En concreto, el sector estima que será necesario incrementar en unos dos puntos porcentuales la retribución vigente para las redes eléctricas de cara a este nuevo periodo 2026-2031, con el fin de poder abordar las inversiones necesarias para cubrir las necesidades a futuro de incremento de la demanda.
Además, la tasa de retribución, siendo "un elemento importante", subrayaron, no es el único, ya que será necesario abordar otros frentes, como el actual límite a la inversión existente, del 0,065% del PIB anual para el transporte, excluyendo las inversiones en interconexiones, y del 0,13% del PIB para la distribución, excluyendo en este caso las inversiones relativas a la digitalización, y que está en manos del Gobierno.
Cada variación del 1% adicional en la tasa de retribución financiera representa un impacto de unos 335 millones de euros -unos 265 millones de euros en el caso de la distribución y otros 70 millones de euros correspondientes al transporte-.
Así, elevar en esos seis años en dos puntos la tasa de retribución financiera para estas actividades supondría elevar la remuneración a la actividad en todo el periodo en, al menos, más de 4.000 millones de euros, que iría con cargo a los peajes.
Y es el que sector eléctrico estima que si se considera el diferencial medio implícito en la tasa de retribución financiera, basada en el WACC (Weighted Average Cost of Capital o Coste Medio Ponderado de Capital), actuales de los reguladores europeos se obtendría una retribución en el entorno del 8% para España.
No obstante, en el sector se considera que una tasa de remuneración en un escenario base del 7,5% ya sería un nivel aceptable para mantener los volúmenes de inversión necesarios.
Actualmente, los negocios de transporte -Red Eléctrica- y distribución de electricidad -Endesa, Iberdrola, Naturgy y EDP, así como otras más de 300 pequeñas compañías, entre otras- fija esa tasa de rentabilidad en el 5,58% para el periodo regulatorio vigente desde 2021 a 2025 y en el 6% para 2020.
Por ello, se está abordando la actualización de esa tasa para el siguiente periodo, que se iniciará en 2026, y cuya propuesta comunicará previsiblemente la Comisión Nacional de los Mercados y Competencia (CNMC) antes de final de año.
El sector eléctrico cifra un ritmo inversor de unos 3.000 millones anuales en redes en la próxima década -con un total de unos 30.000 millones de euros-. Actualmente esa cifra se sitúa en unos 1.800 millones de euros anuales , por lo que se debería incrementar ese ritmo en unos 1.200 millones de euros al año.
BAJADA EN EL RECIBO
Con unas estimaciones conservadoras de un aumento de la capacidad de 50 gigavatios (GW) a 2035, con un incremento de la demanda de unos 200 teravatios hora (TWh), calculan que a ese horizonte de dentro de diez años el coste adicional para la tarifa sería de unos 1.300 millones anuales, frente a los 2.300 millones de euros al año de ingresos para la tarifa, lo que tendría un efecto neto positivo para los clientes de 1.000 millones de euros anuales.
Por ello, valoran que este incremento en la retribución, con el aumento de las inversiones y de la demanda eléctrica permitiría bajar incluso el recibo de la luz, con una tarifa media final para el consumidor un 2% más baja, de acuerdo a estas estimaciones.
Los costes totales del sistema para el consumidor ascienden a algo más de 42.100 millones de euros, de los que unos 27.900 millones de euros corresponden a la generación, así como otros 6.655 millones de euros en redes (transporte y distribución), unos 4.464 millones en cargos y tributos y casi 3.100 millones de euros en impuestos.
Mientras, la base de activos de redes asciende ahora mismo a 33.500 millones de euros (26.500 millones de euros de distribución y 7.000 millones de euros de transporte).
PONER COTO A LA ESPECULACIÓN
Por otra parte, el sector también pide al Gobierno hacer frente a la especulación que ya empieza a existir en los puntos de acceso y conexión a las redes, mediante la adopción de medidas similares a las que tomaron con la generación para poner coto a la 'burbuja'.
A este respecto, el sector eléctrico recibió peticiones de acceso a la red el año pasado por más de 30 GW, cifra que duplicó los poco más de 15 GW de 2022 y que sextuplicó prácticamente los más de 5,3 GW de 2021. Asimismo, estiman que 2024 cerrará con una cifra también superior a los 30 GW.
De esta manera, valoran que existe un crecimiento "muy rápido", aunque también reconocen que son números que hay que "tomar con cautela".
Por ello, a pesar de los esfuerzos del Gobierno por acotar esta posible especulación en la conexión y acceso a la red, creen que son "muy limitados" y piden, al igual que sucedió con la generación, la petición de avales para las conexiones de tensión más alta y el establecimiento de hitos, con el fin de filtrar las solicitudes.
ADAPTAR PROCESO DE PLANIFICACIÓN
Además, destacan que es "imprescindible" adaptar cuanto antes el proceso de planificación de las redes a la lógica y a las necesidades de la demanda y de la generación distribuida.
Para ello, abogan por seguir principios como que el punto de partida del proceso de planificación debe ser una consulta pública que permita identificar necesidades futuras sobre las redes de distribución para un periodo de 5-10 años; o prestar especial atención a necesidades conocidas y previsibles, como los puntos de recarga de alta potencia, electrificación de los puertos, desaladoras, zonas de desarrollo de renovables, o áreas industriales con potencial de electrificación, entre otras.
Este resultado de la consulta, el sector eléctrico cree que debe plasmarse en un plan de alto nivel -sin detalle por instalaciones, ni media y baja tensión- en un horizonte de 5-10 años, y debe alimentar los planes trienales que, a su vez, darán lugar a los planes anuales.
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