Competencia pronostica que la débil recuperación del consumo eléctrico se ralentizará en 2025

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) prevé que la débil recuperación del consumo eléctrico registrada este año se ralentice en 2025, en un momento de inquietud en el sector por la anunciada prórroga del impuesto a las energéticas, y en el que cunde la preocupación por el lento proceso de electrificación de la economía española, clave para hacer viable el despliegue de las energías renovables.

Competencia parece descartar en sus análisis que esa electrificación tenga un impulso el próximo ejercicio. El organismo espera para 2025 un aumento de la demanda del 1,3%, “valor inferior al previsto para el cierre de 2024”, en el que prevé un incremento del 1,5%. Las estimaciones figuran en la memoria justificativa de la propuesta de resolución por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad para el año 2025. El borrador está abierto a consulta pública hasta este viernes. 

Está por ver si las previsiones de la CNMC acaban cumpliéndose. Hace un año, con el consumo enfilando una caída hasta su nivel más bajo de los últimos 20 años, Competencia preveía una nueva caída del 0,1% para 2024, que finalmente no se ha producido. Hasta octubre, la demanda en España alcanzó 205.703 gigavatios hora (GWh), un 1,5% más una vez tenidos en cuenta los efectos de la laboralidad y las temperaturas, según datos de Red Eléctrica de España (REE). 

El pasado ejercicio, la demanda cayó un 2,3% respecto a 2022 (un 1,9%, una vez corregidos los efectos del calendario y las temperaturas), hasta 244.665 GWh, según el operador del sistema eléctrico. Para encontrar un nivel más bajo hay que remontarse a los 237.329 GWh de 2003, en un descenso relacionado con la penetración del autoconsumo, la menor demanda industrial, más eficiencia o la climatología.

En sus previsiones para 2024 y 2025, la CNMC ha tenido en cuenta las estimaciones del operador del sistema y las distribuidoras y las expectativas económicas para el ejercicio 2025 de instituciones como la Comisión Europea, el Banco de España, Funcas y el propio Gobierno. En el caso de la Comisión Europea, la CNMC ha considerado una previsión de crecimiento del PIB español del 1,9% en 2025, cifra que Bruselas corrigió al alza hasta el 2,3% el pasado 15 de noviembre.

Para 2025, el “escenario central” de Red Eléctrica, según recoge la memoria de la CNMC, es el de un incremento de la demanda de 245.858 GWh, un 1,3% superior a la prevista para el cierre del ejercicio 2024, con aumentos en todos los subsistemas salvo el canario.

Por su parte, las distribuidoras prevén un aumento del 1,01%, como consecuencia del incremento del consumo en los subsistemas peninsular y balear (1%), canario (1,4%) y ceutí (4,2%), y la estabilidad en Melilla.

En la propuesta de orden de peajes, la CNMC propone retribuir a REE la actividad de Transporte a través de los peajes eléctricos (la parte regulada del recibo que paga las redes) con 1.216,5 millones en 2025, con un aumento del 2,11% respecto a los 1.191,3 millones de 2024, aunque muy por debajo de los 1.495 millones que llegó a alcanzar en 2021. Por su parte, para la distribución el organismo propone una retribución de 5.826,3 millones el próximo ejercicio, con un incremento del 3,5% respecto a 2024.

Subida del 34%

Que la demanda de electricidad crezca en los próximos años es crucial para hacer viables los objetivos de penetración de renovables que recoge el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que contempla que las energías limpias supongan el 81% del mix eléctrico en 2030.

La última revisión de este plan energético a largo plazo, remitida por el Gobierno a Bruselas el pasado septiembre, confía en un incremento de la demanda eléctrica del 34% en el periodo comprendido entre 2019 y 2030. Ese aumento se apoyaría en parte en el despegue del coche eléctrico, en el que España está por ahora a la cola de Europa. 

Sin contar la producción para hidrógeno verde, el plan contempla que la demanda pase de 252 teravatios hora (TWh) en 2023 a 365 TWh en 2030, con la adición de 84 nuevos gigavatios de renovables (fundamentalmente solar y eólica) y almacenamiento entre 2023 y 2030. El plan contempla que la demanda procedente de la electrificación del transporte se cuadruplique en esos años, que la industrial suba un 48% y la residencial aumente un 5%.

Para hacer viable ese multimillonario despliegue de renovables y almacenamiento, las empresas eléctricas exigen, por un lado, estabilidad regulatoria, ante la posibilidad de que se prorrogue el impuesto a las energéticas, tras el acuerdo alcanzado este jueves por el PSOE y Podemos para sacar adelante la reforma fiscal en otra agónica negociación; y, por otro, una importante mejora de la retribución de las redes.

Para que la demanda despegue, las compañías eléctricas se encomiendan también al prometedor negocio de los centros de datos, para el que España reúne excelentes condiciones gracias a la abundancia de sol y la disponibilidad de suelo, en un despliegue para el que el PNIEC recomienda prudencia y apuesta por hacer de manera “sostenible”.

Las empresas aseguran que los ingresos de la nueva demanda compensarán con creces el aumento de los costes asociados al desarrollo de la red. Esta misma semana, un día después de que el PSOE acordase recuperar en un Real Decreto Ley la tasa a las energéticas para salvar su reforma fiscal, Endesa anunciaba un aumento del 45% en la inversión en la red eléctrica en su plan estratégico 2025-2027 con respecto al plan anterior 2024-2026, hasta 4.000 millones, aunque “pendiente de las mejoras y actualizaciones de la regulación”, y para cumplir los “ambiciosos” objetivos de electrificación del PNIEC.

Los principales ejecutivos de la eléctrica lamentaron el martes la “incertidumbre” sobre el impuesto al sector y afirmaron que es “imposible” que se prorrogue, por los inciertos apoyos parlamentarios a esa decisión. “No es el momento de más impuestos, sino de invertir”, dijo su consejero delegado de Endesa, José Bogas, tras anunciar las mayores inversiones desde la venta del negocio latinoamericano de la compañía a su propietaria italiana, Enel, en 2014.

La CNMC tiene previsto elaborar en los próximos meses una circular clave para el sector, la nueva metodología de retribución de del transporte y la distribución para el periodo 2026-2031, que debería estar aprobada en octubre de 2025 por este organismo o por la Comisión Nacional de la Energía (CNE) que el Gobierno ha prometido resucitar.

Hace unas semanas, el Ministerio para la Transición Ecológica publicó unas inusuales “orientaciones” sobre cómo debe calcularse la rentabilidad de estas instalaciones, en una materia que es competencia exclusiva de Competencia, con directrices muy específicas sobre cómo debe calcularse la fórmula que determine el retorno de esas inversiones. Se trata de un movimiento inédito desde que el ministerio cedió al organismo estas funciones en 2019 y equivale a una maniobra de velada presión del Gobierno a la CNMC.

La patronal Aelec, a la que pertenecen Endesa, Iberdrola o EdP, defiende que las inversiones extra para atender al crecimiento previsto de la demanda “no son un coste”, porque “esa nueva demanda paga sus correspondientes peajes”, y estos son entre cinco y diez veces superiores al coste que esa nueva red supone para la tarifa, “incluyendo una subida de la tasa de retribución financiera hasta una horquilla del 7,5%-8%”.

Estas cifras se acercarían a los niveles de Italia, Noruega o Grecia, con tasas de retribución financiera del 8,9%, 8,2% o 6,7%, respectivamente, muy por encima de lo que, según las empresas, plantea la CNMC, en el entorno del 6,5%.

Según Aelec, una tasa del 7,5% supondría un sobrecoste para el sistema de unos 700 millones de euros anuales, “aproximadamente el 1,7% del coste total”. Los directivos de Endesa plantearon el pasado martes que estarían “cómodos” con una tasa del 7,5% y aseguraron que podrían “incrementar” las inversiones proyectadas para los próximos años si hay “visibilidad” sobre la regulación.

En sus orientaciones a la CNMC, el ministerio no ha mencionado qué rentabilidad debe aplicarse, pero ha pedido al organismo “atender no solo a los objetivos establecidos para España, sino también el contexto de competencia a nivel europeo e internacional por los recursos financieros y las inversiones en transición energética, con efecto tractor por su capacidad de permitir a su vez nuevas inversiones en renovables, en descarbonización o industrialización”.

La orden firmada por la todavía ministra Teresa Ribera baja al detalle y dice que en el diseño de esa fórmula la CNMC “considerará la posibilidad de modificar la metodología de cálculo de la rentabilidad libre de riesgo, así como la metodología de cálculo del coste de la deuda, especialmente”. El objetivo es “suavizar el efecto de los eventos excepcionales del pasado (2018-2023) en la determinación de la rentabilidad libre de riesgo y del coste de la deuda durante el periodo regulatorio futuro (2026-2031)”.