Una retribución adecuada para las redes eléctricas

El Gobierno debe fijar en 2019 la tasa para el periodo regulatorio 2020-2025

Un entramado eléctrico a las afueras de Madrid (España).
Un entramado eléctrico a las afueras de Madrid (España). REUTERS

El Ministerio para la Transición Ecológica debe fijar en 2019 la tasa de retribución financiera para el próximo periodo regulatorio (2020-2025) para la construcción y operación de redes eléctricas (transporte y distribución). Este periodo regulatorio es crucial para fijar el rumbo de la transición energética del sector eléctrico español y, consecuentemente, facilitar el cumplimiento de los objetivos establecidos por la Unión Europea.

Esta tasa de retribución tiene un impacto relevante en la retribución de la operación de redes, que depende de tres factores como el propio Ministerio reconoce en los RD 1047/2013 y 1048/2013: el coste de financiación de los operadores de redes comparables eficientes y bien gestionadas; la retribución adecuada para una actividad de bajo riesgo, considerando la situación financiera del sistema eléctrico y la situación cíclica de la economía española; y las necesidades de inversión del siguiente periodo regulatorio.

En España, para calcular la tasa de retribución financiera, se utiliza un diferencial (en la actualidad, 200ppbb) sobre la media de cotizaciones durante 2 años del coste de las obligaciones del estado a 10 años. La retribución del primer ciclo regulatorio fue fijada en el 6,503%, en unas condiciones de ciclo económico y de demanda eléctrica en contracción por la crisis económica y con unas cotizaciones de las obligaciones del estado en el entorno del 4,5%.

El Council of European Energy Regulators (CEER) afirma que el coste de capital (Weighted Average Cost of Capital, WACC) es el método preferido para fijar la retribución por la práctica totalidad de los reguladores europeos. Los analistas de banca de inversión que analizan el desempeño financiero de las compañías cotizadas utilizan habitualmente el WACC como una medida para valorar el coste de financiación.

El WACC pondera el coste de la deuda para financiar las inversiones y la rentabilidad exigida por los accionistas a sus aportaciones de capital, y refleja la rentabilidad mínima a partir de la cual la compañía crea valor. La media del coste de capital (WACC nominal antes de impuestos) estimado para los operadores de redes españoles por los analistas se sitúa en el entorno del 7%. Si se asimila la rentabilidad de la deuda soberana a 10 años como la de un activo sin riesgo, la realidad es que, en los países europeos de nuestro entorno, la tasa financiera de rentabilidad del transporte y distribución tienen unos diferenciales de 490ppbb sobre dicho activo sin riesgo. 

La construcción y operación de redes es una actividad de bajo riesgo (con respecto a otras del sector eléctrico, p.ej., generación de electricidad), pero no es una actividad sin riesgo. Tiene riesgos regulatorios (cambios que afectan a las condiciones bajo las que se opera dicho negocio y/o los ingresos percibidos), riesgos operacionales (retraso de obras, sobrecostes de proyectos no planificados, averías de equipos), riesgos financieros (coste de la deuda real vs. el reconocido), riesgos tecnológicos (nuevas tecnologías que pueden modificar las necesidades de las redes eléctricas, obsolescencia de equipos), etc.

Por todo ello, no podemos considerar el transporte y distribución de electricidad como una actividad sin riesgo. Para el siguiente ciclo regulatorio, las obligaciones del estado a 10 años más 200 ppbb – de acuerdo a las previsiones de cotización de las obligaciones, supondría una rentabilidad financiera en el entorno del 4% – no es suficiente para retribuir el coste de capital ni el riesgo de esta actividad (como ha quedado demostrado cuando en los países de nuestro entorno tienen diferenciales en el entorno de los 490ppbb). Una rentabilidad financiera en dicho entorno pondría en serio riesgo las inversiones en esta actividad y las redes podrían convertirse en cuello de botella para la transición del modelo energético.

La transición energética requiere aumentar el ritmo inversor en redes eléctricas para realizar entre 29-34 mil millones de euros en el periodo 2017-2030. Las empresas dedicadas a la construcción y operación de redes eléctricas tienen una serie de inversiones obligatorias, las destinadas a posibilitar que todos los consumidores y productores puedan conectarse a la red.

Una rentabilidad por debajo de un nivel adecuado (inferior al coste de capital) pondrá en riesgo la ejecución de una parte significativa de las inversiones de la transición que no son obligatorias, dado que estas empresas operan en diferentes países y negocios y sus accionistas establecen niveles de rentabilidad mínimos para su aprobación, y en último término priorizan aquellas inversiones que ofrecen mayor rentabilidad con un nivel de riesgo similar.

Una reducción de inversiones pondrá en riesgo la transición del modelo energético del sistema eléctrico español, especialmente las inversiones en modernización y digitalización, que son las más necesarias para integrar elementos distribuidos en el sistema eléctrico (baterías, coches eléctricos, instalaciones de generación distribuida), la gestión de la demanda, y los nuevos servicios digitales al consumidor. Las reducciones de inversión tendrían un efecto muy negativo en la industria nacional, en el desarrollo tecnológico y en el empleo de calidad que está industria genera.

Si aceptamos que el nuevo modelo energético – basado en una mayor electrificación de la demanda, generación eléctrica renovable y mayor eficiencia energética – requiere incentivar las inversiones en redes eléctricas, es necesario un debate y un acuerdo – tal y como se pone de manifiesto en el informe de la Transición Energética de la Comisión de Expertos – que efectivamente incentive las inversiones, que reduzca el coste para el consumidor y que permita una rentabilidad adecuada para los operadores de un elemento central del sistema eléctrico en este nuevo modelo.

Alberto Amores es socio de Monitor Deloitte

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