Las nuevas iniciativas regulatorias en redes de distribución y el reto de la electrificación

<p><img alt="" src="https://cdn.elperiodicodelaenergia.com/2025/01/67818d2140c11621f6b203b7.jpg" /></p><p>Recientemente, se han impulsado varias iniciativas de desarrollo normativo en el sector de la distribución de electricidad, tanto por parte del Ministerio, como por parte de la CNMC. Los temas que en ellas se abordan son cruciales para impulsar la electrificación en España.</p>
<p><strong>La electrificación es la forma de abordar la descarbonización de la economía al menor coste posible para los ciudadanos</strong>. Ello es así porque, a día de hoy, sólo dos tecnologías renovables han conseguido reducir sus costes y ser rentables. Se trata de la eólica y la solar fotovoltaica; ambas asociadas a la generación de electricidad.</p>
<p>Otras tecnologías, como la solar termoeléctrica, los biocombustibles o los combustibles sintéticos fabricados a partir de hidrógeno verde y carbono biogénico están lejos de ser rentables. Por ello, la forma más económica de evitar emisiones de gases de efecto invernadero a la atmósfera es sustituir el consumo de gas natural y de derivados del petróleo por electricidad. El hidrógeno verde y sus derivados sólo serán opción para aquellos consumos no electrificables; y no en este momento debido al estado de inmadurez económica de esta tecnología.</p>
<p>En este contexto de previsible electrificación del país, es lógico pensar que <strong>habrá que construir más infraestructuras de transporte y distribución y</strong> que <strong>la normativa debe hacer atractivas las inversiones en redes</strong> de forma que las empresas titulares de las mismas puedan atraer el capital que necesitan para financiarlas.</p>
<p>Este es el primer reto regulatorio pendiente para promover la electrificación; pero no es el único. <strong>Hay otras tres</strong> <strong>cuestiones que necesitan ser resueltas</strong> de forma urgente. En primer lugar, la existencia de <strong>límites a la inversión</strong>. En segundo lugar, la imposibilidad actual de llevar a cabo <strong>inversiones anticipatorias</strong>. Y, en tercer lugar, la <strong>congestión de las solicitudes de acceso y conexión</strong> a las redes. El objetivo de este artículo es plantear reflexiones acerca de estos problemas.</p>
<h3><strong>El problema de la retribución de las redes de distribución</strong></h3>
<p><strong>El marco retributivo</strong> de la red de distribución <strong>es</strong> el área en la que va a tener lugar <strong>el</strong> <strong>cambio regulatorio de mayor profundidad</strong> a lo largo del periodo 2026-2031.</p>
<p>El modelo actualmente existente se basa en la planificación anual y plurianual de las actuaciones que se acometen y en la comparación de los costes de inversión realmente incurridos por las empresas con un <em>coste estándar de referencia</em> fijado por la Administración a partir de valores unitarios por cada tipo de activo. De este modo, las empresas tienen incentivos a minimizar sus costes y los consumidores se benefician de parte de las eficiencias logradas cuando el coste incurrido por las empresas es inferior al coste estándar de las inversiones a nivel agregado.</p>
<p>Al existir múltiples tipologías de activos y al vincularse los <em>costes estándar</em> a parámetros físicos como los kilómetros de líneas construidos o los MW de capacidad instalados en transformadores, es fácil para el Regulador fijar <em>costes estándares</em> que reflejan los costes en los que es necesario incurrir en el proceso de inversión.</p>
<p>Pero este modelo va a cambiar drásticamente con la nueva propuesta de Circular de la CNMC. A partir de ahora, <strong>para determinar el <em>coste estándar de referencia</em> de las inversiones, la CNMC utilizará una fórmula paramétrica en la que el incremento de potencia contratada inducido tras la inversión se multiplica sólo por un único parámetro (denominado “K”) y cuyo valor ha fijado en 257 €/kW para todo el periodo regulatorio</strong>. El coeficiente “K”, por tanto, pretende reflejar el coste incremental en que se ha de incurrir para suministrar el servicio a 1 kW adicional de potencia. En consecuencia, la retribución que una distribuidora obtiene por suministrar a 1 kW adicional de potencia ya no depende del número de kilómetros de líneas que haya necesitado construir o de la potencia que haya necesitado instalar en transformadores. Sólo depende del valor de “K” que ha fijado la CNMC.</p>
<p>¿Y cómo ha calculado la CNMC el coeficiente “K”? Lo ha hecho como el valor implícito de las inversiones que caben en el límite de inversiones fijado por el Gobierno, asumiendo un escenario de crecimiento hipotético del PIB y utilizando un par de escenarios de crecimiento de la demanda de potencia. <strong>Se trata</strong> por tanto <strong>de un</strong> <strong>ejercicio que no sólo es teórico y simplista, sino que no guarda <em>ninguna</em> relación con el coste real de conectar nueva demanda de potencia</strong>.</p>
<p>Resulta sorprendente que la CNMC haya intentado resumir en un único parámetro el coste de conectar nueva demanda, pues se trata de un coste que ciertamente no es único. No puede serlo porque no cuesta lo mismo conectar 1 kW de demanda residencial en Madrid Nuevo Norte que 1 kW de carga rápida de vehículo eléctrico en una autopista en el Levante, o que 1 kW de industria química en Tarragona.</p>
<p><strong>La magnitud del coste de inversión depende de múltiples factores que se capturaban mejor a través de valores unitarios estándar</strong> que sí tienen en cuenta los kilómetros de líneas y la capacidad de los transformadores que es necesario instalar en cada caso (aun con los problemas inherentes a los costes estándar, por ejemplo, entre otros, el riesgo de quedarse desfasados si no se actualizan con la evolución de los precios de los equipos y materiales).</p>
<blockquote><p>El redactor recomienda: </p><ul><li><a href="https://elperiodicodelaenergia.com/se-estan-dando-las-senales-correctas-para-descarbonizar-a-minimo-coste/">¿Se están dando las señales correctas para descarbonizar a mínimo coste?</a></li><li><a href="https://elperiodicodelaenergia.com/impacto-excepcion-iberica-factura-luz-consumidores/">Así es cómo impacta la excepción ibérica en la factura de la luz de los consumidores españoles</a></li><li><a href="https://elperiodicodelaenergia.com/lucha-contra-el-cambio-climatico-si-pero-sin-despilfarro/">Lucha contra el cambio climático sí, pero sin despilfarro</a></li></ul></blockquote><p>La consecuencia práctica de utilizar un único coeficiente “K” para determinar la inversión reconocida a efectos retributivos es que <strong>las distribuidoras simplemente no tendrán incentivos a desarrollar aquellos proyectos que tengan un coste incremental de inversión superior al coeficiente “K”</strong>. Esto dejará fuera de la electrificación a industrias o regiones que sean más costosas de electrificar (en especial, las zonas rurales), lo que las posterga hasta un futuro incierto y nos conduce a un descarbonización a dos velocidades.</p>
<p>La CNMC podría alegar que una “K” más alta sería incoherente con el límite del PIB, pero sería un error porque el límite del PIB sería la restricción que operaría para evitar que las distribuidoras inviertan “en exceso”. La restricción vinculante ahora es la “K”; y, a menos que la CNMC espere que las distribuidoras inviertan “a pérdida”, éstas sólo invertirán cuando el coste marginal de la inversión sea menor que la “K”, y el resultado es que las distribuidoras <em>ni siquiera tendrán incentivos a invertir hasta agotar el límite de inversión</em>.</p>
<p><strong>La CNMC sólo ha aprobado valores de “K” distintos entre empresas en función del número de clientes que tengan</strong> (una “K” menor para las grandes y una “K” mayor para las pequeñas). El objetivo explicitado por la CNMC es reconocer que la actividad de distribución tiene economías de escala, es decir, que los costes marginales son decrecientes a medida que las empresas son más grandes.</p>
<p><strong>Así, lo que hace la CNMC es premiar la ineficiencia</strong> (en contra de los intereses de los consumidores) porque asigna una retribución mayor a las empresas que, por su menor tamaño, incurren en mayores costes unitarios. Además, utiliza unos coeficientes (10, 20 o 30% de incremento con respecto a la “K” teórica según el número de clientes que atiendan) que son absolutamente arbitrarios y caprichosos, en contra de cualquier buena práctica regulatoria.</p>
<p>Otra importante novedad derivada de <strong>la fórmula paramétrica</strong> que la CNMC va a utilizar para determinar los <em>costes estándar de referencia</em> de las inversiones que acometan las distribuidoras es que <strong>expone a las empresas al riesgo de demanda</strong>, un riesgo que no tenían hasta ahora. En primer lugar, porque la demanda que preveían a la hora de planificar sus inversiones no se materialice, lo que hará imposible que recuperen los costes en que han incurrido incluso aunque su previsión haya sido prudente.</p>
<p>En segundo lugar, porque existe el riesgo de que algunos clientes se desconecten de la red (por ejemplo, por una deslocalización industrial), con el resultado de que las distribuidoras pueden haber invertido para conectar un volumen de demanda, pero que el incremento neto de demanda contratada que utilice la CNMC en su fórmula se quede por debajo del incremento de potencia realmente inducido por las inversiones. El riesgo para las distribuidoras es evidente y no pueden mitigarlo.</p>
<p><strong>La regulación podría optar por adaptar la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera que también aprueba la CNMC, añadiendo una prima de riesgo adicional</strong>. Pero, de momento, esta opción parece haber sido descartada.</p>
<p>Además de la fórmula paramétrica, <strong>el nuevo modelo retributivo incluye recortes en la retribución por costes de operación y mantenimiento</strong> (OPEX) respecto de los existentes en la normativa en vigor.</p>
<blockquote><p>Relacionado:</p><p><a href="https://elperiodicodelaenergia.com/la-electrificacion-en-el-aire-por-que-espana-no-puede-dejar-de-invertir-en-redes/">La electrificación, en el aire: ¿por qué España no puede dejar de invertir en redes?</a></p></blockquote><p>La nueva metodología para el reconocimiento de los costes de operación y mantenimiento tiene implicaciones perniciosas sobre los incentivos a lograr eficiencias por parte de las distribuidoras (eficiencias que después puedan trasladarse a disminuciones de peajes en beneficio de los consumidores). Una metodología de retribución ortodoxa para estos costes debe permitir que las empresas reguladas recuperen las inversiones que acometan prudentemente para lograr ahorros de coste. Por ejemplo, las empresas podrían invertir en instalar sistemas de Inteligencia Artificial para mejorar sus servicios de atención al cliente.</p>
<p>Pero, para que las empresas tengan incentivos a realizar este tipo de inversiones, deben tener un horizonte claro de recuperación de la inversión y con una rentabilidad razonable, compartiendo los ahorros con los consumidores mediante una reducción de los peajes. Sin embargo, <strong>el modelo planteado por la CNMC no ofrece ninguna certidumbre a las empresas porque no establece criterios claros para garantizar la recuperación de las inversiones que permiten conseguir los ahorros en OPEX</strong>. Estos criterios deberían estar anclados en la expectativa de obtener una rentabilidad razonable y en un periodo de recuperación de la inversión acorde. Sin embargo, <strong>la CNMC ha obviado cualquier tipo de análisis al decidir el recorte de la retribución inicial en concepto de OPEX</strong> para el nuevo periodo regulatorio y tampoco ha optado, como hizo en el caso de la retribución al gas en 2021-2026, por llevar a cabo un recorte progresivo a lo largo de dicho periodo.</p>
<p>A esto se suma que los ahorros de coste se comparten al 50% con el regulador desde el mismo momento en que se obtienen (algo que no ocurre con el modelo aún vigente). Esto incrementa significativamente el periodo necesario para la recuperación de los costes incurridos en este tipo de acciones y reduce su atractivo. La CNMC no ha realizado ningún análisis sobre el impacto de los recortes en los incentivos de las distribuidoras, con la consecuencia de que los consumidores pueden verse perjudicados en el largo plazo pues, en ausencia de una metodología que los justifique y que dé una expectativa razonable para la recuperación de las inversiones, las empresas serán reacias a realizar acciones para ahorrar coste.</p>
<p>Una cuestión adicional relevante que se arrastra desde el periodo regulatorio anterior es que <strong>la retribución por OPEX no está indiciada a la potencial inflación de costes</strong>. Dado que esta categoría de costes refleja en gran medida costes de personal, sería razonable indexar la retribución a la evolución de los costes laborales. España es el único país de Europa (del que tengamos conocimiento) en el que la retribución de la actividad de distribución no se indexa a la inflación, lo que penaliza a las empresas porque equivale a considerar como ineficiencias lo que, en realidad, es simplemente la evolución de los costes laborales unitarios a los que éstas hacen frente. <strong>El resultado</strong>, una vez más, <strong>es un desincentivo para acometer inversiones que reduzcan los costes de operación y mantenimiento</strong>.</p>
<h3><strong>El problema de los límites a la inversión en redes</strong></h3>
<p>El modelo retributivo actual para las redes se aprobó en 2013, en plena crisis del déficit de tarifas eléctricas. Es un modelo orientado a resolver este problema y pasa por una retribución individualizada para cada tipo de activo y un límite global a las inversiones que las empresas distribuidoras y transportistas pueden acometer anualmente.</p>
<p><strong>La existencia de un límite a las inversiones podía tener sentido en un contexto de déficit de tarifas</strong> pero es, como mínimo, paradójico y contraproducente, en un contexto en el que lo que se busca es electrificar la economía. Además, a partir de ahora, las empresas van a asumir el riesgo de demanda asociado a las inversiones que acometan. <strong>Por ello, es razonable eliminar dicho límite.</strong></p>
<p>Sin embargo, <strong>la propuesta del Gobierno es sólo flexibilizarlo</strong>, permitiendo un incremento del límite con carácter temporal (en concreto, 1.540 M€/año entre 2026 y 2031).</p>
<p>Además, este incremento temporal deberá destinarse a determinadas líneas de actuación en porcentajes que decide el propio Gobierno, sin dejar que sean las empresas las que decidan las inversiones que consideran más necesarias y urgentes.</p>
<p>Sin duda, flexibilizar los límites a la inversión <strong>es un paso en la buena dirección; pero un paso tímido e insuficiente</strong> en el contexto del reto al que se enfrenta España.</p>
<blockquote><p>Relacionado:</p><p><a href="https://elperiodicodelaenergia.com/las-redes-espanolas-mas-cerca-del-final-de-la-revision-regulatoria/">Las redes españolas, más cerca del final de la revisión regulatoria</a></p></blockquote><h3><strong>El problema de la imposibilidad de acometer inversiones anticipatorias</strong></h3>
<p>Cuando una industria se plantea decidir si abandona el consumo de hidrocarburos (gas natural o derivados del petróleo) para electrificarse, tienen que comparar el coste fijo asociado a la sustitución de su proceso industrial con los ahorros netos de costes variables (combustible fósil y CO2) que espera obtener a lo largo de la vida útil de la inversión.</p>
<p>Es una decisión compleja que, además, se complica cuando solicita acceso y conexión a la red de electricidad. Si no hay capacidad, el solicitante entra en uno de los concursos en lista de espera para ser convocados y resueltos sin que el consumidor industrial sepa si será (o no) adjudicatario ni si, en el futuro, se ampliará la capacidad en su nudo. Pero los consumidores industriales no pueden necesariamente esperar años a que se les asigne capacidad de acceso y conexión a la red, por lo que su decisión será seguir consumiendo combustibles fósiles o acometer la inversión en un país en el cual no se enfrenten a estos problemas.</p>
<p><strong>La existencia de inversiones en las redes que se anticipen a las necesidades de las industrias que previsiblemente se electrificarán en el futuro es la solución para evitar que dichas industrias acaben deslocalizándose</strong>.</p>
<p>A día de hoy, la solución más rápida es conectarse a las líneas 220 y 400 kV, pues la planificación que hace el Gobierno de las infraestructuras de transporte es la única forma de construir infraestructuras eléctricas para las que no existe una demanda firme. Pero la conexión a las líneas de transporte no es necesariamente la opción de mínimo coste. Es muy probable que sea más barato conectarse a líneas de tensión menor (entre 1 y 145 kV), que son competencia de las distribuidoras; pero, en distribución, hasta ahora, no está permitidas las inversiones anticipatorias.</p>
<p>Consciente del problema, <strong>el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha impulsado una iniciativa regulatoria destinada a permitir que las empresas distribuidoras</strong> también <strong>puedan acometer inversiones de carácter anticipatorio</strong>; y la CNMC ha incorporado esta iniciativa en su modelo retributivo. Es una buena noticia para la industria, <strong>pero eclipsada por el hecho de que sólo podrán hacerlo con carácter transitorio</strong> (entre 2026 y 2031) <strong>y por un porcentaje máximo de sus inversiones</strong>.</p>
<h3><strong>El problema de las congestiones en las solicitudes de acceso y conexión</strong></h3>
<p>En el contexto de la electrificación, es lógico que se aceleren las solicitudes de acceso y conexión a la red tanto por parte de promotores eólicos y solares fotovoltaicos (oferta) como por parte de los consumidores residenciales y empresas (demanda).</p>
<p>Por un lado, <strong>la regulación en vigor exige a los solicitantes que presenten unas garantías económicas que son muy bajas comparadas con el coste marginal que se induce</strong> (coste marginal que debería satisfacer el solicitante). Además, sólo se les cancela el derecho de acceso y conexión una vez otorgado si incumplen una serie de hitos que, en el caso de las instalaciones de generación, están relacionados con el procedimiento de autorización administrativa y, en el caso de la demanda, con la firma del contrato técnico de acceso.</p>
<blockquote><p>Relacionado:</p><p><a href="https://elperiodicodelaenergia.com/las-electricas-advierten-que-la-retribucion-a-las-redes-de-la-cnmc-compromete-la-electrificacion-del-pais/">Las eléctricas advierten que la retribución a las redes de la CNMC "compromete la electrificación del país"</a></p></blockquote><p>Dado que las penalizaciones por no avanzar en la tramitación por causas imputables al solicitante son exiguas (en algunos casos, incluso inexistentes) y dado el hecho de que el acceso a la red es un recurso escaso, <strong>el resultado</strong> lógico y previsible <strong>es una avalancha de solicitudes que crea un déficit de capacidad de conexión</strong> que, en gran parte, puede ser “ficticio”, pero que hay que resolver.</p>
<p>En la actualidad, ya hay 386 nudos de la red de transporte en los que la capacidad de conexión solicitada por parte de instalaciones de generación supera significativamente la capacidad disponible y que están pendientes de resolver a través de concursos; cifra que se eleva a 72 nudos, en el caso de solicitudes por parte de consumidores.</p>
<p>En lugar de plantear concursos basados exclusivamente en la adjudicación a quien esté dispuesto a pagar más por la conexión (criterio objetivo y transparente), <strong>el Gobierno decidió que los concursos se basarían en criterios subjetivos y fácilmente recurribles</strong> en los tribunales (tales como el impacto socioeconómico en el área y sus habitantes, la afección ambiental al territorio o el grado de activación económica en zonas de reto demográfico). Ante la probable amenaza de que los concursos se acaben enquistando en litigios, <strong>la Secretaría de Estado de Energía apenas ha convocado y resuelto concursos</strong> (sólo hay contadas excepciones).</p>
<p><strong>El resultado final es una congestión estructural en un asunto que es crucial y sin visos de solución a corto plazo</strong> por culpa de un Departamento Ministerial incapaz de filtrar las solicitudes de acceso y conexión que vayan en serio y que generen más valor.</p>
<p><strong>La solución es que el único criterio de adjudicación de los concursos sea el económico.</strong> De este modo se revela el valor real de las conexiones y éstas se acometerán siempre que, y sólo si, su valor para el postor es mayor que el coste marginal que se induce. De este modo, no habrá solicitudes especulativas ni se podrá impugnar el resultado de los concursos, y se podrá avanzar con agilidad hacia la electrificación de la economía y cumplir con los compromisos de lucha contra el cambio climático con el mínimo coste para los consumidores.</p>
<p><em><strong>Óscar Arnedillo es Director Gerente Senior de NERA, Marcelo Rabinovich y Jorge Sanz son directores en NERA.</strong></em></p>