La regulación, decisiva para el futuro de la distribución eléctrica

Antes de fin de año, se deben establecer los parámetros que fijarán la retribución de la distribución eléctrica para el segundo periodo regulatorio, es decir, los próximos seis años

Foto: Foto: Reuters.
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Actualmente, el sector eléctrico atraviesa un importante momento de cambios regulatorios, tanto por el volumen de propuestas como por los plazos para su aprobación. En concreto, la actividad de distribución eléctrica se juega mucho en los próximos años para poder cumplir con los objetivos planteados en la transición energética. Que la electrificación de la economía es fundamental para lograr la descarbonización es un hecho claro para todos los agentes implicados. Y la regulación que ahora se apruebe fijará las condiciones para que las empresas puedan contribuir con el desarrollo de sus redes eléctricas a este cambio.

Pero ¿por qué ahora? La respuesta la obtenemos en la disposición adicional décima de la Ley del Sector Eléctrico, que marca como fin del primer periodo regulatorio el 31 de diciembre de 2019, independientemente del inicio del mismo. De esta forma, antes de fin de año se deben establecer los parámetros que fijarán la retribución de la distribución eléctrica para el segundo periodo regulatorio, es decir, los próximos seis años.

Esta es la primera revisión que se realiza de estos parámetros, pero las reglas son distintas de cuando se implantaron. El Real Decreto-ley 1/2019, que se aprobó en enero, introduce un cambio sustancial en las competencias regulatorias en energía eléctrica: ahora, el responsable de establecer los parámetros retributivos de la distribución eléctrica y su remuneración anual es la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y, por lo tanto, de su revisión. Aunque el Ministerio para la Transición Ecológica (Miteco), anterior responsable, publica previamente sus orientaciones de política energética para que puedan ser tenidas en cuenta por la CNMC.

La nueva normativa que se apruebe debe servir para poder avanzar decididamente hacia los objetivos de electrificación. Para la actividad de distribución, estos retos pasan por facilitar la integración de una gran parte de las renovables, así como atender nuevos usos y servicios eléctricos como el autoconsumo, la movilidad eléctrica, la generación distribuida o el papel más activo del consumidor. Todo ello, en un entorno más digitalizado, que permita ofrecer más información a todos los agentes en su interlocución con el distribuidor y optimizar, así, sus decisiones de consumo, producción, almacenamiento y ahorro de energía.

A día de hoy, contamos con una red de distribución muy eficiente, que mantiene una retribución inferior a la de 2010, algo que sucede en pocas actividades de la economía. Como consecuencia, el coste para el cliente se encuentra entre los más bajos de Europa, pero la calidad del suministro ha mantenido una mejora continua, dando entrada a más de 60.000 instalaciones de renovables y atendiendo más de 28 millones de suministros, y sin dejar de avanzar en el desarrollo de la red inteligente. Esto, a su vez, ha permitido que empresas industriales españolas aumenten su presencia internacional con el consiguiente efecto positivo para el empleo y la economía en su conjunto.

Sin embargo, el desafío aumenta a futuro. Los objetivos marcados para la transición energética prevén más de 55.000 MW de nueva capacidad renovable, más de un millón de instalaciones de autoconsumo, cinco millones de vehículos eléctricos y 6.000 MW de almacenamiento. Recientes estudios estiman que para que la red de distribución eléctrica asuma estos retos, se requiere una inversión de más de 25.000 millones en la próxima década por parte de las empresas de distribución. De ahí el relevante papel que juega la regulación que se va a aprobar.

La CNMC cuenta con una amplia experiencia acumulada como regulador que le proporciona herramientas para perfeccionar el modelo retributivo, a la vez que realiza la necesaria labor de supervisión. En lo que se refiere al esquema en su conjunto, la propuesta del regulador para el próximo periodo de seis años es, en general, de carácter continuista, un elemento siempre demandado por las empresas para favorecer la estabilidad. Sin embargo, la reducción media prevista es del 7,2% de los ingresos, una rebaja muy significativa que debe justificarse convenientemente. En este sentido, algunas de las propuestas resultan controvertidas:

  • Se introduce un nuevo concepto, llamado 'componente gestionable' (Comges), que unifica las inversiones en activos no eléctricos y gastos de operación y mantenimiento. El esquema propuesto mezcla injustificadamente los costes operativos con las inversiones en digitalización de la red, por lo que se pueden poner en riesgo estas inversiones necesarias para lograr cumplir con los objetivos de cambio.

  • A este concepto, se le aplica un factor de eficiencia muy agresivo de carácter anual. Además de alejarse de la práctica europea, en esta modificación no se ajusta el concepto de gradualidad en los cambios que requiere el ministerio.

  • Se proponen cambios retributivos en las inversiones y gastos ya realizados en este primer periodo regulatorio, que finaliza ahora, una vez que las empresas ya han incurrido en los mismos siguiendo la regulación actual. Sin embargo, estos cambios deberían tener efecto en las inversiones y gastos a realizar a partir del 1 de enero de 2020.

La incertidumbre generada en el modelo retributivo da pie a las empresas a considerar que la tasa financiera de retribución propuesta puede ser insuficiente. Para alcanzar los objetivos marcados, la inversión durante los próximos años en las redes de distribución es prioritaria y debe venir apoyada por una regulación que la incentive a través de señales adecuadas en la retribución.

El sector eléctrico atraviesa ahora un momento decisivo de cambios que marcarán su futuro durante los próximos seis años y que debe ir en consonancia con los planes marcados para esta transición energética en nuestro país.

*Marina Serrano, presidenta de aelēc.

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