Un estudio elaborado por la Facultad de Economía y Empresa de la Universidad del País Vasco (EHU) concluye que la tasa de retribución financiera (TRF) necesaria para atraer inversión suficiente en redes eléctricas debería situarse entre el 7,44% y el 7,55% antes de impuestos. Esta estimación, basada en criterios técnico-financieros y comparaciones internacionales, está muy por encima del 6,46% propuesto por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) para el periodo 2026-2031.
El informe, reforzado con simulaciones detalladas contenidas en una presentación técnica complementaria, advierte de que una rentabilidad insuficiente podría poner en riesgo la inversión en infraestructuras eléctricas críticas para cumplir los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) de cara a 2030. La inversión en redes es esencial para integrar energías renovables, electrificar el transporte y permitir la transformación del sistema energético nacional.
La metodología británica
Una de las aportaciones más relevantes del análisis es la simulación de la TRF aplicando la metodología regulatoria británica, más exigente y adaptada al contexto internacional de competencia por capital. En este ejercicio, la TRF calculada para España se sitúa entre el 7,00% y el 8,11% antes de impuestos, dependiendo de supuestos como el riesgo país, la estructura de capital y la prima de riesgo.
En particular, las simulaciones muestran que con una beta del 0,72 y un coste del capital propio del 8,11%, la tasa de retribución financiera necesaria en el contexto español supera claramente las propuestas actuales de la CNMC. Incluso en escenarios más conservadores, el estudio estima un mínimo del 7,0%, lo que refuerza el mensaje de que la rentabilidad ofrecida a los operadores debería ajustarse a la realidad del mercado financiero y al entorno macroeconómico global.
La tasa de retribución financiera es un componente clave en el marco regulatorio del sector eléctrico. Establece la rentabilidad que perciben los operadores de redes por sus inversiones y se calcula tradicionalmente mediante el método del Weighted Average Cost of Capital (WACC). Aunque este enfoque ha sido ampliamente utilizado, su rigidez y sensibilidad a múltiples variables lo hacen poco eficaz para contextos de alta incertidumbre y transformación estructural, como el actual.
El informe de la EHU cuestiona precisamente esa dependencia exclusiva del WACC como herramienta regulatoria, proponiendo ajustes metodológicos que reflejen mejor el coste real del capital, la inflación y la necesidad de incentivar la inversión en infraestructuras con horizontes de retorno a largo plazo.
Además, alerta de que la tasa de retribución financiera propuesta por la CNMC está formulada en términos nominales, sin tener en cuenta la inflación prevista para los próximos años. Si se hace ese ajuste, la rentabilidad real que percibirían los inversores rondaría apenas el 4%, una cifra considerada poco atractiva para atraer capital privado en un entorno financiero cada vez más exigente.
De hecho, según se pone en manifiesto en el estudio de la Facultad de Economía y Empresa de la universidad pública vasca, la infraestructura actual es insuficiente para absorber la demanda futura.
El desafío no es menor. Según Aeléc, la patronal del sector eléctrico, existen más de 60 gigavatios (GW) de nueva demanda energética a la espera de conexión a la red. Sin embargo, más de la mitad de esas solicitudes no pueden ser atendidas con la infraestructura actual, lo que representa una seria amenaza para la integración de energías renovables y la electrificación del tejido productivo.
Una TRF insuficiente implica un freno a las inversiones en redes, con consecuencias directas en el cumplimiento de los compromisos climáticos y energéticos. También puede tener efectos negativos en la competitividad industrial del país, en un momento en que Europa y otras regiones avanzan hacia modelos energéticos más resilientes, distribuidos y descarbonizados.
Revisión del marco regulador
El estudio de la EHU, en línea con los análisis de entidades como Goldman Sachs, Alantra y Kepler Cheuvreux, lanza un mensaje claro: si el Estado español quiere estar en la primera línea de la transición energética, debe garantizar un marco retributivo competitivo y estable para el capital inversor.
La propuesta de la CNMC, aunque bien intencionada desde una perspectiva de eficiencia, podría resultar contraproducente si no se ajusta a las condiciones reales del mercado y al contexto de alta competencia global por atraer fondos para infraestructuras energéticas. Los expertos recomiendan abrir un proceso de diálogo técnico y político que permita revisar los parámetros clave de cálculo de la tasa de retribución financiera, incorporando criterios de sostenibilidad, seguridad de suministro y resiliencia.
En definitiva, el informe de la EHU no solo presenta una crítica fundamentada a la metodología vigente, sino que plantea una hoja de ruta para adecuar el sistema retributivo a las necesidades del Estado en el horizonte 2030. La electrificación y la transición energética no solo requieren voluntad política, sino también reglas de juego que hagan posible movilizar los recursos necesarios para ejecutarlas.
