El sector eléctrico hace frente común para pedir una rentabilidad del 7% para las redes

Grandes y pequeñas distribuidoras y REE presentan un informe de Deloitte a la CNMC

La rentabilidad actual, del 6,5%, bajará al 4,1% si Nadal mantiene la fórmula actual

redes electricas
Redes eléctricas. Reuters

Es una de las cuestiones más sensibles, si no la que más, para los inversores del sector eléctrico. En 2020, según la actual normativa, se produciría una revisión de la retribución de las redes eléctricas que, de mantenerse la actual fórmula (las obligaciones del Estado a 10 años más un diferencial de 200 puntos básicos), rebajaría la actual rentabilidad financiera del 6,5% al 4,1%. Dicha tasa, fijada en 2013 (entonces el tipo de las obligaciones se situaba en el 4,5%) ha regido para un primer periodo que concluye a finales del próximo año.

 En 2019, el Ministerio de Energía debe fijar, a través de una orden, una nueva tasa de retribución financiera para 2020-2025. Todas las distribuidoras (grandes y pequeñas) han hecho un frente común y han presentado una propuesta conjunta “y a lo grande” ante la CNMC (la norma les permitía hacerlo antes del 31 de marzo). Para ello han encargado un informe ad hoc a Deloitte, con el que reclaman y justifican una retribución del 7%, equivalente al coste de capital (WACC) antes de impuesto para poder acometer las inversiones necesarias en el horizonte de 2030: hasta 34.000 millones de euros, según las empresas.

Como parte del análisis sobre la transición energética en España, la consultora ha realizado un estudio sobre las redes, al que ha tenido acceso Cinco Días, por encargo de las grandes de Unesa (Endesa Distribución, Iberdrola Distribución, Unión Fenosa Distribución Hidroeléctrica del Cantábrico y Viesgo Distribución); de Red Eléctrica de España (operador de las líneas de transporte en alta tensión) y de las 300 pequeñas distribuidoras integradas en las asociaciones Cide y Aseme.

Ante lo que consideran un momento “crucial para el sector”, las empresas consideran que el 7% es la tasa de retribución financiera necesaria para afrontar la transición energética. Para ello consideran necesario aumentar el actual diferencial de 200 puntos básicos a 490 puntos básicos, indica Deloitte, cuyos responsables han presentado también sus conclusiones al titular de Energía, Álvaro Nadal.

Hasta ahora, públicamente, el ministro se ha mostrado partidario de una revisión automática sin más, lo que supondría, según declaró en sede parlamentaria, un recorte de la retribución de 1.500 millones. En esta cifra incluía también el efecto de la rebaja de la rentabilidad de las energías renovables, que se enfrentan a una revisión regulatoria similar (o peor). Esta posición de Nadal, expresada de una u otra manera, ha provocado el derrumbe de las cotizaciones de las eléctricas en un par de ocasiones desde el pasado otoño.

La regulación española remunera las actividades de transporte y distribución en función de los costes necesarios para construir, operar y mantener las instalaciones al menor coste para el sistema eléctrico (según los reales decretos 1047 y 1048 de 2013) y al concepto de rentabilidad razonable introducido en la reforma del sector ese mismo año. En otras palabras, se retribuyen la inversión y los costes de explotación, en el primer caso, según la fórmula antes citada del bono a 10 años más 200 puntos.

La tasa debe tener en cuenta, según la ley, el coste de financiación (el de las redes más eficientes y mejor gestionadas); la retribución adecuada a una actividad de bajo riesgo y las necesidades de inversión en el siguiente periodo. Unos preceptos que las empresas piden que se cumplan.

Aunque hay distintos métodos para calcular los costes de financiación de esta actividad, Deloitte se inclina por el más habitual en los países de la UE y el que defiende “la práctica totalidad de los reguladores europeos: el conocido como WACC (Weighted Average Cost of Capital)”. En el caso de la rentabilidad exigida al accionista, o coste de recursos propios, el más común es el CAPM (Capital Asset Pricing Model), fórmula relacionado con la rentabilidad exigida por los inversores. El diferencial con la deuda soberana de la actividad de las redes en los países europeos son los citados 490 puntos básicos que piden las eléctricas españolas al Ministerio de Energía.

Nadal, por el 4,6%

Según fuentes del sector, el departamento de Álvaro nadal parece dispuesto a aumentarlo a 250 puntos básicos, lo que se traduciría en una rentabildiad del 4,6%. Por su parte, la CNMC, que ha considerado en distintos informes que hay una sobrerretribución de las redes, se decanta por un término medio: una tasa del 5,6%, resultante de un spread de 350 puntos.

No obstante, por tratarse de activos regulados, las redes eléctricas gozan de una protección legal frente, por ejemplo, a las renovables. Así, si el Gobierno opta por una rebaja de la actual rentabilidad, esta se aplicará de forma gradual, a razón de 50 puntos anuales, por lo que al tratarse de un quinquenio el recorte sería paulatina y en el conjunto del period el impacto sería menor.

Una detallada comparativa

En su informe, Deloitte aporta un análisis del coste de capital (WACC) estimado por distintas firmas financieras para la distribución y el transporte de electricidad en España. Este va desde el 8,4% de BPI o el 7,8% de Credit Suisse al 6,1% de JP Morgan y Societé Génerale, respectivamente.

En la comparativa por países que ofrece el estudio, destacan las tasas de rentabilidad basadas en WACC aplicadas en Francia Francia (el 6,1% para todo tipo de líneas); en Italia (entre el 5,3% y el 5,6%, para el transporte y la distribución, respectivamente) y Alemania (del 4,4%)

Tras la propuestas conjunta de las empresas (no hay antecedentes de un frente común semejante entre grandes y pequeñas del sector y la propia REE), Energía deberá aprobar la revisión de la tasa de rentabilidad a través de una orden minsterial, que podría aproba ya en 2019. En esa ocasión, las eléctricas tendrán derecho a presentar alegaciones,

Los operadores calculan inversiones históricas en redes para hacer frente al reto de la transición energética; entre 29.000 y 34.000 millones hasta 2030. Y es que las redes bvan a tener un papel central en el proceso de descarbonización, “como elemento habilitador de nuevos servicios para el consumidor”, y “espina dorsal del sistema eléctrico”

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