Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado

La Comisión Permanente del Consejo de Estado, en sesión celebrada el día 17 de diciembre de 2025, emitió, por unanimidad, el siguiente dictamen:

"En cumplimiento de una Orden de V. E. de fecha 20 de noviembre de 2025, con registro de entrada el día 24 siguiente, el Consejo de Estado ha examinado el expediente relativo a la propuesta de Circular de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se modifica la Circular 2/2019, de 12 de noviembre, por la que se establece la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica y regasificación, transporte y distribución de gas natural, y se establece la tasa de retribución financiera aplicable a las actividades de transporte, operación del sistema y distribución de energía eléctrica en el período regulatorio 2026-2031.

De antecedentes resulta:

PRIMERO. - EL PROYECTO DE CIRCULAR

El proyecto de Circular sometido a consulta consta de un preámbulo, tres artículos y una disposición final.

El preámbulo comienza con la cita del artículo 7.1.g) y h) de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Estos preceptos disponen que es competencia de la CNMC aprobar para cada período regulatorio, mediante circular y de acuerdo con las orientaciones de política energética, la tasa de retribución financiera de las instalaciones con derecho a retribución a cargo del sistema eléctrico de las empresas de transporte y distribución (artículo 7.1.g); y la tasa de retribución financiera de los activos de transporte, distribución y plantas de gas natural licuado con derecho a retribución a cargo del sistema gasista (artículo 7.1.h).

En desarrollo de esta habilitación, la CNMC aprobó la Circular 2/2019, de 12 de noviembre, por la que se establece la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica, y regasificación, transporte y distribución de gas natural. Junto con esta metodología para el cálculo de la tasa de retribución financiera (en adelante, "TRF") la citada circular estableció el concreto valor de esa tasa para las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica durante el período regulatorio 2020-2025; y también el concreto valor de la TRF de las actividades de transporte, regasificación y distribución de gas natural para el período regulatorio 2021-2026.

El preámbulo pone de manifiesto que "un modelo energético en rápida evolución requiere una regulación que garantice que las redes son capaces de satisfacer la creciente demanda eléctrica vinculada a la movilidad limpia, la calefacción y la refrigeración, la electrificación de la industria y la puesta en marcha de la producción de hidrógeno con bajas emisiones de carbono, al mismo tiempo que facilite, tanto la integración de energía renovable para dar cobertura a esa nueva demanda, como un entorno de participación de esa misma demanda en los servicios que pueda requerir el sistema eléctrico". Todo ello -se añade- "en un contexto de incertidumbre sobre el ritmo de crecimiento de la demanda".

Expone el preámbulo que la necesidad de afrontar los retos descritos de la transición energética requiere una modificación de determinados aspectos de la metodología de cálculo de la TRF de las actividades energéticas establecida en la Circular 2/2019, de 12 de noviembre.

Además de incluir expresamente en el ámbito de aplicación de la Circular 2/2019 las actividades de operación del sistema eléctrico y de gestión técnica del sistema gasista, las principales modificaciones que a estos efectos introduce el proyecto de Circular se refieren al cálculo del coste de la deuda. Así, en primer lugar, para calcular el coste de la deuda se introduce un sistema que combina datos históricos y futuros, a fin de "tener una mejor estimación de las condiciones de financiación del tercer periodo regulatorio, vista la elevada volatilidad de ciertos parámetros durante el periodo regulatorio anterior, así como los eventos excepcionales ocurridos, como la pandemia ocasionada por el COVID-19, la guerra de Ucrania y la intervención de los bancos centrales en los mercados financieros". En segundo lugar, se procede a incluir costes de la deuda (los costes de transacción de emisiones y el denominado cost-of-carry) adicionales a los que se contemplan en la metodología vigente.

Junto con las modificaciones que se introducen en esta metodología, explica el preámbulo que el proyecto de Circular procede a determinar el concreto valor de la TRF de las actividades de transporte, operación del sistema y distribución de energía eléctrica para el próximo período regulatorio 2026-2031. Ese concreto cálculo del valor de la TRF para estas actividades se lleva a cabo en el propio proyecto de Circular debido a la proximidad de la fecha de finalización del actual período regulatorio el 31 de diciembre de 2025. En cambio, para las actividades del sector gasista, a las que también se aplican los cambios proyectados, el próximo período regulatorio se inicia en 2027 (hasta el año 2032), por lo que el concreto valor de la TRF para estas actividades se determinará en una circular posterior.

En cuanto a la aplicación de la metodología a las actividades eléctricas en el próximo periodo regulatorio, "se ha considerado necesario aplicar un Ajuste por QE en la tasa libre de riesgo, posibilidad que estaba expresamente prevista en el artículo 7.2 de la Circular 2/2019. Asimismo, el Ratio de Apalancamiento Regulatorio se ha reducido respecto al aplicado en el periodo regulatorio anterior, debido "al menor grado de apalancamiento observado en los comparadores y procurando además no distanciarse de los valores que emplean otros reguladores energéticos europeos".

A continuación, el preámbulo enmarca la Circular proyectada en el artículo 14 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, en el que se recogen los principios a los que deberá ajustarse la retribución de la actividad de transporte de electricidad; así como en el artículo 60 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia, que establece el régimen retributivo de las actividades reguladas en el sector del gas natural.

Para finalizar, la parte expositiva justifica de forma sucinta la conformidad de la Circular proyectada con los principios de buena regulación establecidos en el artículo 129 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas; y menciona la conformidad del proyecto de Circular con las orientaciones de política energética aprobadas mediante Orden TED/1193/24, de 30 de octubre, por la que se establecen orientaciones de política energética a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, emitidas sobre la modificación de la Circular 2/2019, de 12 de noviembre.

Tras el preámbulo, el artículo 1 se refiere al objeto del proyecto de Circular, que es doble:

- Por una parte, la disposición proyectada tiene por objeto modificar la Circular 2/2019, de 12 de noviembre, por la que se establece la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica y regasificación, transporte y distribución de gas natural.

- Por otra parte, el proyecto de Circular establece la concreta TRF aplicable a las actividades de transporte, operación del sistema y distribución de energía eléctrica en el período 2026-2031.

El artículo 2 introduce modificaciones en varios preceptos de la Circular 2/2019 y se estructura en siete apartados:

• El primero de ellos modifica el artículo 1 "Objeto y ámbito de aplicación", para ampliar el ámbito de aplicación de la Circular a los operadores de redes eléctrico y gasista.

• El apartado dos modifica el artículo 3 ("Periodo de cálculo y fecha de cierre de los cálculos"). La redacción original establecía como período de cálculo para el coste de la deuda los años que van del n-8 al n-3, mientras que en la propuesta se utilizarán los futuros referidos a los años n-2 a n+3, ambos inclusive.

• Los apartados tres y cuatro, igual que el apartado seis, modifican los artículos 5, 6 y 9.4 para eliminar las referencias al "segundo periodo regulatorio" (puesto que la intención es que la metodología perdure en el tiempo, salvo las modificaciones imprescindibles).

• El apartado cinco modifica el artículo 8 ("Coeficiente beta"). Se añade el inciso "... si el nivel de riesgo de dichas actividades así lo justifica ", en el procedimiento especifico de cálculo del parámetro ß aplicado a las actividades vinculadas a la distribución de gas natural.

• El apartado siete modifica el artículo 10, en relación con el cálculo del coste de la deuda, en el sentido que más adelante se explicará.

En el artículo 3 se concreta la TRF que se obtiene al aplicar la Circular 2/2019 -con las modificaciones que el proyecto introduce-, para las actividades de transporte, operación del sistema y distribución de electricidad en el período 2026-2031. Esa TRF será del 6,58 % (frente al 5,58 % del período regulatorio que ahora finaliza).

Por último, la disposición final única prevé la entrada en vigor de la Circular proyectada el día siguiente al de su publicación oficial.

SEGUNDO. - LA MEMORIA EXPLICATIVA

Al texto del proyecto de Circular acompaña una memoria justificativa de la propuesta, con el contenido que a continuación se describe:

(i) Tras referirse al objeto del proyecto en su apartado primero, la memoria describe en su apartado segundo los antecedentes normativos de la Circular proyectada. Así, alude a la habilitación en favor de la CNMC establecida en el artículo 7.1 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, tras su modificación por el Real Decreto-ley 1/2019; y recuerda que, con fundamento en esta habilitación, la CNMC aprobó la Circular 2/2019, de 12 de noviembre, que ahora se viene a modificar.

(ii) La memoria continúa refiriéndose, ya en su apartado tercero, a la oportunidad y necesidad de la norma. Expone que la metodología actual parte de un enfoque basado en el Coste Medio Ponderado del Capital (conocido por sus siglas en inglés como WACC), que es el comúnmente empleado por reguladores europeos y que "ha funcionado de forma correcta" durante el período 2020-2025.

Dentro de los parámetros de la metodología de cálculo del WACC, se considera que algunos de ellos tienen carácter estructural, en la medida en que no se ven significativamente afectados por las condiciones de los mercados financieros ni la coyuntura de los tipos de interés. Así sucede en el caso del parámetro beta, la prima de riesgo de mercado y el ratio de apalancamiento regulatorio. Según la memoria, estos parámetros se encuentran debidamente estimados en la vigente metodología, que permite reflejar las diferencias acotadas que pueden producirse entre un periodo regulatorio y otro.

En cambio, hay otros parámetros de la metodología (como la tasa libre de riesgo y el coste de la deuda) que "tienen un carácter menos estructural, y se ven afectados por las condiciones de los mercados financieros y la coyuntura de los tipos de interés...". Así ha sucedido especialmente en el período regulatorio 2020-2025, que ha estado caracterizado por situaciones excepcionales como el efecto de la pandemia del COVID, que produjo la intervención del Banco Central Europeo y tipos de interés cercanos al 0 % para fomentar la recuperación económica; y, en sentido contrario, la crisis energética de finales de 2021, junto con la invasión de Ucrania por Rusia en 2022, que determinó que el Banco Central Europeo aumentara en poco más de un año los tipos de interés hasta alcanzar el 4,5 % en 2023, los máximos de los últimos veinte años. Además, el Banco Central Europeo llevó a cabo compras de bonos soberanos y corporativos, dentro de programas de "Quantitative Easing" (en adelante, "QE") como el "Asset Purchase Programme" y el "Pandemic Emergency Purchase Programme".

En lo relativo a la tasa libre de riesgo la metodología de la Circular 2/2019 se considera adecuada, puesto que contempla la posibilidad de realizar un ajuste por QE a fin de corregir el efecto del mecanismo de compra de deuda llevado a cabo por el Banco Central Europeo en la deuda soberana. Comoquiera que el periodo de cálculo 2018-2023 (para el sector eléctrico) y 2019-2024 (para el del gas) se han visto significativamente afectados por los citados programas de compras de activos del Banco Central Europeo, se puede introducir un ajuste por QE sobre los datos históricos sin necesidad de modificar la metodología.

En cambio, sí parece necesario modificarla en lo que respecta al cálculo del coste de la deuda, que también se ha visto afectado por la misma volatilidad y por el efecto de los programas de activos del Banco Central Europeo, sin que exista un mecanismo de ajuste en la actual metodología, basada en datos históricos.

Por todo ello, la Circular proyectada tiene como finalidad realizar determinados ajustes en la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera, establecida en la Circular 2/2019, de 12 de noviembre; y también determinar, en el marco de la metodología que resulte de esos ajustes, la tasa aplicable para las actividades de transporte, operación del sistema y distribución de energía eléctrica durante el tercer periodo regulatorio, comprendido entre el 1 de enero de 2026 y el 31 de diciembre de 2031. Los ajustes en la metodología de cálculo serán también aplicables a las actividades del sector gasista en el periodo regulatorio 2027-2032, si bien su tasa de retribución financiera se determinará en una circular posterior.

(iii) En el apartado cuarto, referido al contenido y análisis jurídico de la Circular, la memoria expone las principales modificaciones que el proyecto introduce en la Circular 2/2019:

• En cuanto a los ajustes en la metodología, las principales novedades afectan al cálculo del coste de la deuda, que pasa de basarse exclusivamente en datos históricos a combinar datos históricos y futuros con el objetivo de tener una mejor estimación de las condiciones de financiación del próximo periodo regulatorio. Además, se incorporan costes adicionales, como los costes de transacción de emisiones de deuda y el cost of carry.

• En cuanto a la aplicación de la metodología de cálculo para el período 2026-2031, se ha llevado a cabo un ajuste por QE en la tasa libre de riesgo, cuya posibilidad está prevista en el artículo 7.2 de la Circular 2/2019. La finalidad es corregir el efecto que el mecanismo de compra de deuda llevado a cabo por el Banco Central Europeo ha tenido en la rentabilidad libre de riesgo a lo largo del periodo de cálculo, y considerando que no se han producido efectos contrarios derivados de la crisis de deuda soberana. En el anterior periodo regulatorio, no se aplicó ningún ajuste por QE en la tasa de retribución financiera del periodo 2020-2025 eléctrico, mientras que fue de 80 puntos básicos en la tasa de retribución financiera del periodo gasista 2021-2026.

• Otra novedad en la aplicación de la metodología de cálculo es la superación del límite máximo de la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica establecido en el artículo 14.4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. La necesidad de superar ese límite (que actualmente es del 5,58 %) se justifica más adelante en la propia memoria y sobre esta cuestión se ha recabado el informe preceptivo del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

• Asimismo, se introduce la posibilidad de aplicar una regla especial para las actividades vinculadas a la distribución de gas natural en la estimación del coeficiente beta (que representa el riesgo sistemático o no diversificable de la actividad regulada). Esa regla especial podrá aplicarse "si el nivel de riesgo de dichas actividades así lo justifica", decisión que habrá de tomarse en la futura circular que determine la TRF de las actividades gasistas para el periodo 2027-2032.

(iv) A continuación, los apartados quinto y sexto de la memoria se refieren a la normativa vigente que se verá afectada por la aprobación de la circular y a la tramitación seguida, incluyéndose en el apartado séptimo una valoración de las principales alegaciones formuladas durante el procedimiento y en el apartado octavo una referencia a la preceptiva consulta al Consejo de Estado.

(v) El apartado noveno lleva a cabo un análisis técnico en relación con las principales novedades que introduce la Circular proyectada. La memoria explica que se mantiene la metodología establecida en el WACC contemplada en la Circular 2/2019 y de acuerdo la cual el coste de capital de una empresa o actividad está representado por la suma ponderada de los costes de los fondos propios y de los costes de la deuda. Así, el WACC refleja el coste de la deuda y la rentabilidad exigida por los accionistas, que proveen capital a través de los fondos propios.

Para estimar algunos de los parámetros necesarios para el cálculo del WACC (como el coeficiente beta, el ratio de apalancamiento regulatorio y el coste de la deuda) se selecciona un "grupo de comparadores", es decir, un grupo de empresas que puedan considerarse comparadores válidos de las empresas cuya tasa de retribución se establece, en el sentido de que tengan un perfil de riesgo sistemático semejante. La metodología para la selección del grupo de comparadores se contempla en el artículo 4 de la Circular 2/2019 -que se explica en la memoria- y no se modifica.

A continuación, la memoria ofrece una explicación técnica y pormenorizada en relación con cada uno de los parámetros que se emplean para la determinación del WACC y con su concreta aplicación al próximo período regulatorio. Los criterios para el cálculo de los parámetros generales (ratio de apalancamiento regulatorio y tasa impositiva) y para el cálculo del rendimiento esperado de los fondos propios (tasa libre de riesgo, parámetro beta y prima de riesgo de mercado) no se modifican con respecto a los contemplados en los artículos 5 a 8 de la Circular 2/2019. No obstante:

• En lo que hace a la tasa libre de riesgo (TLR), la memoria explica que el sistema para su cálculo -basado en datos históricos del bono del Estado español a diez años- se aplica para el próximo período regulatorio el ajuste por QE previsto en el artículo 7.2 de la Circular 2/2019.

• En lo que se refiere al método para la determinación de la prima de riesgo de mercado, no se modifica la vigente circular y se continúa acudiendo a los valores de las medias aritméticas y geométricas de las primas de riesgo de los países de la Unión Europea y Noruega ofrecidos por el informe DMS (Dimson-Marsh-Stauton). Respecto a la selección de la media geométrica o aritmética para la estimación de la prima de riesgo de mercado a partir del análisis efectuado por el informe DMS, la memoria recuerda que "este tema ya fue ampliamente desarrollado en la memoria de la Circular 2/2019, de 12 de noviembre. En general, no existe un consenso entre expertos en finanzas en la utilización de uno u otro enfoque puesto que, de acuerdo con ciertos estudios, el uso de la media aritmética supone una sobreestimación de la PRM [prima de riesgo de mercado], mientras que otros concluyen que el empleo de la media geométrica conduce a una subestimación de la misma". La memoria explica que los propios autores del informe DMS consideran que el uso de la media aritmética o geométrica será más adecuado según cuál sea el propósito analítico (geométrica para describir la experiencia histórica y aritmética para estimar el rendimiento esperado).

Por todo ello, la CNMC ha decido mantener la vigente metodología para el cálculo de la prima de riesgo de mercado, en la que se atiende al promedio entre los valores correspondientes a la media geométrica y aritmética (en línea con lo que hacen los reguladores de Alemania, Bélgica y Países Bajos). Ello constituye "una solución metodológicamente equilibrada y prudente, que permite reflejar simultáneamente el rendimiento histórico efectivamente observado y las expectativas razonables de rentabilidad futura". En cualquier caso, "resulta razonable no prescindir de la media geométrica en la estimación de la PRM, teniendo en cuenta que la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera está basada en el cálculo de los distintos parámetros sobre la base de valores históricos observados". En definitiva, la CNMC considera que esta metodología resulta coherente con la evidencia académica, con la práctica comparada de otros reguladores energéticos europeos y con la metodología de estimación de otros parámetros de la TRF.

En cuanto a los parámetros que se emplean para el cálculo del coste de la deuda (coste de financiación bancaria o mediante emisiones de deuda en los mercados de capitales.), es aquí donde se introducen la mayor parte de las modificaciones operadas por el proyecto. Así, se modifica el artículo 10 de la Circular 2/2019, pasándose de utilizar únicamente datos históricos del periodo n-8 a n-3, a utilizar tanto datos históricos como datos futuros. Esta modificación se justifica debido a la elevada volatilidad que presentan los parámetros de cálculo del coste de la deuda, que están sujetos a las variaciones de tipos de interés y a las condiciones de los mercados financieros y que además se han visto particularmente afectados en el período regulatorio que finaliza por circunstancias extraordinarias (como la pandemia del COVID-19 o la invasión de Ucrania por Rusia). Además, la fórmula de cálculo del coste de la deuda distingue entre el coste de la deuda "Business as usual" y el coste de la deuda de las "Inversiones incrementales"; y se incluyen algunos costes de la deuda adicionales a los que hasta ahora se contemplaban:

• El coste de la deuda "Business as usual" refleja el coste de la deuda en balance, contraída hace años, pero que se va renovando progresivamente a medida que resulte necesario refinanciar la deuda existente. En este punto la memoria explica que, en el caso del sector gasista, los activos fijos han seguido en los últimos años una tendencia decreciente, por lo que se incorpora en el cálculo del coste de la deuda "Business as usual" un coeficiente de disminución del inmovilizado que recoge la menor necesidad de refinanciación de la deuda debido al perfil decreciente de la base de activos regulados.

• En cuanto al coste de la deuda de "inversiones incrementales", se refieren a las nuevas inversiones para las que las empresas necesitarán captar nuevo capital, por lo que se considera necesario calcular un coste de la deuda de inversiones incrementales obtenido a través de futuros exclusivamente. La memoria explica que los valores futuros que se calculan de acuerdo con la fórmula ofrecida no constituyen una predicción cierta del coste de la nueva deuda que finalmente asumirán las empresas durante el periodo regulatorio y que resulta "particularmente relevante evitar que los futuros infraestimen" el coste de esa deuda". Por ello, "considera apropiado sumar a los futuros utilizados en la metodología de cálculo del coste de la deuda unas primas de incertidumbre, con el fin de corregir ese posible sesgo y de garantizar una estimación prudente y sostenible"; en cambio, "no se ha realizado un ajuste simétrico valorando la probabilidad de que los futuros considerados pudiesen sobreestimar el coste de la deuda".

• Respecto a los costes adicionales de la deuda, su inclusión responde a algunas de las observaciones formuladas por el sector en la consulta pública previa. Se trata de los costes de transacción (definidos de acuerdo con el Plan General de Contabilidad y estimados de acuerdo con la información remitida por las empresas) y del cost of carry (es decir, el coste que tiene refinanciar la deuda antes de su vencimiento para asegurar la disponibilidad de los fondos necesarios).

(vi) Tras el examen técnico de todas las cuestiones más arriba apuntadas, el apartado undécimo de la memoria aborda el análisis del impacto de la Circular. Se centra fundamentalmente en su impacto económico (puesto que afirma que la Circular carece de impacto presupuestario y de impacto sobre los restantes ámbitos considerados: competencia, género, familia e infancia y adolescencia).

En cuanto al impacto económico, la memoria considera el que la Circular proyectada tiene sobre la retribución que percibirán las empresas que desarrollan las actividades de transporte y distribución eléctrica y, por tanto, sobre los peajes. Según la memoria, el impacto sobre los peajes afectaría especialmente a los consumidores conectados a baja tensión (principalmente los consumidores domésticos). En todo caso, "el efecto final en los peajes de transporte y distribución de energía eléctrica dependerá de la demanda eléctrica adicional que se genere con base en dichas inversiones".

La memoria calcula el impacto económico sobre la retribución de las empresas en relación con dos posibles escenarios:

• En el escenario 1, las empresas mantendrían un volumen anual similar al observado en el periodo 2018-2023 (2.933 millones de euros en transporte y 9.961 millones en distribución). En este escenario, el aumento de la TRF financiera del 5,58 % al 6,58 % "conlleva un aumento anual de, aproximadamente, 338 millones € en la retribución conjunta de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica, que corresponden a 81 millones € en transporte y a 257 millones € en distribución. Este incremento representa un 5,0 % de la retribución total de ambas actividades, y un 0,9 % del total de costes anuales del sistema eléctrico".

• En el escenario 2, en el que las empresas realizan inversiones superiores a las del período 2018-2023 (9.524 millones de euros en transporte y 19.794 millones en distribución), el incremento de la TRF previsto en el proyecto daría lugar a "un aumento anual estimado de la retribución del transporte y distribución eléctrica de 344 millones € en 2026, que se incrementaría progresivamente hasta 502 millones € en 2031. El incremento anual promedio estimado asciende a aproximadamente 412 millones €. Esto representa un 6,1 % de la retribución total de ambas actividades y un 1,1 % del total de costes anuales del sistema eléctrico".

En cuanto al impacto económico en la actividad de operación del sistema eléctrico, un aumento de la tasa de retribución financiera del 5,58 % al 6,58 % conlleva un aumento anual de, aproximadamente, 0,27 millones de euros (alrededor de un 0,33 % de su retribución).

En el caso del sector gasista, la memoria afirma que no es posible estimar el impacto económico, dado que algunos de los datos necesarios para el cálculo de los distintos parámetros de la fórmula del WACC aún no están disponibles. En la circular posterior que establezca la TRF aplicable al sector gasista en el periodo regulatorio 2027-2032, en aplicación de la Circular 2/2019, se aportará la estimación de impacto económico correspondiente.

El apartado sobre el impacto de la Circular proyectada se cierra con una referencia al coste-beneficio esperado con su aprobación. Se considera que "resulta positiva la reflexión realizada sobre la adecuación o no de la metodología de cálculo al contexto económico y financiero del periodo regulatorio actual, marcado por la variabilidad en los mercados financieros y los eventos excepcionales no previsibles. Esta reflexión ha dado lugar a las modificaciones que se han establecido en la Circular, a través de las cuales, entre otros, se pretende que la tasa de retribución financiera posibilite la obtención de una rentabilidad razonable para que las empresas obtengan los fondos necesarios para financiar la actividad regulada que realizan".

(vii) Para finalizar, la memoria dedica un apartado a sintetizar las conclusiones alcanzadas, en los siguientes términos:

"La metodología para el cálculo de la tasa de retribución financiera continúa estando basada en el WACC (Weighted Average Cost of Capital o Coste Medio Ponderado de Capital). Esta es una metodología consistente, reproducible y ampliamente utilizada entre los reguladores europeos para el cálculo de la tasa de retribución financiera de las actividades reguladas del sector eléctrico y del sector del gas natural.

Además, la utilización de la metodología WACC minimiza la incertidumbre regulatoria, ya que, al ser fácilmente replicable, facilita la predictibilidad de las tasas de retribución futuras, lo que contribuye a generar un entorno más estable y predecible que favorezca la inversión. Por otra parte, la reducción de la incertidumbre regulatoria contribuye a disminuir los costes de financiación de las compañías reguladas, lo cual tiene un impacto positivo tanto sobre las empresas como sobre los consumidores.

Las modificaciones realizadas a la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera han venido motivadas por una profunda reflexión sobre la adecuación o no de la misma al contexto económico y financiero del periodo regulatorio actual. Las principales novedades introducidas están en el cálculo del coste de la deuda, donde el cambio a una metodología que combina datos históricos y futuros se ha considerado apropiada para tener una mejor estimación de las condiciones de financiación del tercer periodo regulatorio, vista la elevada volatilidad de ciertos parámetros durante el periodo regulatorio anterior. Asimismo, se incluyen costes adicionales a la deuda, en concreto, los costes de transacción de emisiones y el cost-of-carry.

En este periodo regulatorio, se ha considerado necesario aplicar un Ajuste por QE en la tasa libre de riesgo, posibilidad que estaba expresamente prevista en el artículo 7.2 de la Circular 2/2019 y que ya se aplicó en el sector gasista en el periodo regulatorio anterior. Asimismo, el Ratio de Apalancamiento Regulatorio se ha reducido al 46 % respecto del 50 % aplicable en el periodo regulatorio anterior. Se ha adoptado esta decisión regulatoria debido al menor grado de apalancamiento observado en los comparadores y procurando además no distanciarse de los valores que emplean otros reguladores energéticos.

Por último, señalar que, debido a los retos del periodo regulatorio en el contexto de la transición energética, se supera el límite máximo de la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica establecido en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico".

TERCERO. - EL EXPEDIENTE REMITIDO

En el expediente remitido al Consejo de Estado constan los siguientes trámites:

a) Informe de la directora de Energía de la CNMC, de 19 de febrero de 2024: el informe pone de relieve que la metodología de cálculo de la TRF establecida por la CNMC en la Circular 2/2019, de 12 de noviembre, debe ser revisada con ocasión del inicio del nuevo período regulatorio 2026-2031, de acuerdo con lo previsto en el artículo 14.4 de la Ley del Sector Eléctrico y con fundamento en el artículo 7.1, letras g) y h), de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la CNMC.

Por ello, el informe concluye que procede iniciar el procedimiento de tramitación de una circular que modifique la Circular 2/2019, de 12 de noviembre, con la finalidad de introducir determinados ajustes en la metodología de cálculo de la TRF (para adaptarla a los retos de la transición energética y permitir la inversión eficiente en redes), así como para determinar la concreta tasa que resulte aplicable para las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica durante el tercer periodo regulatorio que empieza el 1 de enero de 2026 y finaliza el 31 de diciembre de 2031.

b) Publicación del calendario de circulares y trámites de consulta pública previa: en fecha 17 de enero de 2024, la CNMC publicó en su página web una comunicación del calendario de circulares de carácter normativo. En ese calendario se incluía la previsión de la circular sobre la que ahora se consulta, con indicación de su contenido y objetivos. Con esta publicación se abría un trámite de consulta pública, previa a la elaboración del texto de las circulares, en la que se ofrecía a los agentes de los sectores afectados la posibilidad de presentar las aportaciones que considerasen convenientes.

Además, entre el 9 de mayo y el 10 de junio de 2024 la CNMC celebró una segunda consulta pública más específica acerca de una serie de cuestiones que la CNMC consideró de interés en relación con posible modificación de la metodología de cálculo de la TRF. Como resultado de este trámite se recibieron distintas aportaciones, cuyo contenido y valoración por parte de la CNMC se sintetizan en la memoria explicativa que acompaña al proyecto.

c) Orientaciones de política energética: tras la comunicación a este departamento por parte de la CNMC del calendario de tramitación de circulares de carácter normativo, a través de la Orden TED/1193/2024, de 30 de octubre, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico estableció las orientaciones de política energética en relación con la propuesta de modificación de la Circular 2/2019, de 12 de noviembre. Estas orientaciones son las siguientes:

"1. La fórmula aplicada para el cálculo de la tasa de retribución financiera deberá respetar y garantizar la estabilidad regulatoria y se deberán cumplir los principios establecidos en la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia y en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del sector eléctrico. Asimismo, la fórmula deberá tener en cuenta que las inversiones en infraestructuras se producen en un contexto de aceleración de la transición energética a nivel global, en particular en Europa, con una alta competencia para el acceso a los mercados de capitales.

2. Orientaciones en relación con el fomento de la producción y consumo de gases procedentes de fuentes renovables:

La Tasa de Retribución financiera aplicable a los activos asociados al transporte y distribución de gases procedentes de fuentes renovables, deberá fomentar la inversión y construcción de activos eficientes y rentables.

3. Orientaciones en relación con las redes para conexión de producción y consumo de electricidad.

a. En el diseño de la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera se 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 buscando 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). De esta forma, se establecerán las señales adecuadas para incentivar las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica, en especial para atender la creciente demanda eléctrica vinculada a la movilidad libre de emisiones, la electrificación de la industria y el despliegue de los nuevos vectores energéticos, al mismo tiempo que facilite la integración de energía renovable para dar cobertura a esa nueva demanda.

b. En todo caso, el valor de la tasa de retribución financiera ponderará de manera equilibrada la consecución de las inversiones necesarias para la transición energética con la contención de los costes soportados por los consumidores, de forma que la señal de precio para la electrificación no se vea penalizada.

4. Orientaciones en relación con la descarbonización de la economía española:

La tasa elegida no deberá incentivar la construcción de nuevas infraestructuras relacionadas con los combustibles fósiles".

d) Documentación relativa a los trámites de audiencia e información pública: una vez aprobadas las orientaciones de política energética y consideradas las aportaciones recibidas en la consulta pública previa, se procedió a elaborar un proyecto de circular.

En cumplimiento del trámite de información pública, el 4 de julio de 2025, el proyecto se publicó en la página web de la CNMC. En la misma fecha, el proyecto y la memoria fueron remitidos a los miembros del Consejo Consultivo de Electricidad y del Consejo Consultivo de Hidrocarburos. En ambos trámites se concedió plazo para la presentación de alegaciones hasta el 4 de agosto de 2025.

Como resultado de estos trámites se recibieron escritos con observaciones remitidos por numerosas entidades. Así, presentaron alegaciones:

• Entre las empresas del sector eléctrico, Red Eléctrica de España, S. A. U. (REE), Iberdrola España, S. A. U. (IBERDROLA), I-DE REDES ELÉCTRICAS INTELIGENTES, S. A. U. (I-DE), UFD Distribución Electricidad, S. A. (UFD), Endesa, S. A. (ENDESA), EDP España, S. A. U. (EDP) y Eléctrica Conquense Distribución, S. A. U. (ELÉCTRICA CONQUENSE).

• Entre las empresas del sector gasista, Bahía de Vizcaya Gas, S. L. (BBG), Regasificadora del Noroeste, S. A. (REGANOSA), la Planta de Regasificación de Sagunto (SAGGAS), Enagás Transporte, S. A. U. (ENAGAS), Gas Natural Transporte SDG, S. L. (GNT), Madrileña Red de Gas, S. A. (MRG), Nedgia, S. A. (NEDGIA), Nortegas Energía Distribución, S. A. (NORTEGAS) y Redexis, S. A. (REDEXIS).

• Distintas asociaciones: la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (AELEC), la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (CIDE), la Asociación de Empresas Eléctricas (ASEME), la Asociación Española del Gas (SEDIGAS), la Unión de Empresas Siderúrgicas (UNESID), la Asociación de Empresarios del Henares (AEDHE), la Asociación Empresarial Eólica (AEE), la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE), la Asociación de Fabricantes de Equipos de Climatización (AFEC), la Asociación de Productores y Distribuidores de Energía de Galicia (APYDE), la Asociación de Promotores Inmobiliarios de Madrid (ASPRIMA), la Asociación para la Transición Energética (ATE), la Confederación Empresarial de Bizkaia (CEBEK), la Confederación Empresarial de Madrid-CEOE (CEIM), la Confederación de Organizaciones Empresariales (COEBA), la Confederación Nacional de Asociaciones de Empresas Instaladoras y Mantenedoras de Energía y Fluidos (CONAIF), la Confederación Empresarial Vasca (CONFEBASK), la Confederación Empresarial de la Comunitat Valenciana (CEV), la Confederación Regional Empresarial Extremeña (CREEX), la Confederación Regional de Organizaciones Empresariales de Murcia (CROEM), la Asociación ENTRA Agregación y Flexibilidad (ENTRA), España Verde y Conectada, la Asociación Gas Industrial, la Organización Empresarial de Logística y Transporte (UNO Logística) y la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA).

• Varios organismos y Administraciones públicas, en concreto el Ente Vasco de la Energía (EVE), de la Generalitat Valenciana (GVA), del Gobierno de Aragón, de la Junta de Castilla y León, del Gobierno de La Rioja, de la Región de Murcia y de la Junta de Andalucía.

Además, la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES) y la Dirección General de Consumo han manifestado no tener ninguna observación sobre el proyecto.

Las principales cuestiones acerca de las que versaban las alegaciones de las entidades que han intervenido en los trámites de participación descritos pueden sintetizarse del modo siguiente:

(i) Con carácter general, en muchas de las alegaciones se afirma que la TRF establecida en el proyecto de Circular es insuficiente para atraer las inversiones necesarias en redes eléctricas, especialmente en un contexto de transición energética que exige inversiones significativas y simultáneas en varias geografías. La falta de inversión en redes, con la consecuente falta de capacidad de acceso y conexión, puede afectar a distintos sectores y al desarrollo de proyectos estratégicos (con especial incidencia en las comunidades autónomas de perfil industrial), así como obstaculizar el cumplimiento de los objetivos del PNIEC y perjudicar la seguridad energética. Por otro lado, destacan que la TRF propuesta es inferior a la de otros países europeos, lo que colocaría a España en desventaja competitiva. Por todo lo anterior, algunos interesados solicitan bien una TRF en el entorno del 7,5 % - 8,0 %; bien la inclusión de un diferencial sobre el WACC o la TRF para incentivar inversiones.

Respecto a estas alegaciones, la CNMC argumenta que, con los ajustes que se introducen mediante el proyecto de Circular, la TRF aumenta significativamente respecto al periodo regulatorio anterior (pues pasa del 5,58 % al 6,58 %, habiéndose elevado tras el trámite de audiencia con respecto a la propuesta inicial del 6,46 %). En cuanto a la comparación del valor de la TRF con el que existe en otros Estados miembros de la Unión Europea, la CNMC subraya que las diferencias pueden obedecer a diversos factores (como el momento de inicio de cada periodo regulatorio, la duración de ese periodo o la existencia de mecanismos de actualización anual o de revisiones intraperiodo); y que la comparación aislada de las tasas nominales entre países puede conducir a conclusiones erróneas si no se tiene en cuenta el contexto metodológico y regulatorio específico en el que cada tasa se determina.

(ii) La mayor parte de las entidades que han formulado alegaciones considera insuficiente la alineación del proyecto de Circular con las orientaciones de política energética aprobadas por el Gobierno. Se argumenta que la metodología no contempla el contexto de alta competencia por recursos financieros, ni suaviza adecuadamente los impactos de eventos excepcionales en el cálculo de la rentabilidad libre de riesgo y del coste de la deuda; además, algunos agentes consideran que, en lugar de incentivar las actividades de transporte y distribución eléctrica, se penaliza al sistema gasista.

La CNMC considera, por el contrario, que las modificaciones que el proyecto introduce cumplen con las orientaciones de política energética. Estas últimas se refieren a la necesidad de considerar la realización de inversiones en un contexto de aceleración de la transición energética a nivel global, objetivo al que se atiende con incremento relevante de la TRF con respecto al periodo anterior que es fruto, en buena parte, de las modificaciones que el proyecto introduce. Estas modificaciones se refieren -en línea con lo indicado en las orientaciones de política energética- a la tasa libre de riesgo y su ajuste por QE y a la metodología de cálculo del coste de la deuda. Finalmente, al calcular una tasa de retribución financiera para una actividad de bajo riesgo, la CNMC cumple con la orientación de política energética que exige ponderar de manera equilibrada la consecución de las inversiones necesarias para la transición energética con la contención de los costes soportados por los consumidores, de forma que la señal de precio para la electrificación no se vea penalizada.

(iii) Alguno de los interesados ha sugerido la posibilidad de prever revisiones intraperiodo de la TRF en casos excepcionales. Sin embargo, tras ponderar las ventajas e inconvenientes de las revisiones intraperiodo y examinar la práctica de otros reguladores europeos (tal y como se refleja con detalle en la memoria), la CNMC considera preferible optar por una TRF fija durante seis años en aras de una mayor estabilidad regulatoria.

(iv) Dos comunidades autónomas han solicitado la convocatoria de una sesión presencial del Consejo Consultivo de Electricidad con el objetivo de tratar algunos aspectos de la Circular proyectada. A este respecto la CNMC señala que se ha llevado a cabo una consulta escrita a este órgano y subraya que la tramitación del proyecto de Circular es urgente, dado que la norma debe ser aprobada y publicada en el BOE antes del 31 de diciembre de 2025.

(v) En relación específicamente con el sector del gas se ha señalado que el modelo retributivo debe fomentar la inversión y promover la transformación del sistema gasista para lograr la descarbonización, donde subrayan el potencial en biometano con el que cuenta España. A este respecto, la CNMC considera que la metodología de TRF propuesta para el transporte de gas y la regasificación proporciona una rentabilidad razonable para estas actividades. Además, las empresas del sector solicitan que se especifique en el proyecto cuáles son las "actividades vinculadas a la distribución de gas" a las que se va a aplicar la metodología de cálculo de la TFR y que se establezcan TRF diferenciadas según el nivel de riesgo de cada una. En este sentido, añaden que la TRF utilizada en contadores de gas debe ser superior a la de otras actividades, por su mayor riesgo (tecnológico, operativo, impacto de las bajas, etc.); y que, en países como Francia o Italia, los smart meters perciben 200 pb más que la actividad de distribución para facilitar su despliegue.

Respecto a estas alegaciones, la CNMC señala que estas decisiones se deberán adoptar, en su caso, en la Circular por la que se establezca la tasa de retribución financiera de las actividades de regasificación, transporte, gestión técnica del sistema y de las actividades vinculadas a la distribución de gas natural, para el periodo regulatorio 2027-2032, en aplicación de la Circular 2/2019.

(vi) Asimismo, los agentes interesados han formulado observaciones de índole técnica en relación con varios de los parámetros para el cálculo del WACC, tanto en lo que se refiere a la rentabilidad esperada de los fondos propios como al coste de la deuda.

En cuanto a la rentabilidad de los fondos propios -y junto a algunas observaciones referidas a la tasa libre de riesgo- destaca la coincidencia de varias alegaciones en relación con el cálculo de la prima de riesgo de mercado y del parámetro beta:

• En lo que respecta a la prima de riesgo de mercado, algunos interesados han propuesto otras referencias de mercado distinta del informe DMS para el cálculo de la prima de riesgo. Sin embargo, la CNMC argumenta que ese informe es el utilizado por la mayoría de países europeos, "cubre más de un siglo de datos y múltiples ciclos económicos, y es ampliamente reconocida y empleada por su robustez y estabilidad".

Por otro lado, varios agentes han considerado que para el cálculo de la prima de riesgo de mercado debería utilizarse únicamente la media aritmética de los datos de la serie DMS, que resulta más adecuada y que se emplea por otros reguladores europeos; que la prima de riesgo de mercado es un parámetro económico general y que, por tanto, su metodología debería ser la misma a la que utiliza la CNMC en otros sectores regulados (telecomunicaciones, ferroviario, aeroportuario), donde se utiliza la media aritmética; y que la prima de riesgo de mercado prevista por otros reguladores europeos resulta superior a la que derivaría del proyecto.

Con respecto a estas alegaciones la CNMC reitera las consideraciones ya formuladas en la memoria de la Circular 2/2019, según las cuales no existe consenso entre expertos en finanzas ni académicos en lo que respecta a la utilización de la media aritmética, de la media geométrica o de otro tipo de media en el cálculo de prima de riesgo de mercado. Tampoco existe homogeneidad entre los reguladores energéticos europeos, entre los cuales algunos (como el alemán, el belga o el neerlandés) emplean para el cálculo de la prima de riesgo el promedio entre la media aritmética y la media geométrica, que es el actualmente empleado por la Circular 2/2019 y el que el proyecto de Circular opta por mantener. Asimismo, en cuanto al empleo de la media aritmética en otros sectores que regula o supervisa, la CNMC subraya que "pueden existir algunas diferencias en la definición específica de la metodología de cálculo de alguno de los parámetros del WACC debidas a aspectos regulatorios, diferencias sectoriales en la utilización del WACC, características heterogéneas de las empresas reguladas, propuestas de homogeneización a nivel europeo para cada sector, benchmarkings de modelos retributivos y recomendaciones de buenas prácticas regulatorias".

Por otra parte, la CNMC ofrece datos comparativos de los distintos reguladores europeos y pone de manifiesto que la prima de riesgo considerada en España es similar a la prevista en Austria, Francia, Países Bajos, Noruega y Finlandia, y superior a la establecida por los reguladores alemán y belga.

• En lo que hace al parámetro beta, varias entidades coinciden en alegar que no refleja adecuadamente el nivel de riesgo de la actividad de distribución de energía eléctrica, que se verá incrementado como consecuencia de la nueva metodología retributiva que ha propuesto la CNMC en el correspondiente proyecto de Circular que paralelamente se encuentra en tramitación. Señalan que la TRF debe reflejar ese incremento del riesgo para la actividad, puesto que de lo contrario las empresas distribuidoras no podrían ofrecer una rentabilidad igual al coste de oportunidad de sus proveedores de capital y, en consecuencia, no podrían obtener fondos para realizar sus inversiones ni para retribuir a sus accionistas. Además, como resultado de la nueva metodología retributiva, la actividad de distribución pasa a tener un riesgo superior al del transporte en cuanto al reconocimiento de costes (como consecuencia, fundamentalmente, de la introducción de un "mecanismo de sostenibilidad", que introduce un riesgo de demanda que no existe en el caso del transporte). En consecuencia, no procede establecer la misma TRF para dos actividades con perfil de riesgo distinto, pues ello supondría una quiebra de los principios retributivos de artículo 14 de la Ley del Sector Eléctrico. Por todo lo anterior, proponen aumentar el coeficiente beta para la actividad de distribución eléctrica (en línea con lo que la propia Circular 2/2019 hizo en el caso de la distribución de gas respecto al transporte); o, como alternativa, reflejar el riesgo con una prima sobre la TRF.

Frente a estas alegaciones, la CNMC mantiene que el nuevo marco retributivo de la distribución de energía eléctrica continúa asegurando a las empresas una rentabilidad adecuada a una actividad de bajo riesgo, de acuerdo con lo exigido por el artículo 14.3 de la Ley del Sector Eléctrico. A esta conclusión no obsta la introducción de un nuevo mecanismo de sostenibilidad, cuya intensidad es limitada y no modifica sustancialmente el perfil de riesgo de la actividad por las siguientes razones:

- Respecto a su impacto en la retribución por CAPEX, el nuevo incentivo solo será plenamente aplicable a la retribución de la inversión de las instalaciones con puesta en servicio en los años 2027, 2028 y 2029 (que serán retribuidas, respectivamente, en 2029, 2030 y 2031). Además. el incentivo no se aplica a todo el volumen de inversión, sino únicamente al importe que exceda del nivel de inversión sostenible (definida como el 80 % del 0,13 % del PIB).

De todo lo anterior resulta, según los cálculos de la memoria, que el incentivo solo se aplicaría a un 20 % de las inversiones que podrían realizarse entre 2027 y 2029 si se mantuviera el límite de inversiones vigente. Si se aprobase en sus términos el proyecto de Real Decreto por el que se regulan los planes de inversión de las redes de transporte y distribución de energía eléctrica sometido a audiencia pública y las empresas ejecutaran el límite de inversión proyectado, el incentivo se aplicaría, como máximo, al 39 % de las inversiones que se realizasen en ese periodo.

En un escenario de inversión máximo, ello supondría que el valor de inversión bruta con reconocimiento sujeto a incremento de potencia sería del 2,6 % de la base de activos regulatoria. Si se calcula sobre el valor de inversión neto en 2031, en un escenario de alta potencia, representaría el 6,1 % de la base de activos regulatoria, lo que supone que el efecto retributivo de no incrementar potencia, sería una disminución en la retribución del 1,8 %.

Además -continúa la memoria-, el mecanismo se ve aún más limitado por dos circunstancias: primero, por la aplicación del incentivo de reparto de márgenes, fijado en un 50 % (de forma que la mitad de la retribución del CAPEX se establece a partir de costes de inversión auditados, sin tener en cuenta el incremento de potencia); y, segundo, por el hecho de que en la actividad de distribución no existe planificación vinculante de las inversiones, por lo que las empresas tienen la capacidad para decidir el volumen de inversiones que realizan anualmente y, por tanto, para gestionar su nivel de exposición al incentivo.

- En cuanto a los OPEX, el efecto del mecanismo se prevé reducido, ya que solo condiciona si la retribución de referencia anual crece cada año en mayor o menor medida, pero en ningún caso fija su nivel de partida.

- Finalmente, se indica que el modelo TOTEX solo depende en una pequeña proporción del incremento de potencia y que el mecanismo de sostenibilidad no es simétrico, en cuanto la empresa puede tener una disminución de la retribución en un concepto, acompañada de un incremento retributivo si desarrolla demanda.

En lo que hace al coste de la deuda, destacan las alegaciones referidas a la diferenciación entre la base de activos histórica (business as usual) y las nuevas inversiones (o inversiones incrementales). Se ha observado que introducen complejidad y que penalizan especialmente a las inversiones gasistas (en lugar de incentivar las inversiones incrementales en redes eléctricas), al introducir un coeficiente de disminución del inmovilizado (d). La CNMC considera que la aplicación de este coeficiente se encuentra justificada debido al perfil decreciente de la base de activos regulados en el sector del gas.

e) Consulta al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico: mediante oficio de 4 de julio de 2025, de acuerdo con lo previsto en el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, la CNMC remitió el proyecto de Circular para informe al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

El informe se solicitaba a los efectos de que el citado ministerio valorase la adecuación del proyecto a las orientaciones de política energética contempladas por la Orden TED/1193/2024, de 30 de octubre (como prevé el artículo 4.1 del citado Real Decreto-ley 1/2019); y también de que el mismo departamento se pronunciase acerca de la superación del límite de la tasa al que se refiere la legislación sectorial, tal y como establece el artículo 7.1 de la Ley 3/2013, de 4 de junio.

f) Informe de la Asesoría Jurídica de la CNMC: el informe, de fecha 27 de octubre de 2025, comienza analizando la competencia de la CNMC para la aprobación de la Circular proyectada, así como la tramitación seguida. A continuación, examina y da respuesta a algunas de las observaciones formuladas en el trámite de participación pública:

• Sobre las observaciones referidas a la insuficiencia de la TRF para acometer las inversiones necesarias en un contexto de transición energética, la Asesoría Jurídica sugiere reforzar los argumentos de la memoria sobre este punto, destacando que se ha revisado la metodología al objeto de reflejar la situación reciente de los mercados financieros y que la CNMC ha hecho uso de la posibilidad excepcional, que la ley concede, de superar el límite máximo de la tasa para el período regulatorio que comienza en 2026. Asimismo, convendría dar alguna explicación en la memoria a alguna alegación en la que se ha argumentado que la tasa sería inferior a la de otros Estados miembros de la Unión Europea.

Por otro lado, el informe subraya que la TRF propuesta en audiencia (6,46 %) aumenta significativamente con respecto a la del período precedente (5,58 %); que responde a la consideración legal de las actividades afectadas como de bajo riesgo; y que se sitúa en el contexto de la orientación de política energética según la cual el valor de la tasa debe ponderar equilibradamente las inversiones necesarias para la transición energética y la contención de los costes soportados por los consumidores. A ello añade el informe que la rentabilidad de una empresa regulada no depende solo de la tasa de retribución financiera, sino también de otros aspectos contemplados en su marco retributivo.

• En cuanto a las alegaciones que se refieren a aspectos particulares de los distintos parámetros para el cálculo de la TRF, el informe señala que se trata de cuestiones técnicas en torno a las que corresponde a la memoria ofrecer una justificación de las soluciones adoptadas. En lo que hace, en particular, a las alegaciones que consideran que la prima de riesgo debería ser la misma que en otros sectores regulados en los que interviene la CNMC, la Asesoría Jurídica afirma que el distinto modo de cálculo del WACC entre sectores responde a factores de diversa índole (diferencias regulatorias, restricciones específicas establecidas por la normativa sectorial, propuestas de homogeneización a nivel europeo, características de las empresas reguladas, etc.).

• Finalmente, ante las alegaciones que sostienen que la modificación proyectada no se ajusta a las orientaciones de política energética, la Asesoría Jurídica considera que esas orientaciones se cumplen y que debe recogerse una justificación sobre ese cumplimiento en la memoria. Particularmente, con respecto a la equilibrada ponderación de la consecución de las inversiones necesarias para la transición energética con la contención de los costes soportados por los consumidores, se insiste en que el proyecto atiende a la previsión legal que considera que la retribución de las actividades reguladas ha de ser la "adecuada a la de una actividad de bajo riesgo" (calificación que la jurisprudencia ha conferido expresamente a la actividad de distribución).

Finalmente, el informe de la Asesoría Jurídica valora la ausencia, hasta ese momento, del informe del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico sobre el cumplimiento de las orientaciones de política energética y sobre la superación del límite de la tasa de retribución financiera (informe que se había solicitado en fecha 4 de julio de 2025). De acuerdo con lo exigido por el artículo 7.1.g) de la Ley 3/2013, la memoria del proyecto deberá motivar la necesidad excepcional de superar este límite, haciendo constar el impacto económico de la tasa que se propone, respecto al límite del 5,58 %. Cumplida tal exigencia, a juicio de la Asesoría Jurídica, la CNMC podrá superar el límite del periodo anterior incluso en ausencia del informe del ministerio, pues se está ante un informe de solicitud preceptiva, pero no vinculante, en un ámbito de competencia exclusiva de la CNMC. A mayor abundamiento, la Asesoría Jurídica señala que han transcurrido más de tres meses desde que el informe se solicitó al ministerio el 4 de julio de 2025, habiéndose superado, por tanto, con creces, el plazo de un mes previsto para la emisión de ese informe.

g) Certificado del secretario del Pleno del Consejo de la CNMC, de 30 de octubre de 2025: en él se hace constar que el Pleno del mencionado organismo regulador había acordado por mayoría remitir al Consejo de Estado el proyecto de Circular al que se refiere la presente consulta en sesión celebrada el día 29 de octubre de 2025, para la emisión de su preceptivo dictamen con carácter urgente. En la sesión celebrada se había anunciado la emisión de votos particulares sobre el proyecto de Circular que, de ser finalmente formulados, se incorporarían al expediente.

h) Remisión del expediente al Ministerio de Economía, Comercio y Empresa: en la misma fecha 30 de octubre de 2025, la presidenta de la CNMC acordó remitir el expediente del proyecto de Circular al ministro de Economía, Comercio y Empresa a los efectos de recabar el dictamen de la Comisión Permanente del Consejo de Estado con carácter urgente (ex artículos 19, 22.2 y 22.3 de la Ley Orgánica 3/1980, de 22 de abril, del Consejo de Estado). La urgencia en la emisión del dictamen se fundaba en la necesidad de aprobar y publicar la Circular en el Boletín Oficial del Estado antes del 31 de diciembre de 2025, a fin de establecer la TRF de las actividades de transporte, operación del sistema y distribución de electricidad para el próximo periodo regulatorio 2026-2031.

Se reiteraba que, en caso de ser emitidos los votos particulares anunciados en el Consejo de la CNMC durante la sesión de aprobación del proyecto de Circular, "se complementará el expediente y será remitido de nuevo a ese Departamento [el Ministerio de Economía, Comercio y Empresa] para su envío al Consejo de Estado".

i) Documentación adicional remitida por la CNMC. Con posterioridad a la remisión del expediente al Ministerio de Economía, Comercio y Empresa a efectos de la consulta al Consejo de Estado, se incorporaron al expediente remitido informe del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y los votos particulares de dos miembros del Consejo de la CNMC:

(i) Informe del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico: el informe, emitido por la Dirección General de Política Energética y Minas y recibido en el registro de la CNMC el 1 de noviembre de 2025, se pronunciaba tanto acerca de la superación del límite de la tasa legalmente establecido como sobre la conformidad del proyecto de Circular con las orientaciones de política energética.

En lo que hace a lo primero, el informe afirma que "desde del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico se considera que, dado que no se ha fijado por Ley un valor máximo de la tasa para el próximo periodo regulatorio, y que el valor vigente de la tasa no se corresponde con la situación actual de los mercados internacionales, procede la superación del valor de la tasa actual por parte de la CNMC".

En cuanto a la observancia de las orientaciones de política energética, tras el examen de la Circular proyectada en relación con cada una de las orientaciones se concluye en el informe que el proyecto resulta en general coherente con todas ellas. Tras examinar la conformidad de la Circular proyectada con cada una de las orientaciones, el informe lleva a cabo una valoración final, en la que afirma que el mantenimiento de la actual metodología "garantiza el cumplimiento del principio de sostenibilidad económica y financiera" y que "los cambios introducidos en relación con el cálculo de la deuda dan las señales adecuadas para profundizar en el proceso de transición energética sin penalizar la señal de precio para el imprescindible proceso de electrificación de nuestra economía".

En cuanto al cumplimiento de las orientaciones relativas a los activos gasistas (renovables y no renovables), aunque se considera satisfecho, no puede evaluarse por completo, al no incluir el proyecto un cálculo de tasa para el sector gasista (que habrá de fijarse en una circular posterior)

Asimismo, "también quedan algunas dudas, en el caso del sector eléctrico, de si la tasa planteada es suficiente para hacer frente a los fuertes niveles de inversión requeridos para el próximo periodo regulatorio.

En particular, en lo que respecta a la actividad de distribución, deberá tenerse en cuenta la propuesta de modificación de la metodología de retribución que la CNMC está tramitando en paralelo y que resultará de aplicación, al menos parcialmente, para el periodo regulatorio 2026-2031. En el borrador de circular que ha sido sometido a audiencia, se propone un cierto reparto del riesgo de demanda, en la medida en que la retribución de las empresas distribuidoras se podrá ver minorada si las nuevas inversiones no acaban teniendo un nivel de utilización acorde con las expectativas de demanda que las motivaron. En este sentido, la rentabilidad de la actividad, particularmente de los activos asociados a nuevas inversiones, deberá reflejar de manera adecuada el riesgo que, en su caso, se traslade a la actividad" (razón por la cual podría justificarse el incremento del parámetro ß por encima de los valores establecidos en la Circular 2/2019).

"En cualquier caso -continúa el informe-, se considera que con carácter general se cumplen las orientaciones de política energética recogidas en la Orden TED/1193/2024, de 30 de octubre, y que no procede la convocatoria de la Comisión de Cooperación recogida en el artículo 2 del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero".

(ii) Votos particulares emitidos: en fecha 3 de noviembre de 2025 fueron emitidos sendos votos particulares firmados por dos consejeros del Pleno de la CNMC, que fueron incorporados al expediente:

• En el primero de ellos, el consejero autor del voto considera que la CNMC propone un tratamiento retributivo discriminatorio entre las actividades de transporte y distribución a las que, de acuerdo con el proyecto de Circular, corresponderá una misma TRF. La discriminación se produciría como consecuencia de otra decisión regulatoria de la CNMC, que es el cambio de metodología retributiva de la actividad de distribución de energía eléctrica propuesto por el regulador en el correspondiente proyecto de Circular que se tramita de forma paralela al presente. Ese cambio de modelo, da lugar a que la actividad de distribución eléctrica pase a tener un nivel de riesgo distinto y superior al de la actividad de transporte.

Sin embargo, en el presente proyecto Circular no se está considerando, a la hora de fijar la TRF, ese distinto perfil de riesgo al que se pretende sujetar la actividad de distribución con respecto a otras actividades reguladas. Ese distinto nivel de riesgo debería reflejarse para el cálculo de la TRF en el parámetro beta (ß), en cuya determinación sin embargo el proyecto de Circular no introduce ninguna diferencia entre actividades. Ello contrasta con alguna decisión regulatoria anterior de la CNMC, que en la Circular 2/2019 estableció una mayor TRF para la actividad de distribución de gas, justificándolo por el mayor riesgo que dicha actividad conlleva con respecto a las de regasificación y transporte (riesgo superior derivado de un modelo retributivo paramétrico, ligado a la evolución del número de clientes y de la energía suministrada). Ese mayor riesgo de la actividad de distribución gasista se reconoció entonces en el cálculo del parámetro beta.

Por todo ello, el voto particular concluye que resulta imprescindible incorporar un valor diferencial en la determinación del parámetro beta en la fórmula de cálculo de la TRF que refleje la disparidad de perfiles de riesgo de las actividades reguladas a las que el proyecto de Circular se refiere.

• En el segundo de los votos emitidos, el consejero firmante considera que el proyecto de Circular lleva a cabo un incremento de los valores de las variables que se utilizan para calcular la TRF que resulta artificial y que dará lugar a un sobrecoste injustificado para los consumidores domésticos e industriales durante el próximo período regulatorio.

Así, el voto particular considera que la política financiera del Banco Central Europeo, mediante los programas de QE, se tradujo en una sobrerretribución de las empresas reguladas en el período 2020-2025 que ahora finaliza. En lugar de corregirse, de acuerdo con las oscilaciones del ciclo económico, esa sobreestimación de la tasa libre de riesgo y del coste de la deuda que resultó de los programas de QE, se vuelve a sobrestimar este parámetro para el periodo 2026-2031 mediante las modificaciones que se introducen en relación con la tasa libre de riesgo y del coste de la deuda.

Además, el voto particular muestra la disconformidad de su autor con la metodología y criterios económicos seguidos por la CNMC para estimar el impacto del QE sobre la tasa libre de riesgo y para calcular el coste de la deuda en el próximo período regulatorio. Señala que, como consecuencia del elevado valor de la tasa libre de riesgo, en el trámite de información pública los agentes interesados pusieron de relieve que resultaba incoherente tener un coste de la deuda inferior a ese valor. Ante esta incoherencia -en lugar de modificar a la baja la tasa libre de riesgo ponderando adecuadamente el efecto del QE- la CNMC ha introducido en el proyecto primas de incertidumbre añadidas a los costes futuros de la deuda, lo que de nuevo supone un sobrecoste injustificado. Finalmente, el voto particular realiza una serie de consideraciones sobre el coeficiente representativo de las inversiones incrementales, que debería reflejar realmente el impacto en el coste de la deuda de las empresas que realicen la inversión.

CUARTO. - REMISIÓN DEL EXPEDIENTE AL CONSEJO DE ESTADO

En este estado de tramitación, el expediente fue remitido al Consejo de Estado para la emisión de su dictamen con carácter urgente.

Ya en este Consejo el expediente, se concedieron las audiencias solicitadas por parte de Naturgy, Iberdrola, Endesa, la Asociación de Empresas Eléctricas (ASEME), la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (AELEC), Asociación de Fabricantes de Bienes de Equipo Eléctrico (AFBEL), Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (CIDE), Red Eléctrica de España, EDP, S. A., Redexis y Enagás.

En general, todas estas entidades -excepto CIDE y ASEME, que no han presentado alegaciones- han reiterado ante este Consejo observaciones ya formuladas durante los trámites de audiencia e información pública.

En varios de ellos se cuestiona la conformidad del proyecto con los principios retributivos del artículo 14 de la Ley del Sector Eléctrico (en especial, los de suficiencia retributiva y rentabilidad adecuada) o se considera que algunas de las decisiones que se adoptan (en particular, el sistema de cálculo de la prima de riesgo) no se encontrarían debidamente justificadas por la CNMC. Reiteran que resulta discriminatorio que el proyecto fije la misma TRF para la actividad de transporte y la actividad de distribución de energía eléctrica (cuando esta última adquiere un perfil de riesgo distinto en la modificación de su metodología retributiva que se encuentra tramitándose de forma paralela). Además, varios de los escritos subrayan la coincidencia de estos argumentos con alguna de las consideraciones del informe del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y de uno de los votos particulares emitidos en el Consejo de la CNMC.

Asimismo, en lo que hace al sector del gas, se reiteran alegaciones referidas a uno de los parámetros para el cálculo del coste de la deuda (el coeficiente de disminución acumulativo "d"); así como a la necesidad de precisar en el proyecto qué se entiende por "actividades vinculadas a la distribución de gas" y cuál sería la TRF aplicable a cada una en función de su distinto perfil de riesgo.

A la vista de tales antecedentes, se formulan las siguientes consideraciones:

I. OBJETO DE LA CONSULTA

Se consulta al Consejo de Estado el proyecto de Circular de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia por la que se modifica la Circular 2/2019, de 12 de noviembre, por la que se establece la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica y regasificación, transporte y distribución de gas natural, y se establece la tasa de retribución financiera aplicable a las actividades de transporte, operación del sistema y distribución de energía eléctrica para el período regulatorio 2026-2031.

El dictamen del Consejo de Estado es preceptivo en virtud de lo dispuesto en el artículo 22, números 2 y 3, de su ley orgánica, que establece que "la Comisión Permanente del Consejo de Estado deberá ser consultada en los siguientes asuntos: (...) 2. Disposiciones reglamentarias que se dicten en ejecución, cumplimiento o desarrollo de tratados, convenios o acuerdos internacionales y del derecho comunitario europeo. 3. Reglamentos o disposiciones de carácter general que se dicten en ejecución de las leyes, así como sus modificaciones".

La preceptividad de la consulta se basa en que la Circular proyectada es una norma reglamentaria que se dicta en ejecución tanto del derecho de la Unión Europea (Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad), como del artículo 7 de la Ley 3/2023, de 4 de junio, y los artículos 14 de la Ley 14/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, y 60 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia.

II. LA POTESTAD NORMATIVA DE LA CNMC

La norma proyectada se dicta en ejercicio de la potestad reglamentaria atribuida a la CNMC en el artículo 30 de la Ley 3/2013, de 4 de junio.

Como ha declarado este Consejo en otras ocasiones, las circulares pueden tener la naturaleza de reglamentos ejecutivos, dictados en ejecución y desarrollo de la ley, circunstancia que hace preceptiva, como ya se ha señalado, la intervención del Consejo de Estado (pueden citarse, entre otros muchos, los dictámenes números 823/2019, de 7 de noviembre, 824/2019, de 21 de noviembre, 836/2019, de 14 de noviembre, 837/2019, de 5 de diciembre, 879/2019, de 7 de noviembre, 30/2020, de 6 de febrero, 84/2020, de 27 de febrero, 626/2020, de 19 de noviembre, 233/2021, de 27 de mayo, 549/2021, de 20 de julio, 1.898/2022, de 22 de diciembre, o 1.269/2024, de 23 de julio). Cabe recordar, asimismo, que, según doctrina reiterada de este Consejo, la potestad normativa de la CNMC no es genérica ni uniforme, sino que responde al principio de atribución legal.

Además, se trata de una potestad esencialmente limitada, sujeta a los condicionantes que resultan de la habilitación legal, y de una serie de límites, materiales y procedimentales. En efecto, desde una perspectiva material, la potestad normativa de la CNMC debe respetar el resto de normas del ordenamiento jurídico, además de las orientaciones de política energética que aprueba -en su caso- el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. En el plano procedimental, se exige que en el expediente normativo se celebre un trámite de audiencia pública y que la propuesta normativa se acompañe de un documento o memoria en el que se justifiquen adecuadamente las soluciones técnicas adoptadas.

III. TRAMITACIÓN

En lo que hace, precisamente, a los aspectos procedimentales del expediente sometido a consulta, cabe concluir que el proyecto normativo se ha tramitado correctamente.

Se ha procurado en todo momento la participación del sector, tanto con carácter previo a la redacción del proyecto normativo como una vez elaborado el texto, lo que merece una valoración favorable en tanto contribuye a garantizar el cumplimiento de los principios de transparencia y seguridad jurídica y el acierto de las soluciones técnicas adoptadas. Así, tras una consulta pública específica (adicional a la abierta con la publicación del correspondiente calendario de circulares), la CNMC elaboró un primer texto del proyecto de Circular que tuvo en cuenta las aportaciones recibidas (entre ellas, las referidas a la incorporación de costes adicionales de la deuda en el cálculo de la TRF).

Ese texto del proyecto y su memoria justificativa fueron sometidos a trámite de audiencia (de acuerdo con lo previsto en el artículo 30 de la Ley 3/2013), así como a información pública. El trámite de audiencia se sustanció a través de los Consejos Consultivos de Electricidad e Hidrocarburos (de acuerdo con lo previsto en la disposición transitoria décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio). Aunque en el expediente se ha solicitado por dos comunidades autónomas la convocatoria de una reunión presencial de los citados órganos consultivos, a juicio de este Consejo el procedimiento seguido (remisión del proyecto y su memoria a los miembros del órgano y formulación por escrito de las correspondientes observaciones) resulta suficiente a efectos de satisfacer el cumplimiento del trámite de audiencia legalmente exigido.

Como resultado de los trámites de audiencia e información pública descritos se recibieron numerosas alegaciones, la mayor parte de ellas formuladas por distintas empresas y asociaciones de los sectores eléctrico y gasista, que han sido valoradas en los términos que han quedado recogidas en la memoria que acompaña al proyecto. En atención a las observaciones recibidas se introdujeron algunas modificaciones en la regulación proyectada, que condujeron a un incremento de la TRF inicialmente prevista para las actividades de transporte y distribución de electricidad y de operación del sistema eléctrico durante el período 2026-2031. Así, esa TRF ha pasado del 6,46 % originalmente propuesto a un 6,58 %.

Consta asimismo en el expediente que se ha consultado al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. Esa consulta era preceptiva para la CNMC en virtud de una doble exigencia legal:

• En primer lugar, de acuerdo con lo dispuesto en el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, cuyo artículo 1.3 dispone que, una vez conocida la previsión de las circulares normativas que pretende tramitar la CNMC, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico podrá adoptar "orientaciones de política energética que deberá tener en cuenta la regulación que apruebe la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia con el fin de asegurar la consistencia de la regulación y su adecuación a los objetivos y principios de política energética previstos". Si se adoptan esas orientaciones de política energética, la CNMC deberá remitir al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico el proyecto de circular y su memoria justificativa. En el plazo de un mes, ese ministerio "podrá emitir un informe" en el que valore la conformidad del proyecto de circular con las orientaciones de política energética previamente adoptadas (artículo 1.4 del Real Decreto-ley 1/2019).

• En segundo lugar, el artículo 7.1, apartados g) y h), de la Ley 3/2013, de 4 de enero, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, dispone que en aquellos casos justificados en los que la CNMC pretenda superar el límite máximo legalmente establecido para la TRF, deberá hacerlo de forma motivada y previo informe del Ministerio para la Transición Ecológica.

En el caso del expediente sometido a consulta, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico adoptó mediante Orden TED/1193/2024, de 30 de octubre, unas orientaciones de política energética en relación con la Circular que ahora se encuentra en proyecto (y que no se halla, en cambio, afectada por las orientaciones recientemente aprobadas mediante Orden TED/1318/2025, de 19 de noviembre, por la que se establecen orientaciones de política energética a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en relación con circulares de carácter normativo cuya tramitación se tiene previsto iniciar en 2025). Por este motivo, la CNMC remitió al citado departamento el proyecto de Circular, tanto a los efectos de que el ministerio examinase su conformidad con las orientaciones de política energética como de que emitiese su parecer acerca de la superación excepcional del límite legal de la TRF que prevé la Circular proyectada.

El informe del Ministerio fue recibido el 1 de noviembre de 2025, una vez que la CNMC había remitido ya el expediente al Ministerio de Economía, Comercio y Empresa a efectos de su remisión al Consejo de Estado para dictamen. De este modo, la CNMC ha podido considerar las observaciones formuladas en el referido informe, si bien -ante lo avanzado de la tramitación- no le ha sido posible trasladar esa valoración a la memoria justificativa que acompaña al proyecto.

Precisamente en lo que respecta a esta memoria justificativa, en ella se explican y argumentan las soluciones técnicas adoptadas y -como más arriba se ha indicado- se da respuesta a las principales observaciones recibidas durante la tramitación.

Como ha afirmado reiteradamente el Consejo de Estado, "presupuesta la legitimidad técnica de la CNMC, lo que le es exigible es que justifique las principales opciones normativas adoptadas explique las razones que han llevado a descartar otras y analice los efectos previstos" (dictamen 879/2019, de 7 de noviembre, sobre el proyecto de circular de la CNMC que estableció la tasa de retribución financiera de las actividades reguladas de gas y electricidad).

En cuanto al alcance de esta justificación, "la exigencia de que la memoria justifique las soluciones que adopta la circular debe entenderse referida a las decisiones normativas más relevantes y no puede considerarse como una suerte de exigencia de motivación pormenorizada de cada uno de los innumerables elementos que conforman el régimen, como si se tratara de la aprobación de un acto administrativo en lugar del ejercicio de la potestad normativa. No obstante, esta exigencia de justificación de las soluciones recogidas en la circular sí que es particularmente necesaria cuando se trata de decisiones que afectan de forma especialmente relevante a los particulares, o cuando han sido controvertidas en los trámites de participación pública o consulta a otros órganos administrativos, ya por tener una particular trascendencia económica para los afectados, ya por haber sido discutida su adecuación a los principios o criterios técnicos y de todo tipo a los que debe someterse el régimen de retribución" (así, en el ámbito del régimen económico del sector eléctrico, dictámenes 942/2019, 943/2019 y 944/2019, todos ellos de 28 de noviembre; y dictamen 1.080/2019, de 19 de diciembre).

Con esta finalidad cumple adecuadamente, en términos generales, la memoria justificativa que acompaña el proyecto, salvo en relación con dos cuestiones a las que se hará referencia más adelante: la ponderación del riego sistemático y no diversificable de la actividad de distribución de energía eléctrica (parámetro beta) en el diseño de la TRF; y la aplicación de la metodología de cálculo de la TRF a las actividades "vinculadas a la distribución de gas natural".

IV. CONTEXTO NORMATIVO Y FUNDAMENTO LEGAL

El proyecto de Circular sometido a consulta se inserta en el marco retributivo de las actividades reguladas de los sectores eléctrico y gasista, que se encuentra presidido por los principios y criterios establecidos tanto en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, como, en lo que hace al sector del gas natural, en la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia.

En primer lugar, la retribución de las actividades -que se establece por períodos regulatorios de seis años- ha de responder al principio general de sostenibilidad económica y financiera de los sistemas eléctrico y gasista (artículo 13 de la Ley del Sector Eléctrico y 59 de la Ley 18/2014). Asimismo, los artículos 14 de la Ley del Sector Eléctrico y 60 de la Ley 18/2014 establecen que para determinar la retribución habrán de considerarse los costes necesarios en los que incurriría una "empresa eficiente y bien gestionada", de acuerdo al principio de "realización de la actividad al menor coste para el sistema" y de modo que se permita a las empresas la obtención de una retribución "adecuada a la de una actividad de bajo riesgo".

De conformidad con los principios y criterios legales expuestos, corresponde a la CNMC establecer, mediante circular, "la tasa de retribución de las instalaciones con derecho a retribución a cargo del sistema eléctrico de las empresas de transporte y distribución para cada periodo regulatorio"; así como "la tasa de retribución financiera de los activos de transporte, distribución y plantas de gas natural licuado con derecho a retribución a cargo del sistema gasista para cada periodo regulatorio" (artículos 7.1.g) y h) de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la CNMC, en la redacción dada por el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero).

En desarrollo de estas habilitaciones legales se aprobó la Circular 2/2019, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, de 12 de noviembre, por la que se establece la metodología de cálculo de la tasa de retribución financiera de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica y regasificación, transporte y distribución de gas natural. El proyecto normativo de la citada circular fue objeto del dictamen 879/2019, de 7 de noviembre, más arriba citado.

El artículo 1.3 de la Circular 2/2019 establece que la tasa de retribución financiera (TRF) se aplicará en el cálculo de la retribución de las actividades reguladas en los términos que se establezcan en las circulares que regulen la metodología para el cálculo de la retribución de cada actividad.

En este sentido, la TRF determinada de acuerdo con la Circular 2/2019 se aplica como parámetro de cálculo en la metodología retributiva de las actividades de transporte, distribución y operación del sistema eléctrico (de acuerdo con la Circular 5/2019, la Circular 6/2019 y la Circular 4/2019), así como en la metodología retributiva de las actividades de transporte y regasificación de gas natural (Circular 9/2019) y del gestor técnico del sistema gasista (Circular 2/2019). Para la distribución de gas, en cambio, la metodología retributiva prevista en la Circular 4/2020 no ha contemplado la TRF dentro de los parámetros para el cálculo de la retribución de la actividad, que se basa en una metodología distinta. La TRF calculada de acuerdo con la metodología prevista en la Circular 2/2019 para la distribución de gas únicamente se ha aplicado con una finalidad distinta: la determinación del precio transitorio de alquiler de contadores de gas, que fue fijado por la CNMC en su Resolución de 4 de abril de 2024.

En este contexto, el proyecto sometido a consulta tiene por objeto modificar la Circular 2/2019, a fin de llevar a cabo algunos ajustes en la metodología de cálculo de la TRF. Se mantiene la metodología basada en el WACC, que refleja la media ponderada del coste de la deuda y del coste de los fondos propios, antes de impuestos. Sin embargo, se introducen una serie de novedades en relación con el coste de la deuda, para cuyo cálculo se pasa a establecer un enfoque metodológico que tenga en cuenta, no solo datos históricos, sino también futuros. La finalidad perseguida es poder estimar de forma más adecuada las condiciones de financiación del próximo período regulatorio, ante la volatilidad de ciertos parámetros observada en el período regulatorio anterior. Asimismo, se incorporan costes adicionales, como los de transacción y el cost-of-carry.

Además, la Circular proyectada tiene un segundo objeto, pues determina, -en aplicación de la metodología que resulte de los ajustes introducidos-, la tasa aplicable para las actividades de transporte, operación del sistema y distribución de energía eléctrica durante el próximo periodo regulatorio, comprendido entre el 1 de enero de 2026 y el 31 de diciembre de 2031. Los ajustes en la metodología de cálculo serán también aplicables a las actividades de regasificación y transporte de gas, así como a las actividades vinculadas a la distribución de gas natural, en su próximo periodo regulatorio 2027-2032 (si bien su tasa de retribución financiera se determinará en una circular posterior).

V. OBSERVACIONES SOBRE EL PROYECTO DE CIRCULAR

Una vez considerado el contexto normativo en el que se enmarca la Circular proyectada, procede entrar a examinar su contenido a la luz del régimen legal que le sirve de cobertura.

En este sentido se llevará a cabo una valoración general del proyecto de Circular (A), tras lo cual se formularán una serie de consideraciones en relación con la aplicación de la Circular 2/2019 a las actividades vinculadas a la distribución de gas (B) y con la TRF de la actividad de distribución de energía eléctrica.

A) Valoración general del proyecto de Circular

Procede recordar que el valor de la TRF que fije la CNMC no podrá superar el límite al que se refieren los artículos 14 de la Ley del Sector Eléctrico y 60 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre. Ese límite será, para cada período regulatorio, el que haya establecido expresamente una norma con rango de ley para ese período (viéndose prorrogado el límite legal del período anterior si al comienzo del nuevo no se aprueba un límite distinto). En defecto de ley que fije un límite máximo, se estará al valor que la TRF hubiera adoptado en el período regulatorio anterior. En el presente caso, en ausencia de norma legal que fije un valor máximo de la TRF para las actividades reguladas en los sectores eléctrico y gasista, ese valor máximo está representado por el valor de la TRF que se ha aplicado en el actual período regulatorio, que es del 5,58 %.

El proyecto de Circular sometido a consulta supera ese límite para las actividades reguladas del sector eléctrico, posibilidad excepcional que admite la Ley del Sector Eléctrico siempre que se cumplan tres condiciones: que la decisión se encuentre justificada, que se recabe el parecer del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y que la CNMC examine el impacto de la superación del límite sobre los costes del sistema. Estas condiciones se han cumplido en el expediente sometido a consulta, en el que la memoria justifica las razones que hacen conveniente superar excepcionalmente el valor límite de la TRF y lleva a cabo una estimación del impacto sobre los costes del sistema; y en el que el ministerio consultado ha emitido su preceptivo informe, en el que se muestra favorable a la superación del correspondiente límite máximo.

El informe del ministerio se ha emitido, como más arriba se ha destacado, no solo a los efectos de valorar la superación del valor límite de la TRF, sino también de evaluar la conformidad del proyecto de Circular con las orientaciones de política energética aprobadas mediante Orden TED/1193/2024, de 30 de octubre, conforme a las cuales debe aprobar la CNMC su metodología.

Ciertamente, el informe emitido por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico "considera que con carácter general se cumplen las orientaciones de política energética", razón por la cual no se ha estimado necesario convocar la Comisión de Cooperación prevista en el Real Decreto-ley 1/2019 para la resolución de eventuales discrepancias entre reguladores. Sin embargo, no cabe desconocer que, al propio tiempo -y aun sin llegar a entender vulneradas las orientaciones de política energética-, el informe citado afirma no poder constatar en qué medida se atiende a estas orientaciones en algunos casos. Y ello porque ese juicio depende, en último término, de las decisiones que se adopten por la CNMC en otras circulares sobre régimen retributivo de las actividades del sector eléctrico y gasista. Así sucede en el caso de las orientaciones relativas a los activos de gas (renovables y no renovables), que "no puede evaluarse por completo. al no incluir el proyecto un cálculo de tasa para el sector gasista (que habrá de fijarse en una circular posterior)"; y también en lo que hace a la adecuada ponderación del riesgo en la definición de la TRF de la actividad de distribución eléctrica, que depende de las previsiones contenidas en el proyecto de Circular por la que se establece la metodología de cálculo de la retribución de esta actividad (que es objeto de una tramitación paralela a la del presente proyecto). Comoquiera que en ese otro proyecto normativo la CNMC ha introducido un nuevo riesgo de demanda, la TRF calculada de acuerdo con la Circular proyectada podría no reflejar de manera adecuada ese riesgo.

Esta misma observación se ha formulado de forma reiterada por distintas entidades a lo largo de la tramitación del expediente (e incluso en un voto particular emitido en el Consejo de la CNMC en la sesión en la que se adoptó el proyecto). Se ha alegado, en relación con este extremo, que la aplicación de la metodología de cálculo de la TRF a la actividad de distribución en los términos propuestos por la CNMC arroja una tasa que no respetaría los principios retributivos recogidos en el artículo 14 de la Ley del Sector Eléctrico (fundamentalmente, el principio de no discriminación y los principios de retribución suficiente y adecuada a una actividad de bajo riesgo).

La respuesta a estas observaciones ha de llevarse a cabo a la luz de las consideraciones que este Consejo formula en su dictamen 1.179/2025, que se aprueba en la misma fecha y que se emite, precisamente, sobre el proyecto de Circular por la que se establece la metodología para el cálculo de la actividad de distribución de energía eléctrica. Aunque sobre ello se volverá más adelante, cabe avanzar que lo que resultaría contrario a la Ley del Sector Eléctrico sería establecer, para la actividad de distribución, una TRF que no fuese adecuada a una actividad de bajo riesgo.

Junto a las cuestiones de legalidad suscitadas en el expediente en relación con el artículo 14 de la Ley del Sector Eléctrico, se han formulado a lo largo de la tramitación numerosas observaciones que, en realidad, no denuncian una quiebra de las disposiciones normativas que regulan la retribución de las actividades eléctricas y gasistas. Se trata, más bien, de discrepancias de carácter técnico o económico, sentadas en torno a parámetros y decisiones regulatorias que se encuentran dentro del ámbito de discrecionalidad propio de la CNMC.

La jurisprudencia más reciente del Tribunal Supremo traza con nitidez la diferencia que existe, a la hora de enjuiciar la metodología retributiva de una actividad regulada, entre la ilegalidad de esa metodología y las discrepancias técnicas que puedan plantearse en relación con alguno de sus criterios o parámetros. Así, la Sentencia de la Sala Tercera del Tribunal Supremo n.º 860/2025, de 27 de junio de 2025 (recurso n.º 906/2022), se pronuncia en los siguientes términos (F.J. 9):

"Las objeciones que la Sociedad recurrente hace a la metodología retributiva aplicada no se sustentan en razones de legalidad, sino que constituyen propuestas alternativas a la propia metodología. Esto es, la parte hace críticas a la metodología aplicada, pero no porque su aplicación infrinja la norma que establece la metodología (...), sino porque considera que la propia metodología es inadecuada o conduce a resultados injustificados.

Ya en reiteradas ocasiones hemos rechazado alegaciones semejantes, puesto que la Administración dispone de un amplio margen para regular una metodología retributiva, y no es posible admitir como críticas de legalidad lo que en puridad constituyen críticas técnicas o propuestas alternativas fundadas en razones técnicas o retributivas.

Por otra parte, y como también hemos señalado con frecuencia, toda metodología de esta naturaleza se caracteriza por su generalidad, de tal manera que no es posible formular objeciones a aspectos particulares de la misma sin tomar en consideración si los elementos sometidos a examen tienen su contrapartida o complemento en otros, o si necesariamente hay que optar entre varias soluciones todas las cuales presentan ventajas e inconvenientes.

Y, por otro lado, la proyección genérica de una metodología retributiva requiere en muchos casos una estandarización inevitable que resulta necesaria para homogeneizar una gran diversidad de instalaciones y configuraciones. (STS núm. 1395/2024, de 23 de julio de 2024, recurso 863/2022).

Así, la crítica a los criterios empleados para la determinación del factor Alfa debe rechazarse en cuanto que no acredita infracciones de la normativa reguladora de la metodología retributiva, sino que constituye meras críticas a ésta. La crítica, con independencia de si la comparte o no la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, es una disyuntiva técnica, no una crítica de legalidad, que corresponde decidir a la Administración y respecto a la que este Tribunal no ha de pronunciarse.

En definitiva, la existencia de alternativas razonables a las opciones retributivas adoptadas por la Administración, aunque sean, en opinión de la recurrente, preferibles por razones técnicas o de mayor justicia retributiva, no suponen ilegalidad o invalidez jurídica".

La misma diferencia entre la infracción de la legalidad retributiva y las discrepancias técnicas o económicas ha sido puesta de relieve por la misma sala, entre otras, en sus sentencias 321/2025, de 24 de marzo de 2025 (n.º recurso 880/2022), y 778/2025, de 19 de junio de 2025 (recurso n.º 885/2022).

A la luz de esta jurisprudencia y de la doctrina del Consejo de Estado, dentro del ámbito de discrecionalidad que le es propio las decisiones adoptadas se encuentran bajo la garantía técnica de la CNMC. Lo que resulta jurídicamente exigible al regulador es que justifique esas decisiones frente a otras posibles que pudieran ser igualmente razonables, ponderando las ventajas e inconvenientes de adoptar unas u otras.

Así lo ha hecho la CNMC en relación con los nuevos parámetros y criterios técnicos empleados en la definición del nuevo enfoque metodológico para el cálculo del coste de la deuda; con la aplicación del ajuste por QE; con el cálculo del ratio de apalancamiento regulatorio; o a la hora de justificar la continuidad del criterio técnico para el cálculo de la prima de riesgo (que no cambia con respecto al actualmente previsto en a Circular 2/2019).

En lo que respecta, en particular, a esta última cuestión -el sistema de cálculo de la prima de riesgo de mercado-, cabe destacar que se trata de un debate que ya se desarrolló con amplitud en el marco del procedimiento de elaboración de la vigente Circular 2/2019, sin que se haya puesto de relieve en el expediente razón alguna que exija abordar un cambio regulatorio en este punto. Al igual que ya concluyera entonces en su dictamen 879/2019, de 7 de noviembre, el Consejo de Estado considera que la regulación proyectada, al mantener el cálculo de la prima de riesgo de mercado como el promedio entre la media geométrica y aritmética de las series históricas de datos, ha elegido una opción equilibrada de entre las técnicamente posibles a fin de evitar sesgos al alza o a la baja.

Entre las alegaciones presentadas ante este Consejo se han reiterado aquellas que consideran que el criterio mantenido por el proyecto es distinto del aplicado por otros reguladores europeos y que no resulta coherente con la propia práctica regulatoria de la CNMC en otros sectores donde se utiliza la media aritmética (telecomunicaciones, ferroviario, aeroportuario). Sin embargo, como explica en detalle la memoria, el empleo de un criterio distinto para el cálculo de la prima de riesgo en unos sectores y en otros no carece de justificación técnica; antes bien, esa diferencia se encuentra justificada por las características propias de cada sector y cada mercado, debiendo tenerse en cuenta que, además, en algún caso este criterio para el cálculo del WACC viene impuesto de forma armonizada en toda la Unión Europea (así, para la infraestructura heredada en el sector de las comunicaciones electrónicas, según la Comunicación de la Comisión 2019/C 375/01). Dentro de los sectores energéticos, tampoco existe homogeneidad entre los reguladores europeos a la hora de aplicar un criterio u otro (habiéndose seguido en Alemania, Bélgica y Países Bajos la misma fórmula de cálculo escogida por la CNMC).

Por tanto, a juicio del Consejo de Estado nos encontramos ante un criterio de naturaleza técnica que ha sido suficientemente justificado en la correspondiente memoria.

B) Sobre el ámbito de aplicación de la Circular 2/2019 y las "actividades vinculadas a la distribución de gas natural"

El proyecto de Circular sometido a consulta modifica el artículo 1.2 de la Circular 2/2019, referido al ámbito de aplicación de la norma.

De acuerdo con la redacción proyectada para ese artículo 1.2, la Circular 2/2019 continúa aplicándose a las actividades de transporte y distribución de electricidad, así como a las actividades de regasificación y transporte de gas natural. Además, se incluyen ahora expresamente en su ámbito de aplicación las actividades de operación del sistema eléctrico y del sistema gasista, a los que ya se les aplicaba la Circular 2/2019 por remisión de las circulares de la CNMC que regulan la retribución de estas actividades (Circular 4/2019, de 27 de noviembre, por la que se establece la metodología de retribución del operador del sistema eléctrico; y Circular 1/2020, de 9 de enero, por la que se establece la metodología de retribución del gestor técnico del sistema gasista). Por otro lado, deja de preverse la aplicación de la Circular 2/2019 a la actividad de distribución de gas natural, pero pasa a establecerse que la Circular se aplicará "a las actividades vinculadas" a esa distribución de gas.

Como acaba de señalarse, la aplicación de la Circular 2/2019 a la operación de la red de transporte y de gestión técnica del sistema ya se encontraba prevista en las correspondientes circulares que establecen la metodología retributiva de estas actividades. Por ello, la principal novedad que el proyecto introduce en el artículo 1.2 de la Circular 2/2019 es la referida a su ámbito de aplicación en cuanto al sector del gas. En este sentido, llama la atención que ni el preámbulo ni la memoria justificativa mencionen siquiera esta modificación, sin que se haya explicado en el expediente cuáles son las razones que llevan a eliminar la referencia a la actividad de distribución de gas natural e incluir, en cambio, las actividades vinculadas a la distribución de gas.

La supresión de la actividad de distribución de gas natural del ámbito de aplicación de la Circular 2/2019 parece conectar con la realidad del marco retributivo de la actividad (puesto que, como más arriba se ha recordado, la Circular 4/2020 optó por una metodología distinta, en la que no se aplica la TRF como parámetro de la retribución). En cambio, la aplicación de la metodología de cálculo de la TRF a las "actividades vinculadas a la distribución de gas natural" suscita mayores incertidumbres, que se derivan, fundamentalmente, de la circunstancia de que ni el proyecto ni su memoria justificativa concretan cuáles serían esas actividades. En relación con ellas tan solo establece el proyecto la posibilidad de aplicar una regla especial para el cálculo del coeficiente beta, lo que sucederá "para determinadas actividades vinculadas a la distribución de gas natural (...) si el nivel de riesgo así lo justifica".

La memoria justificativa afirma que la concreción de las actividades vinculadas a la distribución de gas y la decisión sobre la metodología de cálculo de la TRF de cada una de ellas (regla general o especial para determinar la beta) son cuestiones que deberán establecerse en la futura circular por la que, en aplicación de la Circular 2/2019, se establezca la tasa de retribución financiera de las actividades de regasificación, transporte, gestión técnica del sistema y de las actividades vinculadas a la distribución de gas natural, para el periodo regulatorio 2027-2032. Esta futura disposición se menciona en el calendario de circulares de carácter normativo en materia de energía cuya tramitación tiene previsto iniciarse en 2025.

La falta de concreción acerca de cuáles son las actividades vinculadas a la distribución de gas, unida a la ausencia de toda explicación en el expediente sobre las razones que conducen a incluirlas en el ámbito de la Circular 2/2019, genera un contexto de inseguridad jurídica que ha sido puesto de relieve en el expediente. En efecto, durante la tramitación algunas de las observaciones formuladas se han referido a la necesidad de especificar en el proyecto las actividades vinculadas a la distribución de gas natural. También se ha solicitado en esas alegaciones que se especifique cómo se calculará la TRF de cada una de ellas atendiendo a su distinto nivel de riesgo (que consideran adecuado valorar de modo singular para algunas actividades, como el alquiler de contadores de gas natural).

Las incertidumbres que rodean la referencia genérica a las "actividades de distribución eléctrica" conectan también con una cuestión competencial. El proyecto de Circular sometido a consulta se dicta, en lo que hace al sector del gas, en desarrollo del artículo 7.1 letras h) e i) de la Ley 3/2013, así como del artículo 60.3 de la Ley 18/2014. Sin embargo, estas habilitaciones legales no se refieren al régimen económico de las "actividades vinculadas a la distribución de gas", por lo que no ampararían la competencia de la CNMC para establecer el régimen retributivo -ni, por tanto, la TRF- de estas actividades.

Como se ha recordado al inicio de estas consideraciones, la potestad reglamentaria de la CNMC es una potestad de atribución, que no puede entrar a regular aspectos para los que la ley no la habilita expresamente o que, de alguna forma, han sido atribuidas expresamente a otra autoridad. Es necesario, por tanto, buscar un fundamento legal distinto para que la CNMC pueda establecer la regulación que el proyecto introduce.

La búsqueda de este fundamento legal exige plantear qué debe entenderse por "actividades vinculadas a la distribución de gas natural". Una definición de este concepto puede encontrase en el artículo segundo.2 de la reciente Circular 5/2025, de 18 de junio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, de información regulatoria de costes de la actividad de distribución de gas natural. Aunque esta definición se establece a los concretos efectos de la norma en la que se contiene, proporciona una indicación de lo que se consideran actividades vinculadas a la distribución de gas natural. De acuerdo con el citado precepto:

"2. Actividades reguladas vinculadas a distribución: Aquellas cuyos costes son retribuidos a través del título I del Real Decreto 1184/2020, de 29 de diciembre; aquellas cuyos regímenes económicos se establecen de acuerdo con el apartado 2 del artículo 91 de la Ley 34/1998 y su normativa de desarrollo; y aquellas relacionadas con los servicios que son necesarios para atender los requerimientos de suministros de los usuarios, cuyos regímenes económicos se establecen en el apartado 3 del citado artículo 91 y su normativa de desarrollo".

Si se considera el concepto de "actividades vinculadas a la distribución" transcrito, la competencia de la CNMC para fijar el régimen retributivo (y, por tanto, una metodología de cálculo de la TRF aplicable) existe en el caso de algunas de esas actividades, pero no en el de otras. Así, de acuerdo con el artículo 91.2 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, corresponde a la CNMC fijar el precio de alquiler de contadores de gas, así como establecer los límites mínimos y máximos de los derechos que se abonan por las acometidas (que serán establecidos por las comunidades autónomas de acuerdo con esos límites fijados por la CNMC). En cambio, la CNMC no es competente para determinar el régimen económico de las actividades a las que se refiere el artículo 91.3 de la Ley del Sector de Hidrocarburos (alta de usuarios, servicios de enganche, verificación de las instalaciones), que -según el propio precepto legal citado- será establecido por las comunidades autónomas. Tampoco es competente la CNMC para establecer el régimen retributivo (ni para imponer la metodología de cálculo de ninguno de sus parámetros) de las actividades que se retribuyen de acuerdo con el título I del Real Decreto 1184/2020, de 29 de diciembre, por el que se establecen las metodologías de cálculo de los cargos del sistema gasista, de las retribuciones reguladas de los almacenamientos subterráneos básicos y de los cánones aplicados por su uso, pues esas retribuciones constituyen cargos del sistema cuyo procedimiento de cálculo es competencia del Gobierno (ex artículo 92.2 de la Ley del Sector de Hidrocarburos).

Así las cosas, a juicio del Consejo de Estado la CNMC debe reconsiderar la inclusión de las actividades vinculadas a la distribución de gas natural en el ámbito de aplicación de la Circular 2/2019. El fundamento legal de la regulación del régimen económico de estas actividades es distinto del que sustenta la metodología de cálculo de la TRF de las restantes actividades a las que se va aplicar la Circular 2/2019 y entre las que no se incluye, además, la distribución de gas natural. Por ello, parece preferible que la CNMC regule la retribución de esas actividades bien en una norma específica (por razón de un fundamento legal también específico), bien en la circular por la que se establece la metodología de cálculo de la retribución de la distribución de gas (por razones de conexión material entre actividades).

Si la CNMC considera necesario u oportuno mantener en el proyecto las actividades vinculadas a la distribución de gas -en cuyo caso la memoria y el preámbulo han de incluir una explicación suficiente- el proyecto deberá entonces especificar cuáles son las actividades vinculadas a la distribución a las que se refiere. Ello debe ser así fundamentalmente por las razones de índole competencial expuestas, pero también por motivos de seguridad jurídica, que aconsejan no deferir a una futura circular aplicativa cuestiones que se encuentran directamente vinculadas con el propio diseño de la metodología. Por todo ello debe precisarse en el proyecto a qué actividades se está haciendo referencia y explicarse en la memoria justificativa cuáles son los criterios técnicos que se han considerado en la fórmula de cálculo del coeficiente beta que se propone, así como la medida en que un distinto nivel de riesgo justificaría la aplicación de una u otra fórmula de cálculo de ese parámetro.

En suma, el proyecto no puede prever la aplicación de la Circular 2/2019 para las actividades vinculadas a la distribución de gas en general y sin precisión alguna. Por ello la CNMC debe, bien suprimir esa previsión en el proyecto, bien ceñirla a las actividades cuya metodología retributiva sea de competencia de la CNMC, especificando cuáles son.

Esta observación tiene carácter esencial a los efectos de lo establecido en el artículo 130.3 del Reglamento Orgánico del Consejo de Estado, aprobado por el Real Decreto 1674/1980, de 18 de julio.

C) Sobre la tasa de retribución financiera de la actividad de distribución de energía eléctrica

Como se ha adelantado ya, sin duda una de las cuestiones más debatidas del expediente sometido a consulta es la que se refiere a la conformidad de la metodología de cálculo de la TRF con los principios a los que, de acuerdo con el artículo 14 de la Ley del Sector Eléctrico, debe sujetarse la retribución de las actividades reguladas de transporte y distribución de electricidad (principalmente, los principios de no discriminación, suficiencia retributiva y rentabilidad adecuada). Sobre todo (aunque se ha formulado también alguna observación en relación con transporte), la controversia se ha suscitado en relación con la distribución eléctrica, como consecuencia de la nueva configuración de la metodología de cálculo de esta actividad que se contempla, como más arriba se ha señalado, en otro proyecto de circular de la CNMC que es objeto del dictamen 1.179/2025.

La vulneración de los principios de no discriminación, suficiencia retributiva y rentabilidad adecuada vendría dada, según los interesados, por la eventual infravaloración de uno de los parámetros para la determinación del WACC (que se emplea, en concreto, para calcular la rentabilidad esperada de los fondos propios). El coeficiente beta representa el riesgo sistemático de la actividad regulada, es decir, aquel que no puede eliminarse mediante la diversificación de inversiones, porque afecta al conjunto de la economía o del sector.

La metodología para el cálculo del coeficiente beta en el caso de las actividades eléctricas se establece en el artículo 8 de la Circular 2/2019, es común para el transporte y la distribución de energía eléctrica y el proyecto de Circular sometido a consulta no la modifica. Sin embargo, las entidades que han alegado al respecto en el expediente consideran que el proyecto debería introducir alguna modificación en el caso de que se llegase a aprobar en sus términos la regulación propuesta por la CNMC en relación con la metodología de cálculo de la retribución de la actividad de distribución de electricidad. Esta nueva metodología retributiva, todavía en proyecto, traería consigo un incremento del riesgo sistemático de la actividad (especialmente, a partir de la introducción de un riesgo de demanda) que debería reflejarse adecuadamente en el cálculo del coeficiente de beta. De este modo, ese coeficiente -y por tanto, la TRF- deberían calcularse para la distribución eléctrica de modo distinto al empleado en el caso del transporte, al convertirse -en virtud de la nueva metodología retributiva que se está tramitando- en una actividad con un perfil de riesgo distinto.

Si el coeficiente beta no reflejase adecuadamente el riesgo sistemático de la actividad de distribución eléctrica el resultado sería una TRF infravalorada lo que, por extensión, impediría el reconocimiento de una retribución suficiente y una rentabilidad adecuada, en contra de lo garantizado por los artículos 14.3 y 14.4 de la Ley del Sector Eléctrico. Además, la metodología de cálculo de la TRF resultaría contraria a los principios de objetividad y no discriminación establecidos en el artículo 14.2 de la misma ley.

A juicio de este Consejo, sin embargo, el proyecto de Circular sometido a consulta no vulnera ninguno de los preceptos citados, que establecen que el régimen económico de una actividad regulada debe garantizar a las empresas una "retribución adecuada a una actividad de bajo riesgo" (artículo 14.3); y que los parámetros retributivos deben fijarse teniendo en cuenta "la situación cíclica de la economía, de la demanda eléctrica y la rentabilidad adecuada" para estas actividades (artículo 14.4).

De la lectura del expediente se deprende que, a la hora de determinar los parámetros retributivos empleados para el cálculo de la TRF, la CNMC ha tenido en cuenta los criterios que la ley le impone considerar, incluido el de rentabilidad adecuada.

Esa rentabilidad adecuada responde, necesariamente, a la de una "actividad de bajo riesgo", límite este impuesto en el artículo 14.3 de la Ley del Sector Eléctrico e indisponible para la CNMC cuando se trata de establecer el régimen retributivo de las actividades reguladas. Dentro de la consideración de la distribución de electricidad como actividad de bajo riesgo, la rentabilidad adecuada habrá de tener en cuenta el riesgo específico de la actividad de la que se trate. Ese riesgo específico, a juicio de la CNMC, no difiere esencialmente del que asume la actividad de transporte de electricidad, razón por la cual la Circular 2/2019 no estableció ninguna diferencia en la metodología de cálculo de la TRF de estas dos actividades eléctricas (siendo la fórmula para determinar el coeficiente beta común a ambas). En ambos casos se trata de actividades de bajo riesgo, puesto que junto al monopolio natural de sus infraestructuras cuentan con una retribución garantizada por la regulación, lo que evita su exposición a un riesgo de mercado.

El proyecto de Circular no cambia la norma en este punto porque tampoco ha cambiado el perfil de riesgo de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica. Así lo justifica la memoria, que considera que la distribución de electricidad continúa siendo una actividad de bajo riesgo. Podría añadir la memoria que, además, no se dan en la distribución de electricidad las especiales características de la actividad de distribución de gas natural que justificaron en su momento una metodología específica para el cálculo de la TRF (y que se ha invocado como precedente y término de comparación en varias de las alegaciones). En efecto, en la distribución de gas natural el riesgo de la inversión lo soporta íntegramente la empresa gasista y el sistema retributivo responde a un modelo de actividad (cosa que no ocurre en el caso de la actividad de distribución de energía eléctrica).

El perfil de riesgo de la actividad de distribución de electricidad más arriba descrito es el que configuran la Ley del Sector Eléctrico y las normas reglamentarias dictadas por el Gobierno en desarrollo de esa configuración legal. Y es el perfil de riesgo que debe tenerse en cuenta a la hora de considerar la rentabilidad razonable de una actividad y de fijar los correspondientes parámetros retributivos, en aplicación de los artículos 14.3 y 14.4 de la Ley del Sector Eléctrico.

El debate acerca del impacto que sobre este perfil de riesgo tendrían ciertos elementos del nuevo régimen retributivo de la distribución (como el llamado "esquema de sostenibilidad económica") es una discusión que, en sentido estricto, no versa sobre el proyecto de Circular sometido a consulta. En realidad, se trata de un debate en torno al efecto que podría tener sobre la retribución de las empresas distribuidoras de electricidad la aplicación conjunta de ese nuevo régimen retributivo y de la Circular 2/2019 (que en este punto no se modifica).

Por ello, acerca de esta cuestión ha de estarse a lo concluido en el dictamen 1.179/2025, que se emite en relación con el proyecto de Circular por la que se establece la metodología de cálculo de la actividad de distribución de energía eléctrica, y a cuyas consideraciones procede aquí remitirse.

De todo lo hasta aquí razonado se concluye que no cabe imputar per se al proyecto de Circular sometido a consulta la vulneración del principio de suficiencia retributiva establecido en los artículos 14.3 y 14.4 de la Ley del Sector Eléctrico, ni tampoco de los principios de objetividad y no discriminación contemplados en el artículo 14.2 de la misma ley.

VI. RECAPITULACIÓN FINAL

El proyecto de Circular sometido a consulta respeta, con carácter general, los límites de la potestad reglamentaria de la CNMC, sin que el Consejo de Estado aprecie ni exceso o vulneración de esos límites legalmente instituidos ni falta de justificación en la memoria que acompaña al proyecto. Esta memoria justificativa analiza en detalle las modificaciones y soluciones adoptadas -que quedan bajo la garantía técnica de la CNMC- y pondera y da respuesta a las observaciones que han ido formulándose a lo largo de la tramitación.

Como excepción a lo anterior, la extensión del ámbito de aplicación de la Circular 2/2019 a las actividades vinculadas a la distribución de gas natural, sin precisar cuáles son esas actividades, ha suscitado a este Consejo la observación de legalidad que se formula en el apartado V, letra B), de las consideraciones de este dictamen. La CNMC no sería competente para establecer la TRF de cualesquiera actividades vinculadas a la distribución de gas natural, sino únicamente para aquellas en las que exista una habilitación legal específica. En consecuencia, la CNMC debe, bien suprimir la extensión de la aplicación de la Circular 2/2019 a estas actividades, bien especificar de qué actividades concretas se trata y cuál es el fundamento legal que habilita para establecer su régimen económico.

En mérito de lo expuesto, el Consejo de Estado es de dictamen:

Que, una vez tenida en cuenta la observación esencial formulada en el apartado V, letra B), y consideradas las restantes formuladas en el cuerpo del presente dictamen, puede el Pleno de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia aprobar el proyecto de Circular sometido a consulta".

V. E., no obstante, resolverá lo que estime más acertado.

Madrid, 17 de diciembre de 2025

EL SECRETARIO GENERAL,

LA PRESIDENTA,

EXCMO. SR. MINISTRO DE ECONOMÍA, COMERCIO Y EMPRESA.