Los ingresos de la actividad de distribución eléctrica dependen en su gran mayoría de unos estándares o valores unitarios y del establecimiento de una rentabilidad garantizada. Y desde el sector denuncian que la falta de señales adecuadas en cualquiera de los parámetros hace que la inversión tanto en redes como en otros activos no resulte de interés para las compañías. En este sentido, las distribuidoras reclaman que se reconozcan ‘ex-ante’ todos los costes e inversiones que declaran en sus auditorías y parece que la lucha no será en vano.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) está abierta a revisar los valores unitarios por primera vez desde que fueran fijados hace ya más de una década. El propio regulador confirmó su voluntad para actualizarlos al sector en una reunión este lunes, en la que estuvo presente la patronal de las grandes eléctricas Aelec (Iberdrola, Endesa y EDP) y otras principales distribuidoras del país, aseguran a La Información fuentes del sector. 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. No obstante, no se han cambiado desde su fijación en 2013.
El artículo 19 del RD 1048/2013 indicaba que el año anterior al del inicio de cada periodo regulatorio, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo -por aquel entonces- establecería el conjunto de parámetros técnicos y económicos que se utilizarían para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución durante todo el periodo regulatorio. Entre los parámetros a los que se hacía mención se encontraban: los valores unitarios de referencia de inversión y de operación y mantenimiento, las vidas útiles de las instalaciones de la red de distribución los valores unitarios de referencia que se emplean en el cálculo de la retribución por otras tareas de distribución (ROTD).
"[…] Los valores unitarios y sus parámetros de actualización recogidos en el presente capítulo podrán ser revisados antes del inicio de cada periodo regulatorio por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, y a propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia […]", rezaba el texto.
Actualización conforme al IPC o al IPRI
Sin embargo, los artículos que establecían la actualización conforme al Índice de Precios al Consumo (IPC) y al Índice de Precios de Referencia de la Industria (IPRI) del RD 1048/2013 fueron derogados con la Ley 2/2015, de desindexación de la economía española que establecía que las revisiones de cualquier valor monetario no podrán ser objeto de modificación periódica en función de un régimen basado en que los valores monetarios no sean modificados en virtud de índices de precios o fórmulas que lo contengan. En este sentido, siguen vigentes los valores unitarios que se marcaron para el primer periodo regulatorio, que comprendía desde el 1 de enero de 2016 hasta el 31 de diciembre de 2019.
Por el contrario, otros precios o costes en el sector público, como son los relativos a la mano de obra y materiales y en otros sectores regulados con características similares, como es el Recore (renovables, cogeneración y residuos), sí han visto reconocidas situaciones de excepcionalidad y revisión de estándares. "Resulta lógico pensar que los valores unitarios asociados a la inversión en la actividad de distribución eléctrica deberían ser revisados o reconocida cierta excepcionalidad para cumplir con las normativas y ante situaciones cambiantes", se subraya en el informe El efecto de la inflación en la electrificación de la economía, elaborado por la consultora Arthur D. Little y publicado por Fundación Naturgy.
Según el mismo documento, desde el establecimiento de los valores unitarios y hasta 2023, el IPC ha tenido un crecimiento anual en promedio del 1,3% y si se toma como referencia el IPRI, un 1,39%. Esto supone un incremento de más de un 18% hasta 2023 en concepto de IPC y más de un 40% si se considera el IPRI. El sector denuncia que la falta de actualización implica la omisión del reconocimiento de los costes incurridos en la actividad de la distribución. Arthur D.Littel señala en su estudio que esto podría traducirse en un déficit aproximado de más del 1% anual en el término de la retribución a la inversión de las empresas: más de 30 millones de euros al año o más de 270 millones de euros para el periodo 2015-2022.
Además, a lo anterior se le debe sumar el impacto en los costes reconocidos hasta el ejercicio de 2018 en concepto de operación y mantenimiento de instalaciones técnicas. Hasta dicho año -correspondiente a la retribución del 2020-, los costes de O&M se retribuían a través de los valores unitarios definidos por la Orden IET 2660/2015. Con la Circular 6/2019 se introdujo un cambio en la metodología establecida hasta la fecha, incorporando el parámetro 'COMGES' (componente gestionable), que fija la base del gasto a retribuir a las empresas por las inversiones realizadas hasta ese momento y otros costes asociados a la actividad, estableciendo un crecimiento ligado a un factor incremental sobre la retribución a la inversión.
Por su parte, el informe destaca que algunos valores unitarios tampoco contemplan otros factores a los que algunas de las inversiones pueden estar sujetas, como la necesidad de obtener un mayor número de permisos o las dificultades para la ejecución de determinadas obras en núcleos urbanos, entre otros. Este es, por ejemplo, el caso de algunas de las líneas subterráneas que podrían haber experimentado sobrecostes en términos generales.
¿Aumentará la tasa de retribución financiera?
Otro tema que abordaron competencia y el sector fue el modelo retributivo de cara al tercer período regulatorio 2026-2031. Las distribuidoras esperan como agua de mayo una subida de la tasa de la retribución financiera. En España, la actividad de distribución eléctrica cuenta con una rentabilidad garantizada y el valor actual es del 5,58%, frente al 6,53% del periodo anterior. Según el calendario de Competencia, no será hasta diciembre de este año cuando se lance a trámite de audiencia pública la modificación de la Circular 2/2019. El regulador ya ha avanzado 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. La fecha prevista de adopción se va finales de octubre de 2025, mientras que las compañías tienen que definir ya su estrategia.
cómo se calcula
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La tasa de retribución financiera se establece bajo una
metodología WACC, que es el coste medio al cual una empresa podrá obtener en el mercado los fondos necesarios para desarrollar su actividad y, define un coste de capital en términos nominales y después de impuestos. De este modo, una remuneración de as inversiones con una rentabilidad igual a la WACC implica que la empresa podrá llevar a cabo sus inversiones para un nivel de riesgo dado.
Las empresas del sector también piden, bajo un escenario energético totalmente volátil durante los últimos años, una planificación flexible que se revise de una manera ágil y acabe con el riesgo de fuga de capital hacia otras actividades u otros países. Las fuentes consultadas advierten de que las fechas publicadas por el organismo que preside Cani Fernández "meten más incertidumbre" a las empresas. "Las inversiones que se tienen que aprobar este año ya se verán afectadas, con lo que las distribuidoras van a invertir sin saber cuánto les van a pagar. Es decir, aprobarán sus planes de inversión con una tasa desconocida", señalan.
Las mismas fuentes afirman que la CNMC, en pleno proceso de cambio con la vuelta de la exenta Comisión Nacional de la Energía (CNE), está "desbordada" en relación con las auditorías de las retribuciones pasadas. De hecho, aseguran que el regulador tiene encima de la mesa una avalancha de recursos correspondiente a las retribuciones del periodo 2017-2019 que se debería resolver en el primer semestre de este año. Además, a estos habrá que sumar los nuevos que se abran por la retribución de 2020. En España las grandes distribuidoras eléctricas son Iberdrola, Endesa, Unión Fenosa (Naturgy) y EDP, mientras que hay centenares de menor tamaño integradas en asociaciones como CIDE o la Asociación de Empresas Eléctricas (ASEME).
Actualmente, también existe un tope anual de inversión del 0,13% del Producto Interior Bruto (PIB) para la actividad de distribución eléctrica y un límite del 0,065% para la del transporte eléctrico. Según los datos de Arthur D. Little, esto significa que, considerando el PIB real de 2022 de 1.346.377 millones de euros, el límite de inversión asociado a la actividad de distribución eléctrica sería de 1.750 millones de euros, y de 875 millones de euros para la actividad de transporte. En total, aproximadamente 2.637 miles de millones de euros anuales, cifra que el sector opina que no es suficiente para alcanzar los objetivos marcados en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). El Ministerio para la Transición Ecológica también está dispuesto a elevarlo.
