepcionales ocurridos entre 2018 y 2023 sobre la tasa libre de riesgo de cara al nuevo periodo regulatorio y las alternativas para realizar dicha corrección.
De la misma manera, desde el sector consideran que puede ser interesante la adopción de medidas donde se reconozcan incentivos o acciones ante situaciones excepcionales, ya sean económicas o políticas. Son varias las demandas del sector en este sentido, desde un mayor reconocimiento a la inversión tecnológica hasta que se tenga en cuenta en la retribución la ruralidad geográfica.
Las eléctricas advierten de posibles fuga de la inversión
Las empresas de distribución reclaman así respuestas a una serie de aspectos que, en su opinión, limitan y ponen en riesgo sus inversiones. En general, el sector demanda también la reforma de los valores unitarios (los costes que se les reconoce). Los que están actualmente en vigor se aprobaron por primera vez con la Orden IET 2660/2015 y fueron elaborados con información de 2011, pero la situación económica actual ha hecho que hayan ido perdiendo valor a lo largo del tiempo.
El regulador está en pleno proceso de revisión de la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera para la actividad de distribución eléctrica y también realizará un análisis sobre el marco retributivo. Ambos procesos los lanzó a consulta pública en mayo y con ellos abrió la posibilidad a fijar un mecanismo de retribución 'ex- ante', en función de los gastos previstos, estableciendo una recompensa (o penalización) por las eficiencias (o sobrecostes) conseguidas por las distribuidoras al finalizar el periodo regulatorio.
El regulador invita a la reflexión
El organismo que preside Cani Fernández también invitó a reflexionar sobre la conveniencia de diseñar nuevos incentivos para las distribuidoras. El regulador indica que bajo un contexto de incertidumbre sobre el ritmo de crecimiento de la demanda eléctrica, y ante el reto de la electrificación de la economía, se debe reflexionar en profundidad sobre la forma en que la metodología de retribución de las redes de electricidad puede ayudar a afrontar este reto de forma eficiente.
La CNMC tiene así pendiente sacar a audiencia pública dos propuestas de circular: por la que se modifica la 6/2019, que establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica; y por la que se modifica la 2/2019, que fija la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica, y regasificación, transporte y distribución de gas natural. En ambos casos prevé hacerlo entre el último trimestre de este año y el primero de 2025, para su adopción a finales de octubre del próximo ejercicio.
Iberdrola recalcó en la presentación su nuevo plan estratégico que en todos los países la rentabilidad regulatoria está protegida contra la inflación, aunque no en el caso de España. En el territorio nacional, la tasa de rentabilidad del actual periodo regulatorio está por debajo de la de EE UU (8,5%), Reino Unido (7,5%) y Brasil (16%). En términos generales, los países latinoamericanos conllevan un mayor riesgo, lo que impulsa a establecer metodologías de "WACCs reales" y más elevadas con el objetivo de proporcionar seguridad a los inversores.
Enel, matriz de Endesa, también ha sido clara en este sentido. Directamente pidió una mejora de la retribución para así invertir más dinero en España. Durante la presentación de la actualización de su plan estratégico de noviembre del año pasado, el grupo italiano aseguró que cualquier ajuste a nivel normativo "podría conllevar un incremento de la inversión" en el país. De este modo, dentro de su plan inversor para 2024-2026, la partida que gestionará Endesa y estará destinada a redes (2.000 millones netos) está "condicionada a una mayor visibilidad sobre el periodo regulatorio 2026-2031 en cuanto a la remuneración".
De su lado, Naturgy destinará 1.340 millones hasta 2027 para reforzar la red en España. Voces como la de la Alianza por el Autoconsumo opinan totalmente lo contrario. "Si nos quedamos en el debate sobre la tasa de retribución, estamos ignorando la verdadera pregunta que debemos hacernos: ¿qué modelo de distribucion necesitamos para la transicion energetica? El modelo actual está basado en 'cuantas más redes despliego, más cobro' y tenemos que pasar a uno en el que el consumidor esté en el centro y la calidad del servicio tenga un mayor peso en la retribución", argumenta Héctor Pastor.
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