El pasado 3 de noviembre de 2025, Fide organizó, en el marco del Foro de Energía y Regulación, una sesión presencial en Madrid sobre “Nuevo régimen retributivo de la actividad de transporte y distribución de electricidad para el periodo regulatorio 2026-2031”. Intervinieron como ponentes Luis Atienza Serna, Presidente de Argo Capital Partners y expresidente de Red Eléctrica; Diego Rodríguez Rodríguez, Investigador asociado de FEDEA y Catedrático de Economía en la UCM; y Marina Serrano González, Presidenta de AELEC. Moderó la sesión Mariano Bacigalupo Saggese, Profesor Titular en la UNED, Consejero de la CNMV y Consejero Académico de Fide.
El propósito de la sesión fue analizar el proyectado régimen retributivo de redes para el periodo 2026-2031 y, en particular, las nuevas circulares de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (“CNMC”): la metodología de retribución para la distribución (CIR/DE/006/24) y la tasa de retribución financiera (“TRF”) (CIR/DE/002/24) (conjuntamente como las “Circulares”).
Se destacó que nos encontramos en la recta final del periodo regulatorio vigente (2020-2025). En este contexto, la CNMC ha dado a conocer sus Circulares que apuntan al nuevo diseño del régimen retributivo de la actividad de transporte y distribución, previo dictamen preceptivo del Consejo de Estado.
El panorama regulatorio es buena muestra del complejo equilibrio que debe alcanzarse ante la elevada producción normativa del regulador, el Gobierno y el legislador. Es preciso asegurar la coherencia en el ejercicio de sus respectivas competencias normativas.
El siguiente periodo regulatorio que se comienza a dibujar parte de nuevas premisas respecto al anterior modelo en un escenario de necesidad de acometer inversiones sustanciales en la red. En particular, la presión por la mejora de la red viene dada por un mix eléctrico crecientemente renovable, con las implicaciones que supone en términos de dispersión geográfica, baja densidad energética y variabilidad en la producción, que debe integrarse con un mallado más robusto y nuevas soluciones de flexibilidad. A ello se suma un factor cada vez más determinante: el fuerte incremento de solicitudes de acceso y conexión a la red por parte de la demanda (procedentes de la industria, centros de datos, instalaciones de almacenamiento o puntos de recarga) que ha alcanzado niveles sin precedentes (en torno a 67 GW solo en redes de distribución en 2024), muchas de las cuales no han podido ser atendidas por falta de capacidad disponible. Este fenómeno está generando una presión adicional sobre las infraestructuras eléctricas y refuerza la urgencia de acometer inversiones significativas que permitan ampliar y modernizar la red.
En el debate, se valoró positivamente la simplificación del marco y los incentivos a la eficiencia, pero subrayaron varios riesgos de implementación como la abrupta transición metodológica y la necesidad de asegurar señales de inversión suficientes para evitar subinversión en redes, así como la conveniencia de mecanismos de ajuste intra-periodo bien calibrados.
Se destacó el inevitable tratamiento desigual entre las inversiones dirigidas a las redes de transporte y distribución. Nos encontramos con dos realidades diferentes: por una parte, la retribución de la red de transporte sigue un modelo continuista, partiendo de la base de que las inversiones se han situado por debajo del límite legal; y, por otra parte, una evolución más profunda en la red de distribución. Entre las propuestas que se elevan para la red de distribución, despiertan especial atención el tránsito a un enfoque TOTEX en el segundo semiperiodo, eliminación del contraste por valores unitarios, y supresión del benchmark de “suma cero” entre distribuidoras -que evitaba que un problema en una empresa arrastrase a las demás-, junto con la introducción de parámetros de sostenibilidad económica con referencias unitarias concretas. Sobre el riesgo, la CNMC ha defendido que la inversión bruta “con riesgo” reconocida por incremento de potencia sería, inicialmente, una fracción acotada de la base de activos (en torno al 2,6%), si bien con trayectoria previsiblemente creciente, extremo que condiciona la percepción empresarial del retorno.
Otra de las cuestiones abordadas durante la sesión fue el acaparamiento del acceso en la demanda como freno a la electrificación de la economía. En el mercado de demanda se está produciendo una asignación ineficaz de un recurso escaso por antonomasia -el acceso a la red- donde un porcentaje sustancial de los derechos de acceso concedidos no se van a emplear. Las alternativas planteadas -entre ellas, la supervisión de proyectos o la aportación de avales adicionales- parecen no terminar de resolver las necesidades de la red, optando por asumir el exceso de capacidad en su acceso como garantía de atracción a la inversión.
Desde el punto de vista empresarial se puso el acento en la necesidad de revisar al alza el límite fijado en las inversiones, habida cuenta de que las cifras de inversión no se aproximan a un límite concebido en un periodo de contención de costes. En el escenario actual, que exige ampliar significativamente la capacidad de las redes, no se ofrecen señales ni retornos suficientes ni siquiera para alcanzar umbrales de inversión concebidos en un momento de prudencia financiera.
Sin embargo, la mayoría de las alegaciones recibidas durante el periodo de alegaciones a las Circulares evidenciaron un profundo descontento en la configuración propuesta de la TRF y todavía quedan cuestiones pendientes como la posibilidad de periodos temporales inferiores a 6 años y la falta de incentivos generados por la TRF en el ritmo de inversiones.
Se ejemplificó que el esquema de reparto captura buena parte de la mejora, sin reconocimiento pleno del efecto inflacionario, lo que “neutraliza” el beneficio neto de la eficiencia y desincentiva mantener esfuerzos en las inversiones en la red.
En el marco de las nuevas propuestas, se aludió al cambio de paradigma del modelo institucional del sector eléctrico. La concepción inicial bajo la cual se configuraron los organismos regulados, encargados de supervisar la liberalización del mercado y garantizar la neutralidad en el acceso a la actividad, ha quedado sobrepasada por la emergencia de un mandato de facto más amplio: ordenar las actividades liberalizadas e incidir en la determinación de las condiciones económicas de retribución de redes, con efectos directos sobre la política energética.
Junto a lo anterior, se planteó si la introducción de un cambio metodológico tan profundo es oportuna en un ciclo en el que será preciso multiplicar la inversión en redes y en un entorno financiero volátil. Desde esa óptica, varios intervinientes cuestionaron que el diseño actual de señales económicas sea suficiente para garantizar la recuperabilidad de inversiones sometidas a incertidumbres relevantes —ritmo real de electrificación, reconocimiento de activos y parámetros de sostenibilidad—, especialmente si se combina con una TRF que, en su formulación, podría no reflejar plenamente la prima de riesgo asociada al cambio de modelo.
En suma, se advirtió del riesgo sistémico de infrafinanciación frente a una mayor aceptación de socializar los costes de una eventual sobreinversión en la red, habida cuenta de que el coste de quedarse alejados de las necesidades financieras reales es superior al de adelantar inversiones por la asimetría de ciclos entre redes, generación y demanda. De ahí que se defendiera cierta socialización del riesgo de sobrecapacidad como mal menor, en tanto contribuye a asegurar acceso, reducir restricciones y acelerar la descarbonización. En particular, alinear el calendario y los objetivos del regulador con la política energética para reforzar la certidumbre y el ritmo de ejecución. En el contexto de electrificación acelerada, es preferible pecar por exceso, con marcos que preserven incentivos y coordinación institucional, que por defecto, produciendo el bloqueo de inversiones necesarias por señales retributivas insuficientes.
Resumen elaborado para Fide por Amin Mellouk, Abogado de Pérez-Llorca.
