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 virtud de una Orden de V. E. de 20 de noviembre de 2025, con registro de entrada el día 24 siguiente, el Consejo de Estado ha examinado, con carácter urgente, el expediente relativo al proyecto de Circular de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia por la que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica.
De antecedentes resulta:
PRIMERO. - EL PROYECTO DE CIRCULAR
El proyecto de Circular de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia por la que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica, consta de un preámbulo, veintisiete artículos -agrupados en siete capítulos-, once disposiciones adicionales, cuatro disposiciones transitorias, una disposición derogatoria, una disposición final y dos anexos.
El preámbulo comienza con la cita literal del artículo 14.8 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico (en adelante, "Ley del Sector Eléctrico"), que dispone que "las metodologías de retribución de las actividades de transporte y distribución se establecerán atendiendo a los costes necesarios para construir, operar y mantener las instalaciones, de acuerdo con el principio de realización de la actividad al menor coste para el sistema eléctrico, según lo dispuesto en el artículo 1.1".
El artículo 14.12 de la Ley del Sector Eléctrico atribuye a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (en adelante, CNMC) la competencia para aprobar "la retribución para cada año de las empresas titulares de instalaciones de transporte y distribución de conformidad con lo previsto en la Ley 3/2013, de 4 de junio".
Por su parte, el artículo 7.1 de Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, en la redacción dada por el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural, dispone que la CNMC establecerá, mediante circular, previo trámite de audiencia y con criterios de eficiencia económica, transparencia, objetividad y no discriminación, "la metodología, los parámetros y la base de activos para la retribución de las instalaciones de transporte y distribución de energía eléctrica".
De acuerdo con esta previsión, la CNMC aprobó la Circular 6/2019, de 5 de diciembre, por la que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica.
El artículo 14.4 de la Ley del Sector Eléctrico prevé que la retribución de la actividad de distribución se determinará por periodos regulatorios de seis años. Dado que el primer periodo regulatorio comprende los ejercicios 2020 a 2025 (disposición adicional primera de la Circular 6/2019, de 5 de diciembre), resulta necesario revisar la metodología que se aplicará a partir de 2026.
Además, el artículo 3.5 de la Circular 6/2019, de 5 de diciembre, dispone que antes del inicio de cada nuevo periodo regulatorio la CNMC establecerá, previo trámite de audiencia, el conjunto de parámetros técnicos y económicos que se utilizarán para el cálculo de la actividad de distribución durante todo el periodo. Con esta finalidad, se ha tramitado el proyecto de Circular sometido a consulta, que se acompaña de la correspondiente memoria justificativa.
El preámbulo destaca que la Circular 6/2019, de 5 de diciembre, permitió aumentar la libertad de las empresas a la hora de tomar decisiones -a la vista de las inversiones que debían acometer para cumplir con las exigencias de integración de energías renovables y digitalización de las redes- y también prolongar la vida útil de las instalaciones, de modo que se rentabilizasen las inversiones y se racionalizasen los gastos.
La Circular ahora en proyecto mantiene los principios generales de la metodología anterior, pero introduce señales adicionales para mejorar la eficiencia, tanto en la construcción de infraestructuras como en la operación y mantenimiento de las redes. Además, introduce nuevas disposiciones orientadas a adaptar las redes a la realidad actual, reconoce la importancia de las inversiones en digitalización y automatización de las redes y contempla el reconocimiento de otras actuaciones de adaptación al cambio climático y de respuesta a fenómenos meteorológicos adversos.
A continuación, el preámbulo justifica el cumplimiento de los principios de buena regulación previstos en el artículo 129 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas, "en la medida en que las modificaciones planteadas son resultado de la experiencia obtenida durante la vigencia de la Circular 6/2019, de 5 de diciembre". Afirma que concurren los principios de necesidad y eficacia, dado que la Circular proyectada es el instrumento adecuado para garantizar la consecución de los objetivos que persigue. Además, considera que las modificaciones propuestas cumplen el principio de proporcionalidad.
A propósito de lo anterior, el preámbulo destaca el rol cada vez más activo del distribuidor como gestor de redes. Por este motivo, la CNMC ha considerado necesario modificar la metodología retributiva de la actividad "definiendo al inicio del periodo regulatorio una trayectoria multianual de TOTEX (suma de retribución a la inversión y a la operación y mantenimiento), combinada con un esquema de incentivos, que se ajusta con un mecanismo de reparto de beneficios entre el distribuidor y el sistema. De esta forma, se busca fomentar las inversiones eficientes en nuevas instalaciones, a la vez que se incrementa el uso y la operación eficiente de la red existente".
Además, se modifican otros aspectos de la metodología retributiva, como los incentivos a la reducción de pérdidas y a la mejora de la calidad, de modo que se mantiene en esencia la regulación anterior, pero se simplifica su aplicación y se establecen referencias al inicio del periodo regulatorio, todo ello con la finalidad de garantizar la estabilidad regulatoria.
Por otro lado, la Circular proyectada incrementa la intensidad de la penalización relativa a la prudencia financiera que, a partir del cuarto año, pasa del 1 % al 1,5 %. De esta manera, se pretende incentivar a las empresas que todavía no lo han hecho a situarse dentro de los rangos de valores recomendables de los ratios de la Comunicación 1/2019, de 23 de octubre. Sobre este punto, el preámbulo destaca que la Ley 7/2021, de 20 de mayo, de cambio climático y transición energética (en adelante, "Ley de cambio climático y transición energética"), modificó la Ley del Sector eléctrico a fin de añadir un nuevo apartado 8 bis al artículo 14, que dispone que las metodologías de retribución de las actividades de transporte y de distribución "deberán contemplar incentivos económicos, que podrán tener signo positivo o negativo, para la mejora de la disponibilidad de las instalaciones, para garantizar el nivel de endeudamiento adecuado a fin de disponer de una estructura de deuda sostenible y otros objetivos".
El capítulo I de la Circular está dedicado al establecimiento de criterios generales y se compone de cuatro artículos.
El artículo 1 define el objeto de la Circular: "establecer la metodología para determinar la cuantía a retribuir a las empresas que desarrollan la actividad de distribución de energía eléctrica, con el fin de garantizar la adecuada prestación del servicio, incentivando la mejora de la calidad de suministro y la reducción de las pérdidas en las redes de distribución, con criterios objetivos, homogéneos en todo el territorio español y al menor coste posible para el sistema".
El artículo 2 extiende el ámbito de aplicación de la norma a todas aquellas sociedades mercantiles o sociedades cooperativas de consumidores y usuarios que desarrollen la actividad de distribución.
El artículo 3 define los criterios generales de la retribución de la actividad de distribución.
El artículo 4 dispone que la retribución de la actividad de distribución se determinará por periodos regulatorios de seis años de duración, de acuerdo con el artículo 14.4 de la Ley del Sector Eléctrico.
El capítulo II contiene la regulación de la retribución de la actividad de distribución y está integrado por doce artículos.
El artículo 5 se refiere a la retribución que aprobará la CNMC por años naturales, mediante resolución y previa audiencia a los interesados, de acuerdo con las fórmulas y ajustes retributivos que se indican.
El artículo 6 regula la retribución de la inversión en el año n, limitándola a las inversiones realmente ejecutadas de la actividad de distribución.
El artículo 7 se refiere al cálculo de la retribución a la inversión con base en costes incurridos.
El artículo 8 desarrolla las tipologías de inversión en instalaciones de distribución cuya puesta en servicio sea posterior al 31 de diciembre de 2025.
El artículo 9 regula la retribución de los terrenos en los que se ubican las instalaciones con puesta en servicio posterior al 31 de diciembre de 2014.
El artículo 10 establece la retribución de referencia anual a la inversión de la actividad de distribución.
El artículo 11 desarrolla la retribución a la operación y mantenimiento de la actividad de distribución con base en costes incurridos.
El artículo 12 establece la retribución de referencia anual a la operación y mantenimiento de la actividad de distribución.
El artículo 13 regula la retribución por extensión de vida útil de las instalaciones de la red de distribución.
El artículo 14 desarrolla la retribución por otros costes directamente relacionados con la actividad de distribución.
El artículo 15 regula el reconocimiento de inversiones en proyectos piloto.
El artículo 16 desarrolla las herramientas regulatorias para el cálculo de los términos y coeficientes de la retribución de la actividad de distribución.
El capítulo III está dedicado a la presentación, supervisión y control de los planes de inversión y lo integran tres artículos.
El artículo 17 se refiere a la supervisión del cumplimiento de los planes de inversión y el artículo 18, a la evaluación de su ejecución.
El artículo 19 desarrolla el contenido y el formato para la presentación y seguimiento de los planes de inversión.
El capítulo IV contiene las disposiciones relativas a la información que deben aportar las empresas distribuidoras para el cálculo retributivo y se compone de dos artículos: el artículo 20, que establece las obligaciones de información y auditoría, y el artículo 21, que regula las inspecciones.
El capítulo V se refiere al incentivo a la reducción de pérdidas en la red de distribución de energía eléctrica y está integrado por dos artículos: el artículo 22, que regula dicho incentivo, y el artículo 23, que desarrolla la metodología para el cálculo de su valor.
El capítulo VI está dedicado al incentivo a la mejora de la calidad de suministro en la red de distribución y lo integran dos artículos: el artículo 24 lo regula y el artículo 25 desarrolla la metodología para el cálculo de su valor.
Por último, el capítulo VII agrupa "otras disposiciones" y está integrado por el artículo 26, dedicado al ajuste retributivo por empleo de activos y recursos regulados en otras actividades, y por el artículo 27, que establece los requisitos de prudencia financiera exigibles a los titulares de activos de la red de distribución.
En cuanto a la parte final, la disposición adicional primera señala que el primer periodo de aplicación de la nueva metodología retributiva transcurrirá entre el 1 de enero de 2026 y el 31 de diciembre de 2031.
Las disposiciones adicionales segunda y tercera regulan, respectivamente, el cálculo de la retribución de los ejercicios 2026 y 2027 y el cálculo de la retribución del ejercicio 2028.
La disposición adicional cuarta establece los parámetros retributivos aplicables durante el periodo regulatorio 2026-2031.
Las disposiciones adicionales quinta y sexta desarrollan las particularidades aplicables al cálculo del incentivo a la reducción de pérdidas y a la mejora de la calidad de suministro en las redes de distribución durante el periodo 2026-2031.
La disposición adicional séptima está dedicada a la aplicación del incremento del incentivo para procurar la prudencia financiera.
La disposición adicional octava se refiere a las adquisiciones y otras operaciones realizadas entre empresas.
La disposición adicional novena contiene un mandato de modificación de la Circular informativa 8/2021, de 1 de diciembre, de petición de información a las empresas distribuidoras de energía eléctrica para la supervisión y cálculo de la retribución de la actividad.
La disposición adicional décima se refiere al desarrollo de una metodología para la valoración de las pérdidas no gestionables a partir de 2028.
La disposición adicional undécima contiene previsiones específicas aplicables a los valores de incrementos de potencia considerados en el cálculo retributivo.
La disposición transitoria primera se refiere a la cuantificación del ajuste retributivo derivado del empleo de activos distintos de la fibra óptica.
Las disposiciones transitorias segunda y tercera regulan la aplicación de la Circular 6/2019, de 5 de diciembre, a las instalaciones puestas en servicio antes de 1 de enero de 2026 (a efectos de aplicación de los criterios de clasificación de inversiones) y a la retribución del periodo 2022-2025 que estuviera pendiente de aprobar a la fecha de entrada en vigor de la Circular proyectada.
La disposición transitoria cuarta establece reglas de adaptación del nuevo modelo para empresas con menos de 10.000 clientes conectados a sus redes.
La disposición derogatoria única abroga la Circular 6/2019, de 5 de diciembre.
La disposición final única establece como fecha de entrada en vigor de la norma el día siguiente al de su publicación en el Boletín Oficial del Estado.
El anexo I contiene el listado de tipologías de inversión en instalaciones de distribución cuya puesta en servicio sea posterior al 31 de diciembre de 2025.
El anexo II enumera los centros de coste considerados en la retribución por operación y mantenimiento.
SEGUNDO. - MEMORIA EXPLICATIVA DEL PROYECTO
El proyecto de Circular se acompaña de una memoria explicativa, fechada el 29 de octubre de 2025.
(i) Objeto, antecedentes y oportunidad de la propuesta. La memoria comienza por destacar que el proyecto de Circular establece una nueva metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica. La nueva metodología pretende garantizar una adecuada prestación del servicio, incentivar la mejora en la calidad del suministro y reducir las pérdidas de energía en las redes de distribución, todo ello con criterios homogéneos en todo el Estado y al mínimo coste para el sistema eléctrico.
La norma proyectada pretende adaptar la metodología a los cambios derivados del proceso de descarbonización. En concreto, busca asegurar un equilibrio entre el desarrollo de infraestructuras, el uso eficiente de las redes y la incorporación de nuevas funcionalidades asociadas a la digitalización, las figuras novedosas que emergen en el mercado eléctrico y al rol cada vez más activo del distribuidor de energía eléctrica en la operación de la red. Todo ello se hace en cumplimiento de los principios generales de la Ley del Sector Eléctrico, que exige que la regulación garantice el suministro eléctrico con los niveles necesarios de calidad y al mínimo coste, asegure la sostenibilidad económica y financiera del sistema, permita un nivel de competencia efectiva en el sector y garantice la protección medioambiental.
La memoria explica que, en el modelo actual, se consideran por separado las eficiencias asociadas a los costes correspondientes al capital (CAPEX) y los costes de operación y mantenimiento (OPEX). En cambio, en el modelo propuesto -denominado "modelo TOTEX"-, las eficiencias se abordan de manera conjunta, de modo que se incentiva que las empresas tomen la decisión más eficiente entre CAPEX y OPEX, lo que se considera indispensable en el contexto actual de descarbonización del sector eléctrico.
Con todo, la evolución al modelo TOTEX debe tener en cuenta que las empresas distribuidoras han tomado la mayor parte de las decisiones correspondientes al primer semiperiodo regulatorio (2026-2028). Por ello, se propone un modelo transitorio que permita una adaptación gradual de las decisiones de inversión.
Además, la Circular proyectada introduce un esquema para que la inversión en redes se acompase al aumento de potencia y modifica la retribución de la operación y mantenimiento. No incluye, en cambio, el tratamiento del régimen económico de los pagos por derechos de acometidas, enganches, verificaciones y actuaciones sobre los equipos de control y medida, ni el de los pagos por estudios de acceso y conexión, aspectos todos ellos que serán tratados en otro proyecto normativo.
La actividad de distribución de electricidad -continúa la memoria- tiene carácter de monopolio natural. Por ello, la metodología retributiva debe establecer herramientas que introduzcan eficiencia, tanto en la construcción de infraestructuras, como en la operación y mantenimiento de las redes y en la conexión de la producción y la demanda.
La Circular 6/2019, de 5 de diciembre, adoptó una metodología continuista con el modelo anterior, establecido en el Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica. Sin embargo, introdujo modificaciones relevantes, como el reparto de mejoras de eficiencia entre las empresas distribuidoras y los consumidores, la unificación de las entregas de información en una única circular o la flexibilidad en la capacidad de gestión de las empresas distribuidoras.
Ante la necesidad de aprobar una nueva metodología retributiva para el periodo regulatorio 2026-2031, la memoria subraya la importancia de considerar el contexto de transición hacia una economía descarbonizada. Afirma que las redes eléctricas deben enfrentar los retos de la integración de las energías renovables, la electrificación de sectores como la movilidad o la participación de recursos flexibles. Para ello, es imprescindible promover una gestión eficiente, tanto de la capacidad existente como de las nuevas inversiones.
La transición energética requiere, además, continuar el proceso de transformación hacia redes inteligentes, digitales, supervisadas y operadas a tiempo real, controlables a distancia y ciberseguras. Todos estos aspectos fueron considerados en la Circular 6/2019, de 5 de diciembre, lo que ha permitido que las redes eléctricas españolas se sitúen a la vanguardia en muchas de estas características.
Todo ello obliga a considerar el cambio de rol de las redes de distribución en el régimen retributivo. Así se desprende de distintas iniciativas legislativas en el ámbito de la Unión Europea, tales como el paquete "Fit for 55" o el plan "REPower EU", que destacan la necesidad de implementar soluciones eficaces en las redes para impulsar sistemas descentralizados y flexibles.
También la Comisión Europea, en su "Plan de Acción de la UE para las redes", publicado en noviembre de 2023, destaca el papel fundamental de las redes eléctricas en el proceso de transición limpia. En concreto, afirma que las redes de distribución están obligadas a crecer y cambiar para conectar grandes cantidades de generación descentralizada de energías renovables, nueva demanda, demanda flexible y demanda para la movilidad.
En la misma línea, la Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, recoge en su artículo 32 diferentes medidas para incentivar el uso de la flexibilidad en las redes de distribución, tanto a la hora de incrementar o sustituir capacidad eléctrica, como en los planes de desarrollo de la red de distribución. De manera particular, la directiva contempla la necesidad de incluir "alternativas a la expansión de la red". Entre tales alternativas, y a modo de ejemplo, el artículo 42 establece la posibilidad de ofrecer conexiones sujetas a limitaciones operativas para garantizar la eficiencia económica de nuevas instalaciones generadoras o instalaciones de almacenamiento de energía, siempre que hayan sido aprobadas por la autoridad reguladora. Un avance en la regulación de estas figuras aparece en el futuro Código de Red de Respuesta de la Demanda, enviado por la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) a la Comisión Europea el 7 de marzo de 2025.
A pesar de este impulso normativo hacia sistemas más descentralizados y flexibles, el Consejo Europeo de Reguladores Energéticos (CEER) ha advertido en un documento reciente (publicado en mayo de 2025) que los operadores de red pueden no tener incentivos suficientes para utilizar la flexibilidad potencial debido a los sesgos a favor del CAPEX en los marcos regulatorios. Tales sesgos tenderían a favorecer soluciones intensivas en CAPEX sobre otras más innovadoras e intensivas en OPEX, lo que daría lugar a decisiones no eficientes.
La memoria destaca que, en varios regímenes europeos -al igual que en la metodología establecida por la Circular 6/2019, de 5 de diciembre-, el OPEX y el CAPEX se tratan de manera diferente:
- Al OPEX suele aplicarse una regulación basada en incentivos, de modo que la empresa pueda mejorar la eficiencia según un factor predefinido. De esta manera, si la empresa supera el objetivo de eficiencia, puede obtener márgenes mayores; sin embargo, siempre existe el riesgo de un rendimiento inferior, con márgenes menores o incluso negativos.
- Al CAPEX, en cambio, se suele aplicar una regulación de tasa de retorno, lo que significa que, una vez que el regulador aprueba la nueva inversión y esta se incluye en la Base Regulatoria de Activos (RAB, por sus siglas en inglés), la empresa tiene garantizada la recuperación de la inversión, incluyendo una rentabilidad adecuada del capital invertido.
A propósito de estas diferencias, CEER ha señalado que la neutralidad tecnológica es esencial para asegurar que los operadores de red elijan las soluciones más eficientes para el sistema, independientemente de si se basan en CAPEX o en OPEX. Por ello, propone diferentes soluciones regulatorias ("TOTEX, benchmarking, capitalización del OPEX, FOCS [Fixed OPEX/CAPEX Share] o regulación basada en resultados"). De entre las soluciones propuestas, destaca la eficacia de los modelos TOTEX para reducir el sesgo en favor del CAPEX e incentivar una combinación de recursos más eficiente para lograr soluciones innovadoras, menos intensivas en capital.
Por otro lado, el Reglamento (UE) 2024/1747 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de junio de 2024, por el que se modifican el Reglamento (UE) 2019/942 y (UE) 2019/943 en relación con la mejora de la configuración del mercado de la electricidad de la Unión, ha introducido en el Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad, un artículo 18.2 que exige que las metodologías retributivas tengan en cuenta "tanto los gastos de capital como los gastos operativos, a fin de proporcionar a [los gestores de red] incentivos adecuados tanto a corto como a largo plazo, incluida la inversión anticipatoria, para aumentar la eficiencia, en particular la eficiencia energética...".
Con base en lo anterior, el proyecto de Circular incorpora una serie de modificaciones en la metodología de retribución de la actividad de distribución, que se resumen de la siguiente manera:
- En primer lugar, la metodología evoluciona hacia un modelo TOTEX, en el que los costes de inversión y operación y mantenimiento se tratan de forma conjunta. La finalidad es incentivar a las empresas distribuidoras a tomar la decisión más eficiente en un contexto en que van a aumentar los gastos en OPEX en la gestión de las redes de distribución.
- En segundo lugar, el cambio se articula de manera gradual: durante el primer semiperiodo regulatorio, las instalaciones puestas en servicio en los años 2024 y 2025 se retribuirán según la metodología actual (es decir, conforme a costes auditados), con la única novedad de que se elimina el contraste con valores unitarios.
- En tercer lugar, se simplifican los parámetros utilizados para la retribución de los costes de gestión y operación.
- En cuarto lugar, se revisa el régimen de aplicación de los incentivos de reducción de pérdidas y de mejora de la calidad y se elimina su carácter neutro para el sistema.
- Por último, se introduce un esquema de sostenibilidad económica orientado a garantizar "que el desarrollo de las redes no compromete los objetivos de la descarbonización, sino que se convierte en un facilitador de los mismos, incentivando un desarrollo eficiente de la red".
(ii) Contenido y aspectos principales de la Circular. Después de exponer brevemente la estructura y contenido de la Circular proyectada, la memoria analiza en detalle los aspectos más destacados de la regulación propuesta, que son los siguientes: introducción de un esquema de sostenibilidad económica (1); aplicación del nuevo modelo TOTEX (2); y establecimiento de un modelo retributivo transitorio para el primer semiperiodo (3). Después, expone resumidamente otras modificaciones (4).
1. Introducción de un esquema de sostenibilidad económica. En primer lugar, la memoria explica que, en una metodología retributiva, los incentivos económicos pueden tener signo positivo o negativo y pueden incorporarse de manera explícita (como en el caso de los incentivos a la reducción de pérdidas o a la mejora de la calidad de suministro) o implícita, como sucede con el nuevo mecanismo de sostenibilidad, que está "embebido en la propia metodología de cálculo de la retribución".
Como se ha señalado, la metodología evoluciona hacia un modelo TOTEX, que pretende incentivar a las distribuidoras a orientar sus gastos de OPEX y CAPEX para maximizar el aprovechamiento de la red existente, mejorar los procesos de acceso y conexión y planificar adecuadamente las inversiones; todo ello con el fin de lograr la incorporación de nueva demanda y, en consecuencia, nueva potencia renovable, al menor coste para el sistema.
En último término -destaca la memoria-, se trata de asegurar que las inversiones se acompasen al crecimiento de la demanda, de modo que se preserve la sostenibilidad económica del sistema eléctrico y no se penalice la señal de precios para fomentar la electrificación de la economía. Al otorgar mayor flexibilidad a los distribuidores, se presenta una alternativa real a la expansión de la red, lo que se espera que reduzca los costes globales del sistema. Todo ello se considera indispensable en el escenario actual de transición energética, que requiere contar con precios asequibles para el consumidor que faciliten la electrificación, de modo que, por un lado, se alcancen los objetivos previstos en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) y, por otro, se asegure la competitividad de la industria.
La memoria explica que, antes de establecer este esquema de sostenibilidad, la CNMC llevó a cabo un análisis de alternativas entre varias opciones (relación entre CAPEX y potencia en periodos previos; porcentajes de permisos de acceso y conexión concedidos; otorgamiento de permisos flexibles), pero todas ellas fueron descartadas por considerar que penalizarían a las empresas, no responderían adecuadamente a la realidad de la actividad de distribución o resultarían insuficientes para el objetivo de sostenibilidad económica que se persigue.
Por ello, finalmente se ha optado por establecer un esquema que contempla conjuntamente gastos de CAPEX y OPEX y que incorpora los siguientes cambios, tanto en relación con las inversiones (a) como en relación con los gastos de operación y mantenimiento (b).
a) En cuanto a las inversiones, se ha optado por suprimir el ajuste por valores unitarios que estableció la Circular 6/2019, de 5 de diciembre, para introducir un término de sostenibilidad al final del primer semiperiodo y una senda de referencia sostenible para el segundo semiperiodo. A grandes rasgos, el esquema funciona de la siguiente manera:
- Primero, se determina el nivel de inversiones sostenibles (IS), que se define como las inversiones que la distribuidora podría mantener si no existieran incrementos de potencia. Inicialmente este nivel se fijaba con arreglo a datos históricos (suma de las amortizaciones hasta el último año del semiperiodo anterior) pero, después del primer trámite de audiencia, se ha optado por fijarlo en el 80 % del 0,13 % del PIB para el conjunto de la actividad durante todo el periodo regulatorio. Este importe total se reparte entre las distribuidoras de forma proporcional a su retribución en el ejercicio anterior o, en su defecto, a la última retribución aprobada. A partir de ahí, se establece una senda de referencia para los años 2026-2029, que la memoria compara con datos históricos. La conclusión es que la referencia del 80 % del 0,13 % del PIB se sitúa por encima del valor medio de los datos históricos, lo que "permite mantener el esfuerzo inversor sin penalizar a aquellas empresas cuyos activos han agotado su vida útil regulatoria".
- Las inversiones que se sitúen por encima del nivel de inversiones sostenibles se valorarán en relación con el incremento real de potencia registrado en la red. Con carácter general, si las inversiones se encuentran por encima de la senda de inversión prevista, se aplicará una penalización; si se sitúan por debajo, se aplicará una bonificación.
- A efectos de valorar las inversiones que se sitúen por encima del nivel de inversiones sostenibles, se establece un parámetro de sostenibilidad económica (K), que permite ajustar la senda de inversión en función de la potencia real registrada. Inicialmente, el proyecto de Circular contemplaba el cálculo de este parámetro en función de datos históricos (Kip). Sin embargo, a la vista de las alegaciones recibidas y los objetivos de política energética establecidos en el PNIEC y en 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 en septiembre de 2025), la CNMC ha establecido un valor ex ante a partir de las previsiones de inversión e incremento de potencia (Kpsector). Así, el parámetro K se ha establecido después de proyectar dos escenarios cuyos datos refleja la memoria. La cuantía propuesta es el resultado de la media entre ambos, lo que arroja un valor de 257 /KW. Este valor se ha contrastado con el informe presentado por una asociación de empresas distribuidoras en el segundo trámite de audiencia y se ha comprobado que la cifra es muy similar.
- Una vez obtenido el parámetro K para el conjunto del sector, se aplica una corrección para cada grupo de empresas, a fin de considerar las particularidades estructurales, geográficas y operativas de las distintas zonas de distribución. Con ello se obtiene el parámetro ?, que tiene en cuenta las economías de escala que caracterizan a las empresas con mayor número de clientes, de modo que el parámetro aumenta a medida que disminuye el tamaño de la distribuidora (en este punto, la memoria recoge un cuadro que refleja los valores del parámetro - para los distintos grupos de empresas).
- Finalmente, se obtiene el término de potencia, como referencia para valorar las inversiones. En cuanto a su cálculo, después de llevar a cabo un análisis de alternativas (potencia media facturada, potencia máxima de todos los periodos horarios, potencia asociada a los permisos de acceso a la red concedidos por las instalaciones de demanda, potencia adscrita a los derechos de extensión) y analizadas las observaciones de los agentes y de la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, se ha decidido tener en cuenta la potencia adscrita asociada a los derechos de extensión que cuente con contrato de acceso a la red. Esta información se obtendrá a partir de las declaraciones de las empresas.
b) En cuanto a los costes de operación y mantenimiento, el proyecto de Circular introduce dos novedades importantes.
En primer lugar, se prevé su consideración conjunta, lo que supone una modificación respecto al modelo retributivo actual, que reconoce estos costes mediante dos conceptos a los que otorga un tratamiento separado:
- Un componente gestionable (término COMGES), que engloba la retribución por operación de todas las instalaciones (ROM); la retribución por actividades de operación y mantenimiento no asociadas a activos eléctricos recogidos en unidades físicas (ROMNLAE) y retribución por inversión de otros activos necesarios para el ejercicio de la actividad que no sean despachos ni terrenos (IBO).
- El término ROTD, que corresponde a la retribución reconocida por otras tareas reguladas, tales como costes de lectura, contratación, facturación, atención telefónica, estructura o planificación.
La Circular proyectada elimina esta separación y considera de manera agrupada todos los costes relacionados con la operación y gestión de las redes, sin incluir la tasa de ocupación de la vía pública ni otros costes no controlables por el distribuidor, como el coste del bono social. Con ello pretende incentivar la eficiencia en la gestión, simplificar la metodología y evitar duplicidades en la retribución de un mismo concepto.
Para obtener los costes de referencia a lo largo de todo el periodo, el proyecto de Circular establece una fórmula de actualización que tiene en cuenta los siguientes parámetros:
- Un parámetro sectorial ??, relacionado con el incremento de inversiones, que se calcula a partir del promedio de costes de operación y mantenimiento incurridos en los tres últimos años con retribución aprobada (esto es, los años 2020 a 2022) y se fija en un 1,74 %.
- Un parámetro a24 relacionado con el incremento del número de clientes, que considera las particularidades de las pequeñas empresas.
- Un término de eficiencia FA, como factor de ajuste entre la retribución percibida por operación y mantenimiento y los costes declarados. A la vista de la evolución de los gastos de explotación, se ha optado por mantener su valor en el 0,97 (similar al de la Circular 6/2019, de 5 de diciembre) para el primer semiperiodo y elevarlo a 1 en el segundo semiperiodo, ya que entonces se incorporará el incentivo de reparto de márgenes (IRM).
En segundo lugar, se establece un factor de ajuste para la determinación del OPEX al comienzo del periodo regulatorio, en función de los márgenes obtenidos por las distribuidoras en las retribuciones 2020 a 2022. Para ello, se ha calculado la diferencia entre la retribución percibida y los costes declarados por los grupos de empresas. Obtenida esta información, a la vista de la evolución de los márgenes obtenidos en el periodo y de la senda estimada de evolución de OPEX, la memoria concluye que se espera "una tendencia progresiva de ganancias de eficiencia", razón por la cual se ha determinado un reparto del 50 % entre las empresas y el sistema. De esta manera, "la retribución de OPEX de la empresa al comienzo del periodo regulatorio en 2026 se construiría detrayendo de su retribución de 2025 el 50 % del margen medio estimado para su grupo de empresas con la correspondiente actualización en función de sus inversiones e incremento del número de clientes". Esta información se muestra en una tabla que refleja el promedio de margen obtenido por los distintos grupos de empresas considerando la retribución 2020-2022 y el ajuste tras el reparto de márgenes del 50 %.
Ante la diferencia de márgenes obtenidos por las empresas (algunas de ellas con valores negativos), se ha decidido aplicar tres valores de ajuste según el tamaño de las distribuidoras: para el grupo 1 (empresas de hasta 1.000 clientes), se establece un ajuste del 2 %; para los grupos 2 a 4 (empresas de entre 1.001 y 1.000.000 de clientes), un ajuste del 7 % y para los grupos 5 y 6 (empresas de más de 1.000.000 de clientes), un ajuste del 13 %.
Finalmente, y comoquiera que solo se han considerado los datos de los ejercicios 2020 a 2022, se han introducido dos ajustes adicionales para las empresas que tengan variaciones sustanciales en los márgenes realmente obtenidos en los ejercicios 2023 a 2025 (ajustes que no se aplican a las empresas de menos de 1.000 clientes).
- Si alguna empresa presenta márgenes inferiores al ajuste de su grupo, se aplicará el ajuste previsto para el grupo inmediatamente anterior.
- Si, en cambio, alguna empresa presenta márgenes superiores en más de diez puntos a los márgenes calculados para su grupo, se aplicará un ajuste adicional del 50 % de dicha diferencia.
2. Aplicación del modelo TOTEX. El modelo TOTEX, como se ha señalado, unifica la retribución correspondiente a los costes de CAPEX y OPEX para evitar sesgos a favor de determinadas tipologías de inversión.
La concreta metodología diseñada por la Circular proyectada se basa en un reparto de márgenes entre un TOTEX de referencia y el TOTEX real, obtenido sobre la base de costes reales incurridos.
El TOTEX de referencia pretende asegurar que los costes se correspondan con los de una empresa eficiente y bien gestionada. Se calcula como la suma entre una retribución de referencia de inversión y una retribución de referencia de operación y mantenimiento:
- La retribución de referencia de inversión calcula la inversión admisible para cada ejercicio, resultado de multiplicar el parámetro de eficiencia (K) por el incremento de potencia y sumar las inversiones sostenibles (IS). Además, la memoria precisa que el cálculo tiene en cuenta lo siguiente: (a) por un lado, se considera que las inversiones admisibles tienen una vida útil media de treinta años (dato obtenido a partir de la información disponible sobre los planes de inversión) y (b) por otro, para evitar una subinversión en las inversiones históricas de referencia, se establece un nivel mínimo de inversiones (fijado en el 80 % de las inversiones sostenibles) por debajo de las cuales las empresas no reciben incentivo alguno.
- La retribución de referencia de operación y mantenimiento calcula en cada ejercicio el incremento del inmovilizado bruto retributivo (RAB) considerando las inversiones admisibles y el incremento de clientes.
El TOTEX real se calcula a partir de la suma de los costes auditados de inversión y operación y mantenimiento para las instalaciones con puesta en servicio anterior al 1 de enero del año n-1.
Finalmente, la retribución de cada empresa se calcula de acuerdo con una fórmula que aplica un incentivo de reparto de márgenes (IRM) del 50 % entre el TOTEX de referencia y el TOTEX real.
Además, el proyecto de Circular añade otra limitación a la retribución final, de forma que se establece como margen sobre el valor de referencia el 3 % durante el periodo regulatorio. La finalidad de esta limitación es, de acuerdo con la memoria, reforzar "la señal del modelo a la sostenibilidad económica del sistema con el fin de garantizar que los peajes del consumidor se encuentran controlados".
3. Establecimiento de un modelo retributivo transitorio para el semiperiodo regulatorio 2026-2028. En la transición hacia el nuevo modelo TOTEX, el proyecto de Circular regula un régimen especial para el primer semiperiodo. A grandes rasgos, el modelo es continuista con la metodología de la Circular 6/2019, de 5 de diciembre, si bien establece dos ajustes:
- Las inversiones ejecutadas en los años 2024 y 2025 se retribuirán a coste auditado independientemente de su tipología, conforme a la tasa de retribución financiera prevista para todo el periodo.
- Se elimina el ajuste por valores unitarios al final del semiperiodo y se sustituye por el cálculo de la inversión de referencia y la retribución de referencia de operación y mantenimiento.
4. Otras modificaciones. Además de lo anterior, el proyecto de Circular establece otras modificaciones en la metodología retributiva de la actividad de distribución, que se resumen en las siguientes:
- En primer lugar, se establece una nueva clasificación de las inversiones que será aplicable a aquellas que se ejecuten a partir de 2026. Además, se da un tratamiento diferenciado a las llamadas "inversiones excepcionales en la red de distribución", definidas como aquellas cuya retribución corresponda al sistema y tengan una cuantía superior al 50 % del límite máximo individual de inversión fijado para una empresa distribuidora en un año.
- En segundo lugar, se mantiene el término de retribución por extensión de vida útil (REVU) previsto en la Circular 6/2019, de 5 de diciembre, para incentivar la extensión del funcionamiento de las instalaciones que han superado su vida útil regulatoria, siempre y cuando se acredite su disponibilidad efectiva.
- En tercer lugar, se introduce un nuevo término para la retribución de otros costes (OC) directamente relacionados con la actividad de distribución que no se encuentren retribuidos en los términos anteriores. Aquí se incluyen la financiación del bono social, los costes de afiliación en la entidad de los gestores de la red de distribución de la UE (DSO Entity) y la retribución en concepto de tasas de ocupación de la vía pública. Además, se prevé la posibilidad de reconocer otros costes mediante resolución de la CNMC, previo trámite de audiencia, en relación con funciones de las empresas distribuidoras que no sean gestionables (la memoria en este punto se refiere a la creación de mercados locales prevista en la normativa de la UE, donde se incluyen los servicios de no frecuencia, las restricciones del operador del sistema y los servicios de flexibilidad).
- En cuarto lugar, se mantiene el reconocimiento de inversiones en proyectos piloto que supongan un beneficio cuantificable para el conjunto del sistema y se incluye la mención expresa a la posibilidad de que dichos proyectos estén orientados a adaptar las redes al cambio climático.
- En quinto lugar, para incluir las inversiones anticipatorias en los términos previstos en el proyecto de Real Decreto por el que se regulan los planes de inversión de las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, se incluye una previsión según la cual las inversiones sostenibles (IS) se incrementarán si una norma aumenta el límite de inversión previsto en la actualidad, sujeto a la realización de determinadas categorías de inversión que no están vinculadas a incrementos de potencia en el corto plazo.
- En sexto lugar, se introducen determinadas novedades en el cálculo de incentivos para simplificar el modelo vigente, definir parámetros de referencia ex ante e incorporar una limitación sectorial orientada a garantizar la sostenibilidad del sistema.
- En séptimo lugar, en relación con la presentación, supervisión y control de los planes de inversión, se prevé que la CNMC pueda establecer, mediante resolución, la información y formato en que deban remitirse los planes, con el fin de asegurar el cumplimiento de los objetivos previstos en el artículo 32 de la Directiva (UE) 2019/944 y en los que se incorporen a la guía de recomendaciones que la Comisión Europea encarga a ACER y CEER.
- Por último, la penalización relativa a la prudencia financiera aumenta del 1 % d al 1,5 %, con el fin de incentivar a las empresas que aún no lo han hecho a situarse dentro de los rangos de valores recomendables de las ratios previstas en la Comunicación 1/2019, de 23 de octubre (en este punto, la memoria cita las empresas que todavía se sitúan por debajo del 0,9). Además, respecto a la supervisión, se mantiene el contraste con el grado de cumplimiento de los planes de inversión, aunque se incorporan ciertas modificaciones: se introduce una penalización adicional para las empresas que no hayan ejecutado el 80 % del volumen de inversión aprobado, se establece una banda neutra para incorporar cierta flexibilidad y se prevé que el ajuste retributivo se haga sobre la retribución final del último año de cada semiperiodo, al objeto de adaptar el mecanismo al nuevo modelo retributivo TOTEX.
(iii) Análisis jurídico y análisis de impactos. Tras exponer el contenido de la Circular proyectada y detallar los hitos de su tramitación, la memoria aborda el análisis jurídico de la norma. En concreto, justifica la competencia de la CNMC sobre la base del citado artículo 7.1, letra g), de la Ley 3/2013, de 4 de junio, y destaca que se ha consultado al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico a los efectos previstos en el artículo 1.5 del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero. Las observaciones del informe emitido por dicho departamento han sido contestadas en la memoria, razón por la cual "se considera que esta circular asegura mecanismos que garantizan la coherencia en la regulación".
En cuanto al impacto económico, se analiza de manera individualizada cada una de las medidas propuestas en la nueva Circular con la estimación de su coste:
a) La supresión del ajuste por valores unitarios se estima que tendrá un efecto limitado, dado que en el periodo 2019-2023 las inversiones a las que se ha aplicado este ajuste representan entre el 21 % y el 53 % del total.
b) Respecto al desarrollo de la red para incorporar nueva capacidad, la memoria analiza la evolución al alza de las solicitudes de acceso y conexión, con un desglose por sectores (entre otros, almacenamiento, centros de procesamiento de datos, industria o planeamientos urbanísticos). Señala que buena parte de estas solicitudes se rechaza por falta de capacidad disponible en las redes: así, en el año 2024, de 59 GW de solicitudes recibidas, 40 GW habrían sido rechazadas. De acuerdo con la información publicada, solo habría un 9 % de capacidad disponible sobre el total. A la vista de estos datos, la memoria concluye lo siguiente:
"Teniendo en cuenta este contexto y que, además, se desconoce el grado de madurez y compromiso de estas solicitudes, se considera que un desarrollo prematuro de las redes para atender a estas solicitudes pudiera afectar a la sostenibilidad de los peajes, al derivar en un incremento de estos que comprometería la electrificación de la economía. Por ello, se introduce en esa circular un esquema que bonifica a aquellas empresas que realizan un desarrollo de la red y un acceso y conexión a terceros que contribuye con una mayor aportación a los ingresos de peajes.
Por otra parte, debe destacarse que el importante volumen de accesos concedidos dará oportunidad a las distribuidoras de invertir eficientemente, de forma que se consigan los incrementos de potencia requeridos para hacer frente a los objetivos establecidos a nivel nacional".
c) En cuanto a la unificación de los conceptos retributivos de operación y mantenimiento (COMGES y ROTD), la memoria admite que, "si bien es difícil cuantificar el impacto", el modelo propuesto "mitigará el riesgo de una posible duplicidad de reconocimiento de costes", contribuirá a simplificar el proceso de supervisión y permitirá agilizar la aprobación de las retribuciones en el próximo periodo regulatorio.
d) En lo que respecta al nuevo mecanismo de sostenibilidad, la memoria se centra en justificar que el modelo cumple las exigencias del artículo 14.3 de la Ley del Sector Eléctrico, en cuanto asegura a las empresas distribuidoras una rentabilidad adecuada para una actividad de bajo riesgo.
Respecto a su impacto en la retribución por CAPEX, destaca que el incentivo no se aplica ni a la retribución de las inversiones con puesta en servicio anterior a 31 de diciembre de 2023 (puesto que se aplica la metodología prevista en la Circular 6/2019, de 5 de diciembre), ni a las instalaciones con puesta en servicio entre 2024 y 2025 (que serán retribuidas conforme a costes auditados, de acuerdo con la disposición adicional segunda del proyecto de Circular). En cuanto a las instalaciones con puesta en servicio en 2026, la retribución a la inversión no podrá ser inferior al 1,5 % del valor de la retribución calculada conforme a costes auditados.
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). Sin embargo, la memoria destaca que 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). El nivel de inversión sostenible, además, se incrementará en caso de que durante el periodo regulatorio se aprueben modificaciones normativas que incrementen el límite de inversión sujeto a la realización de determinadas categorías de inversiones que no estén vinculadas a incrementos de potencia.
De todo lo anterior resulta que, según los cálculos de la memoria, el incentivo solo se aplicaría a un 20 % de las inversiones que se realicen entre 2027 y 2029 si se mantuviera el límite de inversiones vigente. Si se aprobase en sus términos el proyecto de Real Decreto 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 factores: 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 al 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.
Por todo ello, la memoria considera que la metodología no modifica el nivel de riesgo de la actividad en su conjunto para el total del sector en el semiperiodo 2029-2031. Para ilustrar esta afirmación, simula dos escenarios de potencia (alta y continuista) con varias proyecciones de inversión, de donde se obtienen seis resultados posibles. La retribución reconocida con aplicación del modelo TOTEX en estos escenarios oscilaría entre un mínimo de 22.652 millones de euros y un máximo de 24.776 millones de euros. Teniendo en cuenta que "las empresas tendrán interés en velar por el desarrollo de su actividad en el largo plazo, incrementando su volumen de activos" y que "una visión empresarial de largo plazo para garantizar la sostenibilidad financiera de la empresa en el futuro requiere invertir", la conclusión es que "el mecanismo de sostenibilidad no produce una afectación sustancial a nivel de retribución y contiene los incentivos para el desarrollo de la demanda, al mismo tiempo que se asegura la sostenibilidad económica para el consumidor".
e) Finalmente, en cuanto a la modificación de los incentivos, se analizan por separado los efectos previstos en relación con el incentivo a la reducción de pérdidas y el incentivo de mejora de la calidad.
En ambos casos desaparece el carácter neutro para el sistema, lo que significa que se pasa de un sistema de suma cero (donde las bonificaciones se sufragan con las penalizaciones impuestas), a un modelo en que las cuantías de los incentivos son sufragadas por el sistema. No obstante, para mantener la estabilidad económico-financiera y garantizar la equidad en la aplicación de los incentivos, se establece un límite sectorial del 2 %, tanto para las bonificaciones como para las penalizaciones.
En lo que respecta al incentivo a la reducción de pérdidas, la memoria lleva a cabo diversas estimaciones con arreglo a parámetros cuya elección justifica detalladamente (límites superior e inferior del rango de referencia, bonificación y penalización máxima para el conjunto del sector y por empresa, umbrales de mejora y empeoramiento, valor máximo de ajuste y precio de la energía de pérdidas). Además, analiza la evolución del nivel de pérdidas en la red de distribución en los últimos años, tanto en España como en el conjunto de los países de la UE, y concluye que "las pérdidas a nivel europeo se han ido reduciendo", mientras que "en España han evolucionado en sentido contrario, de forma que, si en 2010 las pérdidas en España se situaban en la media europea, en 2022, están por encima de dicha media europea, que se sitúa en un 6,3 %". A partir de estas estimaciones, muestra con gráficos y tablas el impacto del incentivo en las distintas empresas del sector.
En cuanto al incentivo a la mejora de la calidad, la memoria destaca que "[l]os índices de calidad en España han evolucionado positivamente durante los últimos años", de donde deduce "que el incentivo vigente cumple el objetivo perseguido" y, por ello, el proyecto de Circular se limita a introducir modificaciones menores. Al igual que en el caso anterior, justifica el empleo de una serie de parámetros (bonificaciones y penalizaciones máximas por sector y por empresa, umbrales de los distintos indicadores y valor máximo del ajuste) y expone en gráficos y tablas las estimaciones resultantes para las distintas empresas.
De las estimaciones anteriores resulta que, frente al impacto neutro de los incentivos en la vigente Circular 6/2019, de 5 de diciembre, se estima que, en el nuevo periodo regulatorio, el impacto del incentivo a la reducción de pérdidas será de -30 millones de euros y el impacto del incentivo a la mejora de la calidad será de 22 millones de euros.
Por último, la memoria analiza el impacto del proyecto de Circular sobre la competencia y concluye que, aunque pueda no tener impacto sobre la actividad de distribución (dado que se trata de una actividad configurada legalmente como un monopolio natural), se espera que fomente el desarrollo de la competencia entre los agentes y servicios del mercado eléctrico.
TERCERO. - CONTENIDO DEL EXPEDIENTE
1) Informe de la Dirección de Energía de la CNMC
A la vista de lo dispuesto en el artículo 7.1 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, y del artículo 14 de la Ley del Sector Eléctrico, la Dirección de Energía de la CNMC emitió un informe el 25 de abril de 2024 sobre la procedencia de aprobar una nueva circular para regular los parámetros técnicos y económicos para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución en el periodo 2026-2031.
2) Trámite de consulta previa
El 17 de enero de 2024, la CNMC publicó en su página web el calendario de circulares de carácter normativo cuya tramitación tenía previsto iniciar en 2024.
El 19 de abril siguiente se publicó una actualización del calendario para añadir otras circulares, entre las que se encontraba el proyecto sometido a consulta. Con ocasión de ambas publicaciones, la CNMC realizó una consulta pública previa y dio a los agentes la oportunidad de aportar sus propuestas.
El 9 de mayo de 2024, se abrió un trámite específico de consulta en relación con la aprobación de una nueva metodología retributiva de la actividad de distribución de energía eléctrica por un plazo de dos meses (del 9 de mayo al 9 de julio de 2024), posteriormente ampliado hasta el 24 de julio siguiente. La consulta aludía a los retos del nuevo periodo regulatorio, que se consideraban "diferenciales respecto a los del periodo regulatorio anterior" y se indicaba que la metodología debía adaptarse "a los cambios derivados del proceso de descarbonización, asegurando el equilibrio entre el desarrollo de infraestructuras, un uso eficiente de las redes existentes y la incorporación de las nuevas funcionalidades que se espera de las mismas asociadas a la digitalización y a las nuevas figuras que emergen en el mercado eléctrico".
En esta fase inicial se recibieron los escritos de 38 agentes, entre los cuales figuraban 5 empresas distribuidoras y 4 asociaciones de empresas distribuidoras; 12 ayuntamientos y una asociación de entidades municipales; 2 asociaciones de comercializadoras y una empresa comercializadora; 7 asociaciones relacionadas con el sector energético; 3 empresas; una cooperativa y dos particulares.
La memoria indica que, a efectos de incrementar la transparencia y garantizar un adecuado análisis de las cuestiones relevantes, la CNMC mantuvo diversas reuniones con empresas y asociaciones de distribuidoras para examinar tanto el contenido de sus propuestas como posibles soluciones alternativas. También se mantuvieron reuniones, en una fase posterior, para explicar el contenido del proyecto de Circular.
3) Primer trámite de audiencia y participación pública
El 4 de julio de 2025 el proyecto de Circular y su memoria se remitieron al Consejo Consultivo de Electricidad. En esa misma fecha, se abrió un trámite de consulta pública a través del portal web de la CNMC.
En el ámbito del sector eléctrico, participaron 29 empresas distribuidoras y 4 asociaciones; una empresa de generación; 3 asociaciones de empresas de energías renovables; 2 asociaciones de comercializadoras; 4 asociaciones empresariales del sector eléctrico y varias asociaciones representativas de agentes diversos (agregación y flexibilidad, desarrollo e impulso de la movilidad eléctrica, centros de datos y autoconsumo).
Además, se recibieron alegaciones de empresas y asociaciones empresariales de distintos sectores industriales (tanto proveedores como consumidores); asociaciones empresariales estatales y autonómicas; asociaciones vinculadas con la transición energética y una empresa del sector gasista.
En el ámbito de la Administración, remitieron sus observaciones los siguientes organismos y entidades:
- La Oficina Española de Cambio Climático, dependiente del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.
- Las consejerías competentes del Gobierno de la Comunidad de Madrid, la Región de Murcia, la Generalitat de Catalunya (que remitió también las observaciones del Instituto Catalán de la Energía), el Gobierno de Aragón, la Generalitat Valenciana, la Junta de Comunidades de Castilla-La Mancha, la Junta de Castilla y León, la Junta de Andalucía, el Gobierno de La Rioja y la Xunta de Galicia.
Además, los consejeros de Aragón y Andalucía dirigieron sendas cartas a la presidenta de la CNMC en las que solicitaban formalmente la reunión del Consejo Consultivo de Electricidad. El 4 de octubre de 2025 el secretario del Consejo de la CNMC contestó que la reunión no era posible por razón de la urgencia en la aprobación de la norma, si bien todas las alegaciones estaban siendo analizadas en el trámite de audiencia e información pública.
- Once municipios catalanes (Ayuntamiento del Palau d"Anglesola, Altafulla, Casserres, Girona, Montornès del Vallès, Rubí, Santa Perpètua de Mogoda, Terrassa, Vilanova i la Geltrú, Sant Pere de Ribes y Prat de Llobregat).
Las alegaciones y observaciones recibidas versan sobre las siguientes cuestiones, que se examinan y contestan con detalle en la memoria:
a) Con carácter general, se alega que la propuesta no incentiva la inversión, incrementa el nivel de riesgo, desvirtúa la neutralidad del distribuidor y desnaturaliza su función. Además, se objeta la asimetría entre la metodología retributiva de las actividades de transporte y distribución de electricidad, se reclama una consideración del incremento de costes y se formulan alegaciones sobre el periodo transitorio.
b) Muchas alegaciones se refieren al nivel de inversiones sostenibles, el parámetro de sostenibilidad K, la aplicación del límite LR del 3 % o el empleo de un vector de potencia facturada.
c) También se formulan alegaciones en relación con diversos aspectos del CAPEX (soterramiento de líneas, inversiones singulares, terrenos, vida útil de las inversiones e inversiones anticipatorias, entre otros) y con el cumplimiento de los planes de inversión (se solicita una ampliación de la banda neutra y una rebaja de la penalización). Además, algunas comunidades autónomas han solicitado que los planes de inversión se evalúen anualmente, aunque los efectos económicos se calculen cada tres años.
d) En cuanto al OPEX, se considera excesiva la captura de eficiencias y se alega que ello puede comportar una precarización de servicio. Además, se solicita la ampliación del término otros costes (OC) para incluir la totalidad de tributos estatales, autonómicos y locales; impagos de comercializadores; cánones por ocupación de zonas portuarias, carreteras y vías pecuarias y costes de afiliación en la DSO Entity..
e) Las empresas de menos de 100.000 clientes solicitan revisar la vida residual de la base de activos -o bien modificar el término REVU- y reclaman una ampliación de la excepción prevista en la disposición transitoria cuarta, a fin de que puedan solicitar que no se les aplique el modelo TOTEX.
f) En fin, otras alegaciones se refieren al cálculo de los incentivos a la reducción de pérdidas y mejora de la calidad del suministro; al tratamiento de pérdidas no gestionables; a la incorporación de otros incentivos no previstos en la Circular; a la retribución de la obra en curso; a las operaciones entre empresas del mismo grupo; a la necesaria adaptación al cambio climático o a la consideración de las singularidades de los territorios no peninsulares.
4) Consulta al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico
El 18 de abril de 2024, el secretario del Consejo de la CNMC notificó a la Secretaría de Estado de Energía el calendario revisado de circulares de carácter normativo con incidencia en aspectos de política energética que tenía previsto aprobar.
Posteriormente, el 4 de julio de 2025, el secretario del Consejo envió el proyecto de Circular y su memoria justificativa a la Secretaría de Estado de Energía.
Con fecha 10 de octubre de 2025, la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico envió un informe sobre el proyecto de Circular.
Con carácter general, el informe "valora positivamente" la norma proyectada; en particular, su "compromiso con la sostenibilidad del sistema, la incorporación de penalizaciones retributivas por incumplimiento de los volúmenes de inversión recogidos en los planes de inversión o la eliminación de la suma cero para los incentivos". Sin embargo, la Dirección General de Política Energética y Minas formula varias observaciones, que agrupa en tres categorías: (i) observaciones relacionadas con política energética; (ii) observaciones generales y (iii) observaciones particulares.
(i) En cuanto a las observaciones de política energética, el informe comienza por reconocer que el ministerio no ha adoptado orientaciones en relación con la Circular proyectada, a pesar de lo cual destaca "algunos aspectos cuya observación sería deseable con el fin de alinear la Propuesta con los siguientes objetivos de política energética". Tales aspectos y objetivos son los siguientes:
"a) Con el fin de incentivar el cumplimiento de los planes de inversión por parte de las empresas distribuidoras y contribuir así a los objetivos de electrificación de la economía, integración de renovables e incorporación a la red de nueva demanda que contribuya a la consecución de los objetivos de descarbonización de la economía, sería aconsejable que la nueva circular incluyese mecanismos retributivos que vinculen la retribución que reciban las empresas con el cumplimiento de los planes de inversión aprobados por la Secretaría de Estado de Energía.
b) Con el fin de contribuir a la viabilidad y la reducción del impacto de las instalaciones necesarias para cubrir las necesidades identificadas por las empresas distribuidoras en sus planes de inversión, reduciendo al mismo tiempo el coste de estas para el sistema eléctrico y el tiempo necesario para su puesta en servicio, sería aconsejable que la nueva circular incluyese previsiones retributivas que incentiven la incorporación voluntaria de instalaciones existentes a la red de distribución.
c) Con el fin de mejorar la eficiencia en el desarrollo y el uso de las redes de distribución y el uso de las redes de distribución y reducir el coste para el sistema eléctrico, sería aconsejable que la circular incluyese previsiones retributivas que incentiven a las empresas distribuidoras a adoptar medidas orientadas a la gestión flexible de sus redes.
d) Sería aconsejable que los incentivos de calidad y pérdidas se diseñasen de tal forma que sólo supongan un ingreso adicional para las empresas distribuidoras cuando realmente se produzca una mejora en los índices asociados a estos incentivos motivada por la actuación de estas empresas.
e) Sería aconsejable que la metodología retributiva incentivase el aseguramiento y mejora de la calidad del servicio prestado por las empresas, valorando la atención que se presta desde las distribuidoras tanto a las comercializadoras, incluyendo los envíos de medida en plazo, como a los consumidores finales, con especial atención al tratamiento de las solicitudes de autoconsumo y a las peticiones de instalación de puntos de recarga para el vehículo eléctrico".
Una vez expuestas las orientaciones, el informe concluye que el proyecto cumple el objetivo a) pero no los demás, en cuanto no incentiva directamente la incorporación de instalaciones existentes [objetivo b)]; introduce factores de eficiencia y límites en el modelo TOTEX que pueden desincentivar la adopción de medidas más eficientes [objetivo c)]; calcula los incentivos como un contraste entre el desempeño individual y la media del sector, sin considerar las mejoras reales para el sistema [objetivo d)]; y no incorpora ningún incentivo retributivo ligado a la mejora de la calidad del servicio [objetivo e)].
En respuesta a estas observaciones, la CNMC señala que, aunque no existen orientaciones de política energética para esta Circular, ha aceptado varias de las sugerencias formuladas por la Dirección General de Política Energética y Minas. Así, ha incrementado el nivel de inversiones sostenibles (IS) en el 50 % del valor de inversión de instalaciones existentes de generación o consumo; ha revisado los incentivos de calidad y pérdidas para incrementar el peso del desempeño de la empresa; y ha reconocido a las distribuidoras la posibilidad de retener el 10 % de las ayudas públicas que reciban, independientemente de su procedencia, hasta un límite máximo de 10 millones de euros.
En cambio, la CNMC considera que el modelo ya incentiva el aprovechamiento de la red existente y su gestión flexible, por lo que estimula tanto los accesos flexibles como la creación de mercados locales de flexibilidad. Además, la Circular prevé que la CNMC pueda reconocer el coste de estos mercados a través del término otros costes.
(ii) En el apartado de observaciones generales, la Dirección General de Política Energética y Minas suscita varias cuestiones de orden competencial y formula una consideración general a propósito de la nueva metodología.
Desde la perspectiva competencial, el informe formula tres objeciones a la Circular proyectada:
- En primer lugar, considera que "parece invadir competencias del Gobierno al establecer (art. 19) que será la CNMC la que determine mediante resolución el contenido y formato de los planes de inversión". Sobre este punto, recuerda que el Real Decreto 1048/2013 regula, entre otras cuestiones, los planes de inversión de las empresas y dispone que su contenido y formato serán aprobados por la Secretaría de Estado de Energía, previa propuesta de la CNMC. Reconoce que esta información es relevante para la CNMC, tanto a efectos retributivos como para la adecuada trazabilidad de los proyectos, pero considera que "nada impide que con ese mismo fin y de acuerdo con lo que ya prevé el Real Decreto 1048/2013 (y que también se recoge en la nueva propuesta de real decreto que regula la inversión en redes), la CNMC pueda proponer a la SEE el alcance que considere necesario".
- En segundo lugar, destaca que los costes unitarios que eventualmente apruebe la CNMC servirán para valorar el volumen de inversión con derecho a retribución con cargo al sistema, "extremo que no resultaría compatible con la propuesta de real decreto que está en tramitación", puesto que no solo intervendría en cuestiones relacionadas con los planes de inversión, sino que "invadiría las competencias del Gobierno relativas al establecimiento de los límites de inversión retribuibles con cargo al sistema, al ser determinante para la eficacia de dichos planes la manera de valorarlos".
- En tercer lugar, entiende que el artículo 15, al establecer que las inversiones en proyectos piloto serán excluidas a efectos del cómputo de límites, "podría estar afectando de nuevo la competencia del Gobierno en la fijación de límites a la inversión ya que lo anterior supone, de facto, que la retribución con cargo al sistema que apruebe la CNMC podría llegar a superar el límite máximo que apruebe el Gobierno".
Respecto a los planes de inversión, la CNMC defiende que su competencia "resulta clara, según establece el artículo 32 de la Directiva (UE) 2019/944" y afirma que "la presentación de una mera propuesta por la CNMC al Ministerio no se juzga suficiente en la medida que la misma carece de carácter vinculante y puede ser desatendida". Acepta, en cambio, suprimir la referencia a costes unitarios y a los proyectos piloto (cuya retribución está sujeta a resolución específica de la CNMC).
En cuanto a la metodología retributiva, el informe considera que "introduce cambios significativos respecto a la actualmente en vigor". En términos generales, "se percibe como un modelo que incrementa el riesgo de la actividad de distribución; en particular porque la recuperación de las inversiones pasa, en parte, a depender de la potencia que decidan contratar los consumidores". Aunque admite que algunas empresas del sector "han venido manifestando que ciertas inversiones no se acometen por no disponer de margen de inversión suficiente (...), por lo que no parece haber un riesgo muy elevado", entiende que "debería analizarse en detalle qué parámetros o incentivos asociados a la "demanda" han de introducirse en la retribución que estén ligados a la decisión de inversión del distribuidor y no a decisiones que pudieran no depender de este". Como ejemplos cita las llamadas "inversiones anticipatorias" o aquellas otras "en las que la demanda podría no ser el driver que induce la construcción de estas", como sucede con "algunas inversiones de digitalización, las necesarias para cumplir obligaciones legales o la reposición de activos cedidos por terceros, que se incorporan con valor nulo a la base regulatoria de activos".
Adicionalmente, afirma que la metodología emplea un número considerable de parámetros cuyo valor no puede anticiparse. La incertidumbre que ello genera se añade a la circunstancia de que las empresas han tomado buena parte de las decisiones de inversión que serán retribuidas en el nuevo periodo regulatorio y a que todavía están pendientes de aprobación las retribuciones definitivas de años anteriores.
Como resultado de lo anterior, considera la Dirección General de Política Energética y Minas que la nueva metodología puede afectar a la consideración de la actividad de bajo riesgo con la que el artículo 14 de la Ley del Sector Eléctrico califica a la distribución, lo que, a su vez, puede provocar que la inversión se retraiga precisamente en el momento en que la economía debe electrificarse. En relación con ello, el informe formula diversas observaciones:
- En primer lugar, para mitigar el incremento del riesgo retributivo, sugiere bien introducir algún incentivo de eficiencia al margen del modelo TOTEX, bien ampliar el nivel de inversiones sostenibles para incluir las anticipatorias o las necesarias para la reposición de activos cedidos por terceros. Sobre este punto, la memoria afirma (i) que el nivel de inversiones sostenibles tendrá en cuenta aquellas que no estén vinculadas a la demanda de acuerdo con lo que prevea el futuro real decreto de inversiones; y (ii) que el objetivo de la metodología "no es garantizar la reposición de todos los activos, sino fijar un nivel de inversiones que asegure la sostenibilidad económica del sistema".
- En segundo lugar, la Dirección General de Política Energética y Minas formula diversas observaciones técnicas relacionadas con la necesidad de revisar determinados parámetros (nivel de inversiones, potencia contratada, parámetro K, incentivo de reparto de márgenes) y establecer valores ex ante que sean conocidos por el sector. De acuerdo con la memoria, estas observaciones han sido aceptadas en su mayoría.
- En tercer lugar, el informe considera que la nueva metodología debería establecer mecanismos que impidan someter a riesgo retributivo a los distribuidores aguas arriba que realizan inversiones para suministrar a otros distribuidores aguas abajo. Esta observación no ha sido aceptada ya que, de acuerdo con la memoria, tales actuaciones deben responder a criterios de eficiencia técnica y económica y estar justificadas en el contexto de la planificación conjunta de la red de distribución. No obstante, se afirma que "la CNMC realizará un seguimiento del tratamiento de las solicitudes de acceso de los distribuidores aguas abajo a los distribuidores aguas arriba".
- En cuarto lugar, en cuanto a la aplicación del límite de 3 % a la retribución por TOTEX, la Dirección General de Política Energética y Minas entiende que el proyecto de Circular invade las competencias del Gobierno ex artículo 40.1.h) de la Ley del Sector Eléctrico, en la medida en que introduce un límite adicional a la inversión. Propone, por ello, suprimir este factor de limitación, "teniendo en cuenta además que el modelo ya recoge varios factores de eficiencia y sostenibilidad económicas en la construcción del término TOTEX". Sobre esta cuestión, la CNMC afirma que se han modelado distintos escenarios y en ninguno de ellos se superaría el límite del 3 %, ni siquiera con el límite máximo de inversión establecido en el proyecto de real decreto en tramitación. Además, destaca que este límite se refiere al TOTEX total y, por tanto, se calcula considerando no solo la retribución de las nuevas inversiones sino toda la base de activos, lo que supone que "no opera de forma similar al límite de inversión del Gobierno, ni impone un límite adicional a éste".
- En quinto lugar, el informe destaca que el proyecto "aplica de manera concatenada distintos factores de eficiencia" y considera necesario que se "asegure que el efecto y los valores que toman esos factores den como resultado un reparto equilibrado de eficiencias que sirva para incentivar los necesarios niveles de inversión y de mantenimiento de las redes, así como que las distribuidoras se vean motivadas a ser cada vez más eficientes". Sobre esta cuestión, la memoria indica que el factor de eficiencia FA ya existía en la Circular 6/2019, de 5 de diciembre, y que desaparecerá en el segundo semiperiodo. Además, mantiene que la captura inicial de eficiencias en OPEX es necesaria para beneficiar a los consumidores y se ha articulado a través de un ajuste diferente en función del grupo de empresas.
- En fin, la Dirección General de Política Energética y Minas formula otras observaciones que se refieren a la necesidad de incentivar soluciones de flexibilidad y no penalizar el desarrollo rural (para lo cual los factores de eficiencia deben tener en cuenta el tamaño de las distribuidoras). Sobre estas observaciones, la memoria afirma que: (i) el modelo TOTEX permite a la empresa optar por la solución más eficiente, "de forma que la señal o incentivo queda implícita e incorporada en la metodología propuesta"; (ii) se ha establecido un valor del parámetro K que tiene en cuenta las particularidades de las empresas en función de su tamaño.
(iii) Por último, el informe formula varias observaciones particulares en relación con las tipologías de inversión y con determinados conceptos y parámetros de la retribución por operación y mantenimiento, que han sido acogidas en su mayoría.
En relación con el incentivo a la mejora de la calidad, el informe de la Dirección General de Política Energética y Minas afirma que los datos que se empleen para su cálculo deberían ser los mismos que se presenten al ministerio en cumplimiento del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. Además, considera que las referencias sectoriales que contempla el proyecto de Circular equivalen a establecer un requisito de calidad, competencia que corresponde al Gobierno en virtud del artículo 3.11 de la Ley del Sector Eléctrico. Sobre este punto, señala que:
"Debe distinguirse entre los requisitos mínimos de calidad exigibles por el marco legal (...) y el diseño del incentivo retributivo, que tiene como finalidad promover mejoras adicionales en la calidad del suministro. Por ello, el modelo puede establecer penalizaciones o recompensas en función de la posición relativa de cada empresa respecto a referencias sectoriales, sin que ello implique contradicción con el cumplimiento de los mínimos legales. Esta lógica ya se aplicaba en el Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre y en la Circular 6/2019, de 5 de diciembre, donde empresas que incumplían los indicadores del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, podrían ser penalizadas conforme al modelo de cálculo del incentivo, al no alcanzar los niveles de calidad definidos por el regulador".
En fin, la memoria afirma que la "determinación de los incentivos a la mejora de la calidad correspondientes a los ejercicios 2020 a 2022 no ha sido posible debido al proceso de revisión de la base de datos de calidad, competencia de la Dirección General de Política Energética y Minas" y añade que la ausencia de "información validada y definitiva ha hecho que la fijación de los anteriores incentivos se haya visto pospuesta a una resolución específica una vez consolidados los datos".
5) Segundo trámite de audiencia
A la vista de las modificaciones introducidas para atender algunas alegaciones del sector, así como las observaciones de la Dirección General de Política Energética y Minas, el 13 de octubre de 2025 el proyecto de Circular y su memoria se enviaron al Consejo Consultivo de Electricidad para evacuar un segundo trámite de audiencia. En esa misma fecha, las nuevas versiones de ambos textos se publicaron en el portal web de la CNMC y se abrió un nuevo para presentar alegaciones hasta el 22 de octubre de 2025.
En este segundo trámite de audiencia se recibieron 62 escritos, entre ellos los de las consejerías del Gobierno de Aragón, la Junta de Comunidades de Castilla-La Mancha, la Junta de Castilla y León y la Xunta de Galicia, así como del Ente Vasco de la Energía. También las alegaciones del Consejo de Consumidores y Usuarios, 20 empresas, 28 asociaciones y 5 entidades.
Muchas alegaciones reproducían otras formuladas con anterioridad. Como novedad, sin embargo, destacan las siguientes cuestiones:
a) Varios escritos mantienen que el proyecto de Circular sigue sin incentivar la inversión y resulta contradictorio con el proyecto de Real Decreto sometido a audiencia pública por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. Consideran que limitar el nivel de inversiones sostenibles al 80 % del 0,13 % del PIB supone una restricción no prevista en la Ley del Sector Eléctrico y carece de justificación técnica.
b) El parámetro K se considera insuficiente y se cuestiona el parámetro ?, tanto por sus implicaciones a nivel territorial (en unos casos se considera que introduce una discriminación injustificada y, en otros, que la diferencia resulta insuficiente), como por una alegada ausencia de base técnica, que lo convertiría en un parámetro arbitrario y discriminatorio.
c) Otros escritos abundan en aspectos tratados previamente, tales como el vector de potencia, el cumplimiento de los planes de inversión, la captura de eficiencias en OPEX, el término OC, los incentivos a la reducción de pérdidas y mejora de la calidad o el tratamiento de pérdidas no gestionables.
6) Nueva remisión al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico
El 13 de octubre de 2025, el secretario del Consejo de la CNMC remitió las nuevas versiones del proyecto de Circular y su memoria a la Secretaría de Estado de Energía. No consta que el ministerio haya emitido nuevo informe.
7) Informe de la Asesoría Jurídica de la CNMC
El 27 de octubre de 2025 emitió informe la Asesoría Jurídica de la CNMC. Después de examinar la habilitación competencial a la CNMC para aprobar el proyecto de Circular y analizar el marco normativo aplicable, se centra en un examen de la tramitación seguida y responde a las principales alegaciones recibidas:
- En cuanto a la nueva metodología, considera que el paso al modelo TOTEX responde a las recomendaciones de varias instituciones europeas y no puede ser considerado un obstáculo para la inversión en redes. Entiende que las críticas de los agentes no se dirigen al nuevo modelo, sino a la fijación de concretos valores retributivos y subraya que el proyecto de Circular no puede analizarse de forma aislada sino en estrecha conexión con el proyecto que modifica la tasa de retribución financiera para el periodo 2026-2031, de modo que pueda valorarse la suficiencia de la retribución. Además, la asimetría con la metodología que regula la retribución del transporte se justifica por dos motivos: por el carácter vinculante de la planificación (en el caso del transporte) y porque las recomendaciones del CEER se refieren específicamente a la retribución.
- Considera que el régimen transitorio es suficiente para permitir una adaptación del nuevo modelo y afirma que la memoria justifica adecuadamente por qué las empresas de más de 10.000 clientes no presentan limitaciones estructurales que dificulten la implantación del modelo TOTEX.
- Respecto a los concretos parámetros retributivos, defiende, en líneas generales, que responden al principio de eficiencia. Destaca que las modificaciones introducidas en el proyecto de Circular después del primer trámite de audiencia son proporcionadas, ofrecen mayor estabilidad y moderan el impacto en la retribución de los agentes.
En respuesta a las observaciones formuladas en el informe de la Dirección General de Política Energética y Minas, la Asesoría Jurídica analiza las siguientes cuestiones:
En primer lugar, recuerda que no se han aprobado orientaciones de política energética para la Circular proyectada. Aunque admite que podría darse la situación de que las orientaciones no se establecieran de forma específica, señala que tendrían que resultar de actos o disposiciones del Gobierno, que es a quien corresponde dirigir la política energética. "No obstante -continúa la Asesoría Jurídica-, por falta de habilitación, es claro que un informe que emita, en concreto, la Dirección General de Política Energética y Minas no podría establecer, por sí, unos objetivos de política energética". Considera que dicho informe no explicita en ningún momento la correspondencia entre los objetivos de política energética que señala y ningún acto o disposición del Gobierno y afirma que esa correspondencia tampoco se puede deducir de su lectura, "por motivo del carácter un tanto anecdótico que tienen algunos de esos cinco objetivos que el informe identifica". Por lo demás, afirma que la Dirección General de Política Energética y Minas considera cumplidos algunos de los objetivos que señala [el a) y, con algunos matices, el c)]; en cuanto a los demás, la Asesoría Jurídica entiende que algunos han sido parcialmente aceptados y otros son demasiado detallistas como para responder a verdaderos objetivos de política energética.
En segundo lugar, sobre las cuestiones competenciales, destaca que el conflicto a propósito de los planes de inversión se planteó con ocasión de la aprobación de la Circular 6/2019, de 5 de diciembre. Después del acuerdo alcanzado en la Comisión de Cooperación prevista en el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, la Circular citada reconoció a la CNMC la competencia para supervisar los planes y determinó la manera de llevar a cabo esta supervisión (obligaciones de las empresas, modo de presentación de la información, evaluación y minoración de la retribución en caso de superar el nivel máximo aprobado por el Gobierno).
El proyecto de Circular sometido al primer trámite de audiencia reproducía estos mismos aspectos y solo incorporó la competencia de la CNMC para determinar el formato para la presentación de los planes y el establecimiento de costes unitarios para valorar el volumen de inversión ejecutado. Tras el informe de la Dirección General de Política Energética y Minas, se ha suprimido la referencia a costes unitarios, pero se ha mantenido la competencia para determinar el formato de los planes de inversión con fundamento en el artículo 32.3 de la Directiva (UE) 2019/944. A este respecto, la Asesoría Jurídica cita las conclusiones de un informe publicado por la Comisión Europea en agosto de 2025 en relación con la planificación del desarrollo de redes, estructuras tarifarias y solicitudes de conexión a redes de distribución.
A la luz de lo anterior, concluye que el proyecto debe adaptarse a las previsiones de la normativa europea y, puesto que considera "un hecho indubitado" que los planes se tienen que presentar ante la autoridad reguladora nacional para que supervise su cumplimiento, deduce que la CNMC es competente para unificar "la información que debe ser recabada ex ante y ex post".
En cuanto a los restantes comentarios "de fondo" suscitados por la Dirección General de Política Energética y Minas, el informe de la Asesoría Jurídica comienza por analizar la jurisprudencia del Tribunal Supremo en relación con la exigencia de "retribución adecuada a una actividad de bajo riesgo" que figura en el artículo 14.3 de la Ley del Sector Eléctrico y concluye que "implica, en definitiva, que la retribución debe moderarse, pues no sería admisible que una actividad de riesgo reducido recibiera una retribución elevada". A continuación, examina la jurisprudencia sobre el principio de suficiencia retributiva, de la que se desprende que el legislador no prevé la compensación de todos los costes incurridos, sino que requiere ponderar otros principios como los de eficiencia en la gestión y coste mínimo para el sistema.
Entiende, en consecuencia, que "la introducción de elementos en la metodología retributiva que sometan a una cierta incertidumbre la percepción de la retribución puede tener justificación, en la medida en que responda, precisamente, a las exigencias de eficiencia y buena gestión (previstas para los distribuidores) y a los principios de sostenibilidad del sistema". Sobre este punto, destaca que la Ley de cambio climático y transición energética introdujo un nuevo apartado 8 bis en el artículo 14 de la Ley del Sector Eléctrico para exigir que las metodologías retributivas incluyan incentivos que podrán tener signo positivo o negativo para la mejora de las instalaciones, para garantizar un nivel de endeudamiento adecuado y para otros objetivos que se establezcan.
8) 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 acordó, 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 anunció la emisión de votos particulares sobre el proyecto de Circular que, de ser finalmente formulados, se incorporarían al expediente.
9) 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 los votos particulares de dos miembros del Consejo de la CNMC, emitidos con fecha de 3 de noviembre de 2025.
El primero, formulado por el consejero don Josep María Salas, considera que el proyecto no garantiza adecuadamente el acceso a las redes. Afirma que la metodología propuesta genera una captura injustificada de eficiencias en OPEX que deriva en un sesgo CAPEX y, al mismo tiempo, desincentiva el uso de la infraestructura de redes actual. Propone, por ello, (i) eliminar el 50 % de la captura inicial de la eficiencia de operación del periodo anterior; (ii) introducir un incentivo directo vinculado al acceso flexible; (iii) modificar el parámetro K; (iv) elevar el umbral de exención a las empresas distribuidoras de menos de 100.000 clientes y (v) permitir que las inversiones en frontera distribución-distribución incorporen ambas el incremento de potencia que se produzca.
El segundo voto particular, firmado por la consejera doña María Jesús Martín Martínez, sostiene que, aunque el modelo incentiva el desarrollo sostenible de las redes, el ajuste en las ganancias de OPEX no es coherente (porque no incentiva la búsqueda de eficiencias ni las soluciones de flexibilidad) ni proporcionado (porque captura de manera continuada, durante todo el periodo, una parte relevante de las ganancias conseguidas por el distribuidor). A juicio de la consejera, es esencial dar un incentivo al distribuidor para que genere eficiencias que, en última instancia, revertirán en el consumidor.
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, solicitaron audiencia la Consejería de Empresa, Autónomos y Energía de la Comunidad Autónoma de Illes Balears y las siguientes empresas y entidades: Enagás Transporte, S. A. U.; Red Eléctrica de España, S. A. U.; la Asociación de Fabricantes de Bienes de Equipo Eléctrico (AFBEL); Iberdrola España, S. A. U.; la Asociación de Empresas Eléctricas (ASEME); EDP España, S. A. U.; la Asociación Clúster de Energía del País Vasco; la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (CIDE); Endesa, S. A. y E-Distribución Redes Digitales, S. L.; la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (AELEC); Naturgy Energy Group, S. A.; y la asociación ENTRA Agregación y Flexibilidad.
Concedidas las audiencias solicitadas, se han recibido los escritos de la Consejería de Empresa, Autónomos y Energía de la Comunidad Autónoma de Illes Balears, AFBEL, CIDE, AELEC, Iberdrola, ASEME, Naturgy, EDP, Endesa, EDP y ENTRA.
La mayoría de escritos insisten en cuestiones planteadas previamente en el expediente, si bien muchos de ellos se apoyan ahora en las consideraciones formuladas en el informe de la Dirección General de Política Energética y Minas y en los dos votos particulares formulados por los consejeros del Pleno de la CNMC.
- Con carácter general, se insiste en que el mecanismo de sostenibilidad aplicado a las inversiones implica, de facto, una invasión de las competencias del Gobierno (por establecer un límite de inversión adicional), incrementa el riesgo de la actividad e incumple el principio de suficiencia retributiva.
- En cuanto al reparto de eficiencias en los costes de operación y mantenimiento, se considera desproporcionado, arbitrario, confiscatorio e incoherente con los objetivos que persigue el nuevo modelo. En varios escritos se insiste, además, en que el proyecto no recoge todos los centros de costes directamente vinculados a la actividad de distribución, algunos de los cuales están incluidos en la circular vigente.
- Dos asociaciones reclaman que la posibilidad de exceptuar la aplicación del modelo TOTEX se extienda a las empresas de menos de 100.000 clientes y se amplíe el plazo para optar por un modelo u otro.
- Varios escritos insisten en el problema de la retribución de las inversiones ejecutadas por los distribuidores aguas arriba para suministrar a los distribuidores aguas abajo.
- En fin, muchas de las alegaciones se centran en la aplicación de los incentivos a la reducción de pérdidas y mejora de la calidad y a la regulación de las pérdidas no gestionables.
En atención a estos antecedentes, se formulan las siguientes consideraciones:
I. OBJETO Y CARÁCTER DE LA CONSULTA
Se somete a consulta el proyecto de Circular de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia por la que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica.
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 3/1980, de 22 de abril, que dispone que la Comisión Permanente 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 3/2013, de 4 de junio, y el artículo 14 de la Ley del Sector Eléctrico.
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 de Estado en otras muchas ocasiones (entre otros, en los dictámenes 823/2019, de 7 de noviembre, 824/2019, 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, 19 de noviembre, 233/2021, de 27 de mayo, 549/2021, 20 de julio, o 1.993/2024, 16 de noviembre), 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. 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, la potestad normativa de la CNMC debe respetar el resto de normas del ordenamiento jurídico, además de las orientaciones de política energética que aprueba el Gobierno. En el plano procedimental, se exige que en el expediente se evacue trámite de audiencia pública y que el proyecto normativo se acompañe de un documento en el que se justifiquen adecuadamente las soluciones técnicas adoptadas.
III. TRAMITACIÓN DEL EXPEDIENTE
El expediente normativo se ha tramitado correctamente. Tras evacuar una consulta pública específica -adicional a la que se abrió con la publicación del calendario de circulares de carácter normativo-, la CNMC elaboró un primer texto del proyecto de Circular y una memoria justificativa que fueron sometidos a audiencia e información pública (de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 30 de la Ley 3/2013, de 4 de junio).
El trámite de audiencia se sustanció a través del Consejo Consultivo de Electricidad (conforme a lo previsto la disposición transitoria décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio). Aunque consta en el expediente que dos comunidades autónomas solicitaron la convocatoria de una reunión presencial este órgano consultivo, entiende este Consejo que 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.
En cuanto al objeto de la Circular sometida a consulta, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico no ha aprobado orientaciones de política energética que resulten de aplicación. Tampoco consta que haya solicitado intervenir en el expediente, como permite el artículo 1.5 del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero. A pesar de ello, la CNMC ha remitido en dos ocasiones el proyecto de Circular y su memoria a la Secretaría de Estado de Energía, que ha emitido informe a través de la Dirección General de Política Energética y Minas, con fecha de 10 de octubre de 2025.
La Dirección General de Política Energética y Minas ha suscitado distintas cuestiones competenciales y sustantivas sobre las que se volverá posteriormente. Además, su informe formula cinco "observaciones relacionadas con la política energética" y afirma que el proyecto de Circular cumple únicamente la primera, referida al incentivo al cumplimiento de los planes de inversión (antecedente tercero, punto 4).
Tanto la memoria como el informe de la Asesoría Jurídica de la CNMC han puesto de manifiesto lo anómalo de este modo de proceder. De acuerdo con el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, las orientaciones de política energética deben ser aprobadas por orden de la persona titular del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos. Aunque es indudable que, en ausencia de tales orientaciones, la política energética del Gobierno puede deducirse de otras normas y actos de aplicación general (por ejemplo, el PNIEC), resulta también evidente que la Dirección General de Política Energética y Minas no es el órgano competente para determinar "las prioridades estratégicas del Gobierno" que debe tener en consideración la CNMC, de acuerdo con el artículo 1.1 del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero. Por ello, las observaciones formuladas en este sentido por la Dirección General de Política Energética y Minas han sido adecuadamente valoradas por la CNMC en la memoria, en pie de igualdad con el resto de observaciones generales y particulares del informe.
En fin, después de acoger varias observaciones y alegaciones, que dieron lugar a una nueva versión de la Circular, se celebró un segundo trámite de audiencia que contó igualmente con una amplia participación. Además, el proyecto y la memoria fueron nuevamente remitidos al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, que no ha emitido nuevo informe.
La memoria justificativa que acompaña al proyecto de Circular da cuenta pormenorizada de todos los hitos de la tramitación, resume las principales alegaciones recibidas y de respuesta a cada una de ellas, además de explicar los aspectos técnicos de la metodología retributiva.
Por todo ello, puede concluirse que la norma se ha tramitado de acuerdo con las exigencias del ordenamiento jurídico y puede examinarse su contenido.
IV. CONTEXTO NORMATIVO Y FUNDAMENTO LEGAL
El suministro de energía eléctrica es, de acuerdo con el artículo 2 de la Ley del Sector Eléctrico, un servicio de interés económico general que se presta en régimen de libre iniciativa empresarial, sin perjuicio de las limitaciones aplicables a las actividades que tienen la consideración de monopolio natural.
Tales actividades son el transporte y la distribución de electricidad, a las que la ley llama también "actividades reguladas" (artículo 8.2 de la Ley del Sector Eléctrico). Ambas se desarrollan sobre infraestructuras de red y están, por ello, sujetas a una fuerte intervención administrativa, que se justifica tanto para evitar discriminaciones de acceso, como para asegurar la contención de precios del suministro eléctrico. Con este fin, su retribución se determina reglamentariamente y se sufraga con cargo a los peajes de acceso (artículo 13.2 de la Ley del Sector Eléctrico).
Sin embargo, una y otra actividad presentan también diferencias significativas. En el ordenamiento español, el transporte de electricidad se configura como un monopolio legal, prestado en régimen de exclusiva por Red Eléctrica de España, S. A. U., empresa a la que la ley atribuye la condición de transportista único (artículo 34.2 de la Ley del Sector Eléctrico) y gestor de la red de transporte (artículo 31 de la Ley del Sector Eléctrico). Además, la planificación de la red de transporte tiene carácter vinculante (artículo 4.1 de la Ley del Sector Eléctrico), lo que supone que la retribución de las instalaciones depende de su inclusión en la planificación eléctrica (artículo 35.1 de la Ley del Sector Eléctrico).
En la distribución no existe un monopolio legal, pues, aunque los distribuidores operan como gestores de sus redes (artículo 38.1 de la Ley del Sector Eléctrico), la autorización de las instalaciones no les concede derechos exclusivos de uso (artículo 39.2 de la Ley del Sector Eléctrico). Tampoco la planificación tiene carácter vinculante, aunque las empresas tienen que someter sus planes de inversiones anuales y plurianuales a la aprobación del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y, una vez aprobados, tienen la obligación de cumplirlos. Además, la inclusión de las instalaciones en los planes de inversión no determina el reconocimiento automático del derecho a percibir una retribución, sino que la ley reserva al Gobierno la competencia para determinar reglamentariamente "las cuantías máximas de volumen de inversión con derecho a retribución a cargo del sistema" (artículo 40.1.h) de la Ley del Sector Eléctrico).
Por último, en cuanto actividades reguladas que se prestan en régimen de monopolio natural, la retribución del transporte y la distribución se sujeta a una serie de principios establecidos en la ley:
- Con carácter general, la retribución debe velar por la sostenibilidad económica y financiera del sistema (artículo 13 de la Ley del Sector Eléctrico).
- Además, debe establecerse con criterios "objetivos, transparentes y no discriminatorios", que incentiven "la mejora de la eficacia de la gestión, la eficiencia económica y técnica (...) y la calidad del suministro eléctrico" (artículo 14.2 de la Ley del Sector Eléctrico).
- Para su cálculo se deben considerar los costes necesarios en los que incurriría una empresa eficiente y bien gestionada, mediante la aplicación de criterios homogéneos en todo el territorio español (artículo 14.3 de la Ley del Sector Eléctrico).
- La retribución se establece por periodos regulatorios de seis años (artículo 14.4 de la Ley del Sector Eléctrico) y los parámetros de la metodología deben fijarse en atención a la situación cíclica de la economía y de la demanda eléctrica, así como la rentabilidad adecuada a una actividad de bajo riesgo (artículo 14.3 de la Ley del Sector Eléctrico). Las tasas de retribución financiera serán fijadas por la CNMC para cada periodo regulatorio (artículo 14.4 de la Ley del Sector Eléctrico).
- Finalmente, las metodologías deben tener en cuenta los costes necesarios para construir, operar y mantener las instalaciones de acuerdo con el "principio de realización de la actividad al menor coste para el sistema eléctrico" (artículo 14.8 de la Ley del Sector Eléctrico). A estos efectos, "deberán contemplar incentivos económicos, que podrán tener signo positivo o negativo, para la mejora de la disponibilidad de las instalaciones, para garantizar el nivel de endeudamiento adecuado a fin de disponer de una estructura de deuda sostenible y otros objetivos" (artículo 14.8 bis, añadido por la Ley de cambio climático y transición energética).
En fin, la competencia para aprobar "la metodología, los parámetros y la base de activos para la retribución de las instalaciones de transporte y distribución de energía eléctrica" corresponde a la CNMC, de acuerdo con lo previsto en el artículo 7.1, letra g), de la Ley 3/2013, de 4 de junio, en la redacción dada por el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero.
A la vista de lo anterior, es preciso concluir que la norma proyectada encuentra su fundamento legal en la Ley del Sector Eléctrico (artículos 13 y 14) y en la Ley 3/2013, de 4 de junio (artículo 7.1) y la CNMC está habilitada para aprobar la metodología retributiva de la actividad de distribución, todo ello sin perjuicio de las cuestiones competenciales a las que se hará referencia a continuación.
V. OBSERVACIONES AL PROYECTO DE CIRCULAR
Con fundamento en la anterior habilitación competencial, la CNMC aprobó la vigente Circular 6/2019, de 5 diciembre, por la que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica. A grandes rasgos, la Circular distingue entre la retribución a la inversión y un componente gestionable (que incluye la retribución por operación y mantenimiento y la retribución de otros activos necesarios para el ejercicio de la actividad). Además, establece un término por extensión de vida útil de las instalaciones, una retribución por otras tareas reguladas y sendos incentivos a la reducción de pérdidas y a la mejora de la calidad del servicio. Por último, establece una limitación en la retribución por utilización de los activos de la red para actividades diferentes a la distribución de electricidad y una penalización por infracción del principio de prudencia financiera.
Como se expone detalladamente en el antecedente segundo de este dictamen, la nueva metodología conserva algunos de los elementos del modelo anterior (por ejemplo, el término por extensión de vida útil o los incentivos de calidad y reducción de pérdidas), pero evoluciona hacia un modelo retributivo diferente.
Este nuevo modelo, denominado TOTEX (por sus siglas en inglés: Total Expenditure), se basa en una consideración conjunta de los costes de inversión (CAPEX) y operación y mantenimiento (OPEX). De acuerdo con la memoria, la finalidad de la metodología es evitar el llamado sesgo CAPEX, lo que resulta importante en el actual contexto de transición ecológica por dos clases de motivos: de un lado, para evitar que una sobreinversión en la red pueda comprometer la eficiencia del sistema; de otro, para incentivar que los distribuidores adopten soluciones innovadoras y flexibles, intensivas en OPEX, que posibiliten la incorporación de nuevos actores (agregadores de demanda, autoconsumidores, comunidades energéticas), la electrificación de sectores enteros (como la movilidad) o la adaptación de las redes de distribución a las nuevas funcionalidades exigidas por la normativa europea (incorporación de potencia renovable, adaptación al cambio climático, digitalización).
Para lograr estos fines, la nueva metodología no solo adopta un modelo TOTEX sino que introduce otras modificaciones, como el establecimiento de un mecanismo de sostenibilidad o la revisión del funcionamiento de los incentivos a la reducción de pérdidas y mejora de la calidad.
Comoquiera que las numerosas alegaciones incorporadas al expediente se han centrado en los aspectos novedosos de la metodología -y dada la urgencia con la que se emite el presente dictamen-, las observaciones que se formulan a continuación se referirán a los principales aspectos de la Circular proyectada que se han puesto de manifiesto durante la tramitación del procedimiento normativo.
1) Sobre la adopción del nuevo modelo TOTEX
Al margen de algunas alegaciones sobre la insuficiencia del modelo TOTEX para incentivar la inversión en redes, lo cierto es que la CNMC ha justificado ampliamente que esta es una metodología implantada en varios ordenamientos de nuestro entorno. Así resulta de la memoria justificativa que acompaña a la Circular proyectada, que cita varios informes del Comité Europeo de Reguladores Energéticos (CEER) en los que se habla de los sesgos en favor del CAPEX, la necesaria neutralidad tecnológica de las redes y las ventajas del modelo TOTEX para incentivar la combinación más eficiente de recursos.
También la Asesoría Jurídica de la CNMC recoge las conclusiones de un informe emitido por la Agencia Europea de Cooperación de Reguladores de la Energía (ACER) sobre la necesidad de evitar los sesgos de CAPEX en las metodologías retributivas (Report on Investment Evaluation, Risk Assessment and Regulatory Incentives for Energy Network Projects, publicado en junio de 2023).
De lo anterior se desprende que la opción por la nueva metodología TOTEX está debidamente justificada y responde a las atribuciones de la CNMC para aprobar la metodología retributiva de la actividad de distribución de acuerdo con el artículo 7.1, letra g), de la Ley 3/2013, de 4 de junio. Como ha señalado este Consejo en otras muchas ocasiones, presupuesta la legitimidad técnica de la CNMC y una vez justificada la opción normativa escogida, no cabe oponer ningún reparo al modelo retributivo propuesto por la CNMC.
Ahora bien, como señala la Asesoría Jurídica, en el expediente no se ha objetado tanto el nuevo enfoque metodológico (la valoración conjunta de CAPEX y OPEX) como los concretos elementos que lo integran -referencia de inversión; referencia de operación y mantenimiento; parámetros, coeficientes y límites-, así como el régimen transitorio previsto. Aunque estas cuestiones se examinarán en los apartados siguientes, con carácter previo es preciso detenerse en las cuestiones competenciales que se han suscitado.
2) Sobre las competencias del Gobierno y la CNMC: la retribución de referencia de inversión y los planes de inversión
Las cuestiones de índole competencial que se han puesto de manifiesto se refieren a dos cuestiones distintas, aunque conexas: por un lado, la determinación de la retribución de referencia anual a la inversión y la fijación de una senda de inversiones sostenibles; por otro, la aprobación de los formularios que deben presentar las empresas distribuidoras para la aprobación de sus planes de inversión.
a) Determinación de la retribución de referencia anual a la inversión y de la senda de inversiones sostenibles (artículo 10 y disposición adicional cuarta)
La metodología TOTEX se basa en un sistema de reparto de márgenes entre un TOTEX de referencia y un TOTEX real. Para calcular el TOTEX de referencia, se emplean dos conceptos principales: la referencia de inversión (RefINV) y la referencia de operación y mantenimiento (RefROM).
La determinación del término de referencia de inversión (RefINV) se regula en el artículo 10 del proyecto e incorpora como novedad el concepto de "nuevas inversiones admisibles" (NIA) asociadas al incremento de potencia de la empresa en sus redes de distribución.
Las NIA toman como referencia la senda de inversión sostenible (IS), que -de acuerdo con el artículo 10- es aquella que resulta necesaria para el desarrollo de la actividad de la empresa "sin que requiera un incremento de la potencia demandada a efectos de su reconocimiento retributivo". Esta senda se determina por la CNMC al inicio de cada semiperiodo.
En la primera versión del texto la senda de inversión se definía a partir de datos históricos de amortización (IHS o inversión histórica sostenible); sin embargo, después del primer trámite de audiencia, en respuesta a las observaciones de la Dirección General de Política Energética y Minas y a las alegaciones de los agentes, la CNMC ha optado por establecer un valor ex ante para todo el periodo, con la finalidad de garantizar la seguridad jurídica.
Este valor ex ante se ha fijado en la disposición adicional cuarta en el 80 % del 0,13 % del PIB; importe que se reparte entre las empresas distribuidoras en proporción a la retribución percibida en años anteriores.
Del juego de ambas previsiones (artículo 10 y disposición adicional cuarta) resulta que, en el periodo 2026-2031, las inversiones que se sitúen dentro de los límites de la senda de inversiones sostenibles (es decir, en el 80 % del 0,13 % del PIB) tendrán reconocida una retribución conforme a costes incurridos. En cambio, el volumen de inversión que exceda de ese nivel (es decir, el 20 % restante sobre el 0,13 % del PIB) solo se retribuirá si se acompaña de un incremento de potencia en la red de la empresa distribuidora.
Sin considerar ahora las alegaciones sobre la suficiencia retributiva del esquema propuesto -sobre las que se volverá posteriormente-, debe examinarse si el proyecto de Circular invade en este punto las competencias del Gobierno en materia de planificación energética.
Como se ha señalado en el apartado IV de este dictamen, la Ley del Sector Eléctrico habilita al Gobierno para determinar reglamentariamente "las cuantías máximas de volumen de inversión con derecho a retribución a cargo del sistema" (artículo 40.1.h). En la actualidad, este volumen máximo se establece en el Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre, por el que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica, que lo calcula aplicando el 0,13 % al PIB nominal para España en un año n.
Además, en el expediente se ha puesto de manifiesto que el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico está tramitando un proyecto de real decreto que ha sido sometido a audiencia pública y que permitiría superar el límite máximo de inversión en 1.540 millones de euros anuales, a los efectos de financiar determinadas inversiones estratégicas con cargo al sistema. De acuerdo con la memoria, un 30 % de las inversiones amparadas por este "extralímite" serían inversiones que no requerían un incremento de potencia en el corto plazo (inversiones en digitalización, inversiones anticipatorias e inversiones para la adaptación de las líneas existentes a la normativa estatal de protección de la avifauna).
En atención a lo anterior, la disposición adicional cuarta prevé en su apartado 3 que, si durante el periodo regulatorio se aprobasen modificaciones normativas que incrementasen el límite de inversión anual para incluir inversiones que no requieren incremento de potencia, el valor de la senda de inversiones sostenibles aumentará también. Sin embargo, se introducen dos limitaciones: (i) esta previsión solo se podrá aplicar si la empresa ha ejecutado un determinado volumen de inversión real y (ii) la recuperación del coste de estas inversiones extraordinarias solo está asegurado hasta el 30 % de este "extralímite"; por encima de este umbral (es decir, el 70 % restante) será necesario que las inversiones vengan acompañadas de nueva potencia.
Varias de las entidades que han intervenido ante el Consejo de Estado han manifestado que la regulación proyectada invade las competencias de planificación del Gobierno en cuanto supone, de facto, el establecimiento de un límite adicional al volumen máximo de inversiones establecido en el Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre.
El análisis de la cuestión debe partir del artículo 3 de la Ley del Sector Eléctrico, que atribuye a la Administración General del Estado la competencia para determinar las medidas necesarias para garantizar la sostenibilidad económica y financiera del sistema eléctrico (artículo 3.3 de la Ley del Sector Eléctrico) y para ejercer las facultades de planificación eléctrica en los términos previstos en la ley (artículo 3.4 de la Ley del Sector Eléctrico).
Ambos extremos -sostenibilidad económico-financiera y planificación eléctrica- están estrechamente vinculados. Así se desprende del artículo 40.1.h) de la Ley del Sector Eléctrico, que, como se ha visto, reconoce al Gobierno la competencia para aprobar los planes de inversión de la red de distribución, desarrollar reglamentariamente el procedimiento para la aprobación de tales planes y establecer el volumen máximo de inversiones retribuidas con cargo al sistema.
En este mismo sentido, el Tribunal Constitucional, declaró en su Sentencia 32/2016, de 18 de febrero (ECLI:ES:TC:2016:32), que "la atribución al Estado de la facultad de aprobar los planes de inversión de las empresas se relaciona directamente con las competencias estatales para establecer el régimen económico del sector eléctrico ya que con dicha aprobación se determina el volumen anual de inversión de la red de distribución de energía eléctrica puesto en servicio con derecho a retribución o, lo que es lo mismo, la retribución por inversión de las instalaciones de distribución en cuanto que es uno de los costes del sistema" (F.J. 9).
También la Dirección General de Política Energética y Minas ha destacado en su informe -aunque referido a una versión anterior del proyecto- que la valoración del "volumen de inversión con derecho a retribución con cargo al sistema de los planes de inversión (...) invadiría las competencias del Gobierno relativas al establecimiento de los límites de inversión retribuibles con cargo al sistema, al ser determinante para la eficacia de dichos límites la manera de valorarlos".
La memoria justificativa que acompaña al proyecto de Circular insiste en que la norma no pretende establecer un límite adicional al del Gobierno, sino solo aplicar un incentivo de eficiencia económica con el fin de que las nuevas inversiones se acompasen al crecimiento la demanda y se evite el riesgo de sobreinversión. Además, estima que el efecto práctico de este incentivo será muy limitado en la retribución de las empresas y su impacto se verá mitigado por la aplicación de un incentivo de reparto de márgenes (IRM) del 50 %.
A juicio del Consejo de Estado, aunque es incuestionable que el modelo previsto pretende responder a criterios de racionalidad económica (para garantizar la sostenibilidad del sistema y asegurar una señal adecuada de precios), lo cierto es que el establecimiento de un límite a las inversiones retribuibles con cargo al sistema excede de las competencias atribuidas a la CNMC ex artículo 7.1.g) de la Ley 3/2013, de 4 de junio, e invade las atribuciones de planificación atribuidas al Gobierno por la Ley del Sector Eléctrico.
De entrada, como señala el informe de la Dirección General de Política Energética y Minas, la competencia del Gobierno para establecer los límites a la inversión impide que la CNMC pueda establecer un límite adicional. Lo contrario implicaría un vaciamiento de competencias contrario al artículo 40.1.h) de la Ley del Sector Eléctrico.
A esta misma conclusión llegó el Consejo de Estado, en su dictamen 942/2019, de 28 de noviembre, que declaró lo siguiente a propósito de un conflicto competencial entre el Ministerio y la CNMC que se planteó entonces en términos similares:
"[S]e ha eliminado de la norma proyectada toda referencia a la fijación por parte de la CNMC de un límite de inversiones y se han suprimido aquellas previsiones que pudieran limitar la competencia del Ministerio para aprobar los planes de inversiones. Ello es conforme con lo establecido en el régimen vigente. Pues, en efecto, de lo dispuesto en el artículo 40.1.h) de la Ley del Sector Eléctrico resulta con claridad que es competencia del Gobierno y del Ministerio para la Transición Ecológica la fijación de la cuantía máxima de las inversiones y la aprobación de los planes de inversiones de las empresas distribuidoras".
Por todo lo anterior, entiende el Consejo de Estado que el artículo 10 de la Circular proyectada, en relación con la disposición adicional cuarta, apartado 3, es contrario al artículo 40.1.h) de la Ley del Sector Eléctrico en cuanto supone una invasión de las competencias que la ley reconoce al Gobierno para fijar la cuantía máxima de las inversiones.
Esta observación al artículo 10 y a la disposición adicional cuarta, apartado 3, se formula con carácter esencial a los efectos previstos en el artículo 130.3 del Reglamento Orgánico del Consejo de Estado, aprobado por el Real Decreto 1674/1980, de 18 de julio.
b) Aprobación del contenido y formato para la presentación y seguimiento de los planes de inversión (artículo 19)
El proyectado artículo 19 se refiere a la aprobación del contenido y formato para la presentación y seguimiento de los planes de inversión. Su tenor literal es el siguiente:
"1. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia establecerá mediante resolución, previo trámite de audiencia, el contenido y formato en el que se deberá presentar la información correspondiente a los planes de inversión de las empresas distribuidoras de energía eléctrica, de tal forma que se pueda analizar la consecución de los objetivos previstos en el artículo 32 de la Directiva (UE) 2019/944, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE, en cuanto a los servicios de flexibilidad que se incorporen, las infraestructuras de distribución que sean necesarias para conectar nuevas instalaciones de generación y de demanda, la transparencia necesaria, los escenarios contemplados y la coordinación con el operador del sistema.
2. Asimismo, en la resolución a la que se refiere el apartado anterior se establecerá el contenido y formato en el que se deberá presentar la información para el seguimiento de los planes de inversión de las empresas distribuidoras de energía eléctrica, al objeto de llevar a cabo el ajuste indicado en el artículo 18".
La Dirección General de Política Energética y Minas ha planteado en su informe que el proyectado artículo 19 invade las competencias del Gobierno al establecer que será la CNMC la que determine, mediante resolución, el contenido y formato de los planes de inversión. Entiende que, de acuerdo con lo que ya prevé el Real Decreto 1048/2013, la CNMC puede proponer a la Secretaría de Estado de Energía lo que considere necesario para que el contenido y formato de los planes de inversión permita analizar el cumplimiento de los objetivos del artículo 32 de la Directiva (UE) 2019/944, sin que corresponda a la CNMC determinar ese contenido.
La CNMC rechaza en cambio esta observación competencial. En respuesta al informe de la Dirección General de Política Energética y Minas, razona que su competencia es clara a la luz de lo dispuesto en el artículo 32 de la directiva y recuerda que el plazo de transposición expiró el 31 de diciembre de 2020. Considera que la presentación de una mera propuesta a la Secretaría de Estado de Energía no es suficiente, ya que la propuesta no tiene carácter vinculante y puede ser desatendida.
Planteada en estos términos la cuestión, es preciso recordar -como hace el informe de la Asesoría Jurídica de la CNMC- que el conflicto a propósito de la supervisión de los planes de inversión se suscitó con ocasión de la aprobación de la Circular 6/2019, de 5 de diciembre. Se reunió entonces la comisión de cooperación prevista en el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, y el resultado del acuerdo alcanzado quedó reflejado en el texto de la Circular vigente, que atribuye a la CNMC la supervisión de los planes a efectos de ejercer sus competencias en materia retributiva (artículo 19); obliga a las empresas distribuidoras a presentar cada tres años un informe sobre el grado de cumplimiento de sus planes (artículo 20.1); establece la fórmula para la evaluación del volumen de inversión ejecutado (artículo 20.2) y prevé la minoración de la retribución en caso de que se supere el volumen máximo de inversión fijado por el Gobierno (artículo 20, apartados 3 a 5).
Además -y en lo que ahora interesa-, el vigente artículo 21 de la Circular 6/2019, de 5 de diciembre, que lleva por rúbrica "contenido y formato detallado para el seguimiento de los planes de inversión", reserva a la CNMC la competencia para establecer "mediante resolución, previo trámite de audiencia, el contenido y formato en el que se deberá presentar la información para el seguimiento de los planes de inversión de las empresas distribuidoras de energía eléctrica".
La Circular proyectada regulaba inicialmente estos mismos aspectos y añadía otras dos previsiones: por un lado, reservaba a la CNMC la competencia para establecer costes unitarios para valorar el volumen de inversión ejecutado y, por otro, disponía que las inversiones en proyectos piloto serían excluidas a efectos del cómputo de límites. Ambas previsiones fueron suprimidas para acoger las observaciones del informe de la Dirección General de Política Energética y Minas, que consideraba que invadían las competencias del Gobierno para fijar los límites máximos de inversión retribuible con cargo al sistema.
Después de esta modificación solo ha quedado el artículo 19 que, como se ha visto, reproduce la regulación vigente a propósito del contenido y formato de los planes de inversión, con la única novedad de incorporar un apartado 1 que hace referencia al reflejo en los planes de determinada información a los efectos de "analizar la consecución de los objetivos previstos en el artículo 32 de la Directiva (UE) 2019/944 (...) en cuanto a los servicios de flexibilidad que se incorporen, las infraestructuras de distribución que sean necesarias para conectar nuevas instalaciones de generación y de demanda, la transparencia necesaria, los escenarios contemplados y la coordinación con el operador del sistema".
El artículo 32 de la Directiva (UE) 2019/944 regula los incentivos para el uso de flexibilidad en las redes de distribución y, como señala la Asesoría Jurídica de la CNMC, no ha sido aún transpuesto al ordenamiento español. A grandes rasgos, el precepto prevé la regulación por los Estados miembros de distintos mecanismos para que los gestores de las redes de distribución incorporen servicios de flexibilidad (que podrán adquirir de distintos actores: generación distribuida, respuesta de demanda, almacenamiento) y adopten medidas de eficiencia energética, todo ello a los efectos de evitar incrementar la capacidad de red existente y minorar así los costes del sistema.
El apartado 3 del artículo 32 de la directiva se refiere a los planes de desarrollo que deben presentar los gestores de la red de distribución y exige que incluyan información sobre los servicios de flexibilidad (precios de acceso a dichos servicios, respuesta de demanda, eficiencia energética o almacenamiento). De acuerdo con este mismo apartado, esta información deberá ser presentada a la autoridad reguladora, exigencia que reitera el apartado 4.
A la vista de lo anterior, no aprecia el Consejo de Estado en este punto ninguna invasión de las competencias del Gobierno, puesto que el proyectado artículo 19 se limita a reproducir el marco normativo vigente y a prever la incorporación a los formatos de presentación de los planes de inversión de determinada información sobre servicios de flexibilidad.
Con todo, conviene hacer una precisión importante al hilo de lo que se dirá en el apartado siguiente: el hecho de que la CNMC sea competente para supervisar los planes de inversión y determinar el formato de presentación de la información no significa que pueda desarrollar los aspectos sustantivos previstos en el artículo 32 de la Directiva (UE) 2019/944. Dicho en otros términos, la aprobación de formularios no podrá comportar la exigencia de obligaciones que no vengan impuestas por la norma que se apruebe en transposición del mencionado artículo de la directiva.
3) Esquema de sostenibilidad económica y suficiencia retributiva
Una de las principales novedades de la Circular proyectada es el diseño de un esquema de sostenibilidad económica que -en palabras de la memoria- funciona como un incentivo implícito; esto es, se trata de un mecanismo "embebido" en la propia metodología retributiva, que puede tener signo positivo o negativo.
De acuerdo con la memoria, el funcionamiento de este esquema o incentivo "conlleva la obtención de una mayor retribución" cuando las empresas logran una combinación eficiente de sus gastos en OPEX y CAPEX para realizar "las actuaciones necesarias para maximizar el aprovechamiento de la red existente, la mejora de los procesos de acceso y conexión, así como la planificación y ejecución de las inversiones necesarias para incorporar nueva demanda y en consecuencia nueva potencia".
El esquema propuesto parte de la metodología que desarrolla el artículo 5 de la Circular proyectada. De ella resulta, en síntesis, que la retribución que corresponde percibir a las empresas distribuidoras se calcula como el resultado de sumar los siguientes seis términos retributivos (artículo 5.2 del proyecto de Circular):
- Retribución por TOTEX. Como se ha dicho, esta retribución se calcula como la diferencia entre un TOTEX de referencia y un TOTEX real. Obtenido el resultado, la Circular proyectada aplica dos clases de límites: (i) primero, un incentivo de reparto de márgenes (IRM), que tiene por objeto repartir entre el distribuidor y el sistema las eficiencias obtenidas; (ii) segundo, un factor limitante de la retribución (LR), que supone que la retribución por TOTEX de la empresa distribuidora no podrá superar un porcentaje determinado, que será fijado por la CNMC antes del inicio de cada periodo regulatorio.
- Retribución por extensión de vida útil de las instalaciones. Este concepto retribuye la titularidad de instalaciones que hayan agotado su vida útil regulatoria, pero sigan en servicio, siempre que se acredite su efectiva disponibilidad para el sistema (artículos 5 y 13).
- Retribución por inversiones excepcionales, que se refiere a las inversiones ejecutadas después de 2026 que "supongan una cuantía superior al 50 por ciento del límite máximo individual de inversión fijado" para la empresa en un año determinado. Se trata de inversiones que se calculan conforme a costes incurridos y se retribuyen con cargo al sistema (artículos 5 y 8.2)
- Término "otros costes", que se refiere a conceptos relacionados con la actividad de distribución y no incluidos en los términos anteriores, entre los que se incluye el bono social, la tasa por ocupación de la vía pública, los costes de afiliación en la entidad de los gestores de red de distribución, el factor de retardo retributivo y otros costes que pueda establecer la CNMC mediante resolución (artículos 5 y 14).
- Incentivo (o penalización) por reducción de pérdidas, que se determina para cada empresa en función del nivel de pérdidas de su red (artículo 22)
- Incentivo (o penalización) por mejora de la calidad del suministro, asociado a los indicadores de calidad de suministro obtenidos por cada empresa (artículo 24).
Al igual que sucede con la metodología vigente, una vez calculada la retribución como resultado de la suma de los términos anteriores, se realiza un ajuste retributivo (artículo 26) y, en su caso, se aplica la penalización de prudencia financiera, cuyo valor aumenta ligeramente en la Circular proyectada (artículo 27).
Los límites a los que se refiere el llamado "esquema de sostenibilidad" se aplican al cálculo del término de retribución por TOTEX y son fundamentalmente cuatro: primero, el parámetro de sostenibilidad que se aplica a la retribución de referencia de inversión (RefINV); segundo, el factor de ajuste que se aplica al cálculo de la referencia de operación y mantenimiento (RefROM); tercero, el incentivo de reparto de márgenes que se aplica a la retribución por TOTEX; y cuarto, la limitación a la retribución.
- En cuanto a la retribución de referencia anual de inversión (artículo 10), ya se ha señalado que, una vez superada la senda de inversiones sostenibles -a la que se ha hecho referencia en el apartado anterior-, los costes de inversión solo podrán ser recuperados si hay incorporación efectiva de potencia a la red. En este caso, la retribución no se establece conforme a costes auditados, sino que se aplica una metodología específica, que emplea un parámetro de sostenibilidad económica (K), con las correcciones del parámetro - (según el tamaño de la empresa), en función de los incrementos de potencia registrados.
- En cuanto a la retribución de referencia anual a la operación y mantenimiento (artículo 12), considera los costes asociados a la operación y mantenimiento de las infraestructuras eléctricas y los costes necesarios para el desarrollo de la actividad. Una vez determinados estos costes, se aplica un factor de ajuste (FA), que "representa la capacidad de las empresas de gestionar los costes reales" y cuyo valor será determinado por la CNMC al inicio de cada periodo. La disposición adicional cuarta, apartado 9, señala que el factor de ajuste tomará el valor de 0,97 en el primer semiperiodo (2026-2028) y de 1 en el segundo semiperiodo (2029-2031), lo que supone que solo se aplicará en el primer semiperiodo.
- En tercer lugar, al cálculo de la retribución por TOTEX se aplica el incentivo de reparto de márgenes (IRM), que se configura como un mecanismo para repartir eficiencias entre la empresa distribuidora y el sistema. De acuerdo con la disposición adicional cuarta, apartado 1, este parámetro solo se aplicará en el segundo semiperiodo (2029-2031) y tomará un valor del 50 %.
- Finalmente, la retribución por TOTEX está topada por la aplicación de un factor limitante (LR), lo que supone que dicha retribución no podrá superar un valor determinado. De acuerdo con la disposición adicional cuarta, apartado 1, el valor LR para el periodo regulatorio 2026-2031 es el 3 %.
Además de lo anterior, el proyecto de Circular aplica dos límites adicionales para el periodo regulatorio 2026-2031 en la disposición adicional segunda:
- Un ajuste inicial en la retribución de referencia de operación y mantenimiento con base en los costes incurridos en los ejercicios 2020 a 2022 en función del tamaño de las empresas (2 %, 7 % y 13 %).
- Un ajuste adicional si, una vez determinada la retribución correspondiente al ejercicio 2025, se constata que alguna empresa presenta márgenes superiores en más de 10 puntos a los calculados para su grupo. En este caso el ajuste será del 50 % sobre la diferencia.
La aplicación conjunta de estos límites ha suscitado numerosas observaciones críticas durante la tramitación del expediente. También las alegaciones recibidas ante el Consejo de Estado se han centrado casi unánimemente en esta cuestión.
Aunque los escritos difieren en cuestiones de detalle, todos coinciden en señalar que la metodología propuesta incumple los principios de suficiencia retributiva (artículo 14.3 de la Ley del Sector Eléctrico) e incrementa considerablemente el riesgo de la actividad, hasta el punto de contravenir la exigencia legal de rentabilidad adecuada a una actividad de bajo riesgo (artículo 14.3 de la Ley del Sector Eléctrico).
También la Dirección General de Política Energética y Minas, algunas comunidades autónomas y los dos votos particulares que acompañan al proyecto de Circular han manifestado reservas respecto a algunos de estos límites (o respecto al efecto acumulativo de todos ellos). En líneas generales, se advierte de los riesgos de una retribución insuficiente, especialmente para los fines de la transición energética. Además, se ha señalado que el esquema puede poner en peligro el desarrollo de zonas rurales y despobladas de España. Desde una óptica económica, se ha objetado que el modelo resulta incoherente, en cuanto pretende reducir los costes de inversión (el sesgo CAPEX) y, al mismo tiempo, limita excesivamente la retribución por OPEX.
La memoria contesta a estas objeciones con distintos argumentos. En primer lugar, defiende que el esquema de sostenibilidad económica es un instrumento indispensable para contener los costes del sistema, de modo que se asegure su sostenibilidad y se envíen señales adecuadas de precios. Como fundamento legal, invoca el artículo 14 de la Ley del Sector Eléctrico que recoge los principios de eficiencia en la gestión y eficiencia económica (artículo 14, apartados 2 y 3 de la Ley del Sector Eléctrico) y realización de la actividad al menor coste para el sistema (artículo 14.8 de la Ley del Sector Eléctrico).
En segundo lugar, cita el artículo 14.8 bis de la Ley del Sector Eléctrico, introducido por la Ley de cambio climático y transición energética, que exige la incorporación de incentivos económicos para alcanzar objetivos como la disponibilidad de las instalaciones, la prudencia financiera y "otros objetivos". Entre estos últimos se refiere a la importancia de las redes de distribución en el proceso de transición energética y al cambio de rol del distribuidor como gestor de la red, responsable de incorporar nuevos actores y servicios de flexibilidad.
Por último, defiende que los efectos del nuevo incentivo serán reducidos en la retribución de las empresas y, por ello, considera que no se ve afectada la calificación de la actividad de distribución como de bajo riesgo.
Planteado en estos términos el debate, la solución resulta ciertamente compleja, pues obliga a ponderar distintos intereses en juego, todos ellos respaldados en la ley. Ya se ha señalado que el artículo 13 de la Ley del Sector Eléctrico consagra el principio general de sostenibilidad económica y financiera del sistema eléctrico. Ello implica -como acertadamente señala la CNMC- que los ingresos (en este caso, los peajes de acceso) deberán ser suficientes para cubrir los costes (en este caso, la retribución de las empresas de distribución), lo que a su vez obliga a hacer un análisis económico que contemple tanto el eventual incremento de ingresos (por aumento de la demanda y, en consecuencia, de la potencia conectada) como la reducción de los costes (para evitar una expansión ineficiente de la red). Como se ha señalado, la CNMC, dada su competencia técnica, es el órgano a quien corresponde hacer ese análisis a la hora de establecer la metodología retributiva de la actividad de distribución de electricidad.
Sin embargo, parece al Consejo de Estado que el regulador debe tener en cuenta que el suministro de energía es un servicio de interés económico general (artículo 2.2 de la Ley del Sector Eléctrico). Por este motivo, tanto el informe de la Dirección General de Política Energética y Minas como los escritos remitidos por las comunidades autónomas subrayan la importancia de considerar otros factores de política energética y política económica general, como la transición energética o el desarrollo rural.
A juicio del Consejo de Estado, la metodología retributiva diseñada por la CNMC debe velar por la sostenibilidad económica y financiera del sistema y, además, permitir a las empresas distribuidoras cubrir los costes propios de una empresa eficiente y bien gestionada y obtener una retribución adecuada a una empresa de bajo riesgo, de acuerdo con lo exigido por el artículo 14.3 de la Ley del Sector Eléctrico. Por otro lado, la retribución debe tener en cuenta también la situación cíclica de la economía, la demanda eléctrica y la obtención de una rentabilidad adecuada (artículo 14.4 de la Ley del Sector Eléctrico), así como el principio de realización de la actividad al menor coste para el sistema eléctrico (artículo 14.8 de la Ley del Sector Eléctrico).
Este mandato legal impacta directamente en el esquema previsto en la Circular proyectada. Como es evidente, el Consejo de Estado no puede pronunciarse acerca de la suficiencia de las concretas fórmulas y parámetros recogidos en el proyecto de Circular para cubrir los costes de una empresa eficiente y garantizar una rentabilidad adecuada. Sin embargo, sí debe formular una serie de consideraciones generales que deberán ser analizadas por la CNMC y, en su caso, contestadas en la memoria:
En primer lugar, ya se ha dicho que la Circular no puede establecer límites a la inversión adicionales a los que apruebe el Gobierno. Ello obliga a revisar la regulación de senda de inversiones sostenibles que figura en el proyectado artículo 10 y en la disposición adicional cuarta, para eliminar todas aquellas previsiones que supongan introducir un límite adicional al establecido por el Gobierno. Sobre esta cuestión se ha formulado una observación esencial en el apartado anterior.
En segundo lugar, de acuerdo con una consolidada doctrina de este Consejo de Estado, la competencia normativa de la CNMC responde a un principio de atribución expresa y, además, no es genérica, sino limitada.
El artículo 7.1, letra g), de la Ley 3/2013, de 4 de junio, en conexión con el artículo 14 de la Ley del Sector Eléctrico, atribuye a la CNMC la competencia para aprobar la "metodología de retribución" de la actividad de distribución. Esta referencia a la metodología supone que a la CNMC corresponde aprobar el sistema o procedimiento de cálculo que se empleará para determinar la retribución anual de la actividad de distribución que se financia con cargo al sistema eléctrico. En la determinación de estas reglas, la CNMC puede -y debe- emplear incentivos, pues así lo prevé el artículo 14.8 bis de la Ley del Sector Eléctrico. Sin embargo, dichos incentivos deberán orientarse al cumplimiento de obligaciones y objetivos que tengan un fundamento legal expreso.
Así sucede con los incentivos a la reducción de pérdidas o a la mejora de la calidad del suministro (artículos 22 y 25). Ambos tienen por finalidad fomentar el cumplimiento de obligaciones impuestas a los distribuidores que tienen fundamento en la ley (así, los artículos 40 y 51 de la Ley del Sector Eléctrico) y se desarrollan en el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.
Lo mismo cabe decir del mecanismo de prudencia financiera que recoge el artículo 27 del proyecto de Circular. Este mecanismo fue introducido en la vigente Circular 6/2019, de 5 de diciembre, en respuesta a una observación del entonces Ministerio para la Transición Ecológica y sobre él se pronunció el Consejo de Estado en su dictamen 942/2019, de 28 de noviembre (emitido en relación con el proyecto de Circular 6/2019, de 5 de diciembre), precisamente a propósito de su fundamento legal:
"[P]lantea algunas dudas la configuración de dicho mecanismo en el artículo 29. En efecto, conviene tener en cuenta que no se trata de un mecanismo que pueda jugar como incentivo o penalización, sino únicamente de una penalización, que se sigue del incumplimiento de unos niveles de ratios (que se corresponden, es importante remarcarlo, con unos valores recomendables, no obligatorios). Por otra parte, dicha penalización ni valora ni repercute unos mayores costes que pueda tener para el sistema el mayor o menor endeudamiento de la empresa. Tampoco se ha justificado en la memoria que esta penalización responda a criterio alguno de los recogidos en el artículo 14 de la Ley del Sector Eléctrico, como la incentivación de la mejora de la eficacia de la gestión, la eficiencia económica o técnica de las actividades, o la calidad del suministro (apartado 2 del artículo 14)".
En respuesta a estas dudas del Consejo de Estado, la Ley de cambio climático y transición energética añadió al artículo 14 de la Ley del Sector Eléctrico un apartado 8 bis que expresamente se refiere a la incorporación en las metodologías retributivas de "incentivos económicos, que podrán tener signo positivo o negativo, para la mejora de la disponibilidad de las instalaciones, para garantizar el nivel de endeudamiento adecuado a fin de disponer de una estructura de deuda sostenible y otros objetivos".
El último precepto citado incluye una referencia genérica a "otros objetivos" que puedan establecerse. Sin embargo, de ello no se puede deducir que la CNMC sea competente para determinar esos objetivos adicionales.
Aunque el proyecto de Circular invoca el principio de eficiencia (artículo 14, apartados 2 y 3 de la Ley del Sector Eléctrico), lo cierto es que también parece fundar el nuevo esquema de sostenibilidad en la necesidad de incentivar una actuación del distribuidor orientada a incorporar al sistema nueva demanda y mayor flexibilidad. Así, la memoria alude repetidamente al "cambio de rol" del distribuidor en la operación de las redes de distribución e invoca distintas iniciativas impulsadas en el ámbito de la Unión Europea (el llamado paquete legislativo Fit for 55, el Plan REPower EU, el Plan de Acción de la UE para las Redes, el Código de Red de Respuesta de la Demanda). Además, cita el artículo 32 de la Directiva (UE) 2019/944 que, como se ha dicho, se refiere a la incorporación de servicios de flexibilidad en la red de distribución y no ha sido aún transpuesto al ordenamiento español.
En el análisis de impacto económico, la memoria afirma que "el mecanismo de sostenibilidad no produce una afectación sustancial al nivel de retribución y contiene los incentivos para el desarrollo de la demanda, al mismo tiempo se asegura la sostenibilidad económica del consumidor". En otro momento insiste en que "el crecimiento de la demanda posibilitará la incorporación de mayor volumen de generación renovable".
Por otro lado, aunque afirma que el mecanismo "conlleva la obtención de una mayor retribución cuando las empresas distribuidoras realizan su actividad orientando parte de sus gastos en operación y mantenimiento (OPEX) y parte de sus inversiones (CAPEX) a lograr la mayor incorporación de potencia posible al menor coste posible para el sistema", lo cierto es que el incentivo no solo opera en sentido positivo sino que también puede penalizar a las empresas y de ahí los cálculos que se hacen en la memoria respecto a la posible disminución de la retribución.
Pues bien, con ser cierto que desde la Unión Europea se está impulsando un cambio hacia un mercado eléctrico más descentralizado y flexible, no cabe desconocer que la regulación de ese modelo y, en particular, la determinación de las nuevas obligaciones que corresponda asumir a los distribuidores, deberá hacerse a través de las modificaciones normativas que correspondan. Una vez establecidas tales obligaciones, podrán diseñarse los incentivos retributivos que premien o penalicen al distribuidor por la incorporación de nueva demanda o la implantación de servicios de flexibilidad en la red.
Todo lo anterior supone que la metodología retributiva que establezca la CNMC podrá diseñar incentivos que promuevan una gestión eficiente de la red (artículo 14.3 de la Ley del Sector Eléctrico) o mejorar la disponibilidad de las instalaciones (artículo 14.8 bis). Lo que no cabe es crear incentivos que no tengan un sustento legal expreso, como sucede con la incorporación de nueva demanda a la red.
Un incentivo de esta naturaleza supondría hacer responsable al distribuidor de la incorporación de nueva demanda y, en consecuencia, de nueva potencia, con posibles consecuencias negativas para su retribución en caso de no conseguirlo. Es decir, implicaría trasladar al distribuidor una parte de lo que en el expediente se ha llamado "riesgo de demanda".
Sin embargo, no existe ninguna norma que obligue a los distribuidores a generar nueva demanda. Al contrario, precisamente por tratarse de una actividad de red que reúne las características propias de un monopolio natural, la Ley del Sector Eléctrico limita en ocasiones la capacidad del distribuidor de generar nueva demanda si ello resulta en un aumento ineficiente de costes para el sistema. Así resulta, por ejemplo, del artículo 39.3:
"Cuando en una nueva área a electrificar existan varios distribuidores que deseen realizar el desarrollo de la misma, la Administración Pública competente bajo el criterio de red única y aquellos que establezca reglamentariamente la Administración General del Estado, y considerando el carácter de monopolio natural de la actividad y con el objetivo de generar el menor coste de retribución para el conjunto del sistema determinará con carácter previo a la ejecución de las instalaciones, cuál de las empresas distribuidoras deberá acometer el desarrollo".
Tampoco pueden los distribuidores discriminar entre solicitudes de conexión a la red en función de cuál sea el incremento de potencia esperado (eligiendo aquellas que impliquen una rentabilidad mayor), pues el artículo 40.1.c) de la Ley del Sector Eléctrico les obliga a "atender todas las solicitudes en condiciones de igualdad".
Incluso pueden verse obligados a asumir la titularidad de último recurso de infraestructuras que no sean rentables ni vengan acompañadas de nueva demanda, como sucede con los puntos de recarga de vehículos eléctricos para los que la iniciativa privada no haya mostrado interés (artículo 38.10 de la Ley del Sector Eléctrico) o con las instalaciones cedidas por terceros (artículo 39.3 de la Ley del Sector Eléctrico).
Como se ha razonado en el apartado IV de este dictamen, la distribución de electricidad es una actividad regulada. Su condición de monopolio natural hace que no se sujete a las reglas del libre mercado, sino que se someta a una intervención regulatoria especialmente intensa, tanto en la determinación su retribución como en la definición de su régimen jurídico. De ahí la exigencia legal de retribución adecuada a una actividad de bajo riesgo (artículo 14.3 de la Ley del Sector Eléctrico).
Todo lo anterior obliga, a juicio del Consejo de Estado, a revisar el esquema de sostenibilidad para eliminar aquella parte del incentivo que condicione la retribución -aunque sea una parte pequeña- a la creación de nueva demanda, pues esta no es una obligación del distribuidor y la CNMC carece de competencia para exigirlo.
En cambio, el esquema de sostenibilidad podrá incentivar actuaciones como "el aprovechamiento de la red existente" o "la mejora de los procesos de acceso y conexión", pues estas sí son obligaciones que la Ley del Sector Eléctrico impone al distribuidor (artículo 40) y el incentivo cuenta con fundamento legal expreso (artículo 14, apartados 3 y 8 bis).
Esta observación al esquema de sostenibilidad económica tiene carácter esencial a los efectos previstos en el artículo 130.3 del Reglamento Orgánico del Consejo de Estado.
Por último, el diseño de la metodología debe tener en cuenta las exigencias legales de suficiencia retributiva y rentabilidad adecuada a una actividad de bajo riesgo (artículo 14.3 de la Ley del Sector Eléctrico).
En el informe de la Dirección General de Política Energética y Minas la nueva metodología retributiva "se percibe como un modelo que incrementa el riesgo de la actividad de distribución", tanto por las limitaciones a la retribución de la inversión como por la aplicación concatenada de distintos factores de eficiencia. La citada dirección general "considera necesario que la Propuesta asegure que el efecto y los valores que tomen esos factores den como resultado un reparto equilibrado de eficiencias que sirva para incentivar los necesarios niveles de inversión y de mantenimiento de las redes, así como que las distribuidoras se vean motivadas a ser cada vez más eficientes".
En respuesta a esta observación y a las distintas alegaciones formuladas en el mismo sentido, la memoria argumenta que el esquema de sostenibilidad "no modifica sustancialmente el nivel de riesgo de la actividad". Afirma que el impacto en OPEX y CAPEX se prevé reducido, que el incentivo no opera de forma simétrica y que se espera que las distribuidoras sigan invirtiendo para incrementar su base regulatoria de activos, de acuerdo con "una visión empresarial a largo plazo para garantizar la sostenibilidad financiera de la empresa en el futuro".
A propósito de las alegaciones sobre la captura excesiva de eficiencias en OPEX, afirma que existe un amplio margen del que deben beneficiarse los consumidores, que se han tenido en cuenta las diferencias entre grupos de empresas y que "en ningún caso puede interpretarse que los ajustes realizados en la retribución del OPEX llevan a una precarización del servicio, ya que la retribución continúa siendo superior a los costes reales".
Respecto de esta cuestión, ya se ha señalado que la Circular proyectada debe suprimir todas aquellas limitaciones que interfieran con la competencia del Gobierno y aquellas que supongan trasladar a las distribuidoras el riesgo de demanda sin que la CNMC tenga atribuida competencia para ello.
En cuanto a la captura de eficiencias en OPEX, este Consejo no puede pronunciarse acerca de si los concretos límites aplicados en el proyecto de Circular resultan excesivos o si por el contrario permiten obtener una rentabilidad adecuada. Sin embargo, considera que la memoria debe reforzarse en este punto en un doble sentido.
De un lado, debe justificar con datos la afirmación de que la aplicación conjunta del factor de ajuste (FA), el incentivo de reparto de márgenes (IRM) y el límite a la retribución por TOTEX (LR) permitirá obtener una retribución "que continúa siendo superior a los costes".
De otro -y en conexión con lo anterior-, debe incluir alguna justificación de las razones por las cuales espera que los datos considerados en el análisis, referidos a las retribuciones de los años 2020 a 2022, vayan a mantener valores similares en el nuevo periodo regulatorio, habida cuenta de que muchos actores han alegado que en este periodo se espera un incremento significativo de costes y que la propia memoria pretende incentivar en los próximos años un mayor aprovechamiento de la red existente a través de actuaciones innovadoras, incentivas en OPEX.
En virtud de todo lo anterior, considera el Consejo de Estado que la CNMC debe revisar el esquema de sostenibilidad propuesto a los efectos de eliminar todos aquellos aspectos que supongan una invasión en las competencias del Gobierno y que impliquen trasladar a los distribuidores el riesgo de nueva demanda. Además, debe justificar en la memoria que la aplicación de los distintos parámetros y ajustes de eficiencia permite a las empresas cubrir los costes propios de una empresa eficiente y bien gestionada y obtener una rentabilidad adecuada a una actividad de bajo riesgo, especialmente cuando el modelo aplica al mismo tiempo límites a la retribución por CAPEX y capturas de eficiencia a la retribución por OPEX.
4) Régimen transitorio
El régimen transitorio hacia la aplicación de la nueva metodología se desarrolla en la parte final de la norma, especialmente en las disposiciones transitorias segunda, tercera y cuarta. En concreto, el proyecto de Circular diseña un esquema especial para el primer semiperiodo (2026-2028) y prevé una aplicación plena a partir del segundo (2029-2031).
Las objeciones que han planteado los agentes a este régimen transitorio se han referido, fundamentalmente, a la necesidad de permitir la exclusión de las empresas menor tamaño, ampliando el ámbito subjetivo que figura en la proyectada disposición transitoria cuarta.
La disposición transitoria cuarta permite a las empresas distribuidoras con menos de 10.000 clientes conectados a sus redes "solicitar de forma motivada a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia que no les sea de aplicación la formulación del modelo TOTEX establecido en esta circular en el segundo semiperiodo regulatorio (retribuciones de 2029 a 2031)". En su lugar, a las empresas que lo soliciten se les aplicará lo previsto en la disposición adicional segunda para los ejercicios 2029 y 2030 y en la disposición adicional tercera para el ejercicio 2031. Para ejercer esta opción, el apartado 2 de la disposición señala que las empresas dispondrán de un plazo de tres meses, que comenzará a computar desde la entrada en vigor de la Circular.
Inicialmente, el proyecto de Circular circunscribía la aplicación de la excepción a las empresas de menos de 1.000 clientes, límite que posteriormente se amplió hasta los 10.000. Tanto en el segundo trámite de audiencia como ante el Consejo de Estado, dos asociaciones han cuestionado este último umbral y han solicitado que la excepción se amplíe hasta los 100.000 clientes. En apoyo de su pretensión, esgrimen los siguientes argumentos:
- En primer lugar, que el modelo TOTEX beneficia a las empresas de gran tamaño porque operan en mercados más grandes y eso les permite compensar situaciones negativas con otras positivas. En cambio, el modelo genera cargas desproporcionadas para las pequeñas distribuidoras que no disponen de ese margen.
- En segundo lugar, defienden que las empresas de menos de 100.000 clientes comparten las mismas características estructurales, operativas y económicas que las de menos de 10.000 clientes: operan en entornos rurales afectados por la despoblación, abastecen mayoritariamente al sector doméstico, carecen de grandes consumidores industriales, no pueden captar grandes demandas de potencia y se enfrentan a las mismas limitaciones de recursos y capacidades técnicas.
- Finalmente, señalan que el umbral de 10.000 clientes no está previsto en la legislación sectorial que resulta de aplicación que, en cambio, contempla como límite los 100.000 clientes.
En virtud de lo anterior, consideran que la excepción establecida en la disposición transitoria cuarta es contraria a los principios de objetividad e interdicción de la arbitrariedad, no está justificada y carece de fundamento legal. Además, solicitan que se amplíe el plazo de tres meses hasta el 1 de octubre de 2026, para hacerlo coincidir con el devengo de la retribución de 2029.
En respuesta a esta alegación, la memoria se limita a señalar que la disposición transitoria cuarta "responde al principio de proporcionalidad regulatoria, reconocido tanto en la normativa sectorial española como en la europea", dado que "las empresas de menor tamaño presentan limitaciones estructurales y de recursos que dificultan la implantación inmediata de modelos avanzados de control de costes como el TOTEX". Considera, por ello, que la medida "es coherente con precedentes regulatorios y evita distorsiones competitivas o procesos de concentración no deseados". Con ella, "el modelo TOTEX solo sería de aplicación obligatoria para el 16 % de las empresas distribuidoras de menos de 100.000 clientes".
A la vista de estas razones, estima el Consejo de Estado que el proyecto de Circular debería reconsiderar la posibilidad de elevar el umbral de la excepción hasta las empresas de menos de 100.000 clientes.
Precisamente el principio de proporcionalidad que invoca la memoria obliga a reconocer que la normativa sectorial -europea y nacional- fija en 100.000 clientes el umbral para fijar las excepciones que se aplican a las empresas de menor tamaño. Así, resulta de los artículos 32.5 o 35.4 de la Directiva (UE) 2019/944; los artículos 12.4, 40.1.h) y la disposición transitoria cuarta de la Ley del Sector Eléctrico; o del Real Decreto 1048/2013, de 27 de diciembre. Además, como ha señalado una de las asociaciones interesadas, la propia Circular proyectada fija el umbral de 100.000 clientes en su artículo 27.5 para excluir la penalización por prudencia financiera.
Es cierto que ninguna norma obliga a fijar en 100.000 clientes la excepción de la disposición transitoria cuarta. Sin embargo, por coherencia con los principios que resultan del ordenamiento sectorial aplicable, parece a este Consejo que la CNMC podría considerar la conveniencia de elevar el umbral de la excepción hasta los 100.000 clientes.
Esta solución contribuiría a alcanzar los fines señalados (permitir a las distribuidoras más pequeñas que desarrollen las capacidades técnicas y administrativas necesarias para adatarse a un modelo avanzado de control de costes; evitar distorsiones competitivas o procesos de concentración no deseados), con un impacto que no parece excesivo a la luz de los datos que ofrece la memoria (se trataría de ampliar la excepción ya prevista al 16 % restante de las empresas de menos de 100.000 clientes).
En cuanto a la ampliación del plazo de tres meses para la presentación de la solicitud, estima el Consejo de Estado que sería conveniente ponderar los beneficios de la medida para permitir la adaptación de las empresas de menor tamaño, salvo que concurran otras razones que aconsejen mantener el plazo previsto. En este último caso, tales razones deberían explicarse en la memoria, habida cuenta del impacto de la medida en las pequeñas empresas distribuidoras.
VI. RECAPITULACIÓN FINAL
De cuanto se ha expuesto hasta ahora resulta que la CNMC es competente, al amparo de lo dispuesto en el artículo 7.1, letra g), de la Ley 3/2013, de 4 de junio, para aprobar la metodología retributiva de la actividad de distribución de energía eléctrica.
El nuevo modelo propuesto se basa en la evolución de la metodología hacia un sistema TOTEX y su justificación técnica ha quedado suficientemente fundada en la memoria.
Sin embargo, la Circular proyectada también ha previsto un esquema de sostenibilidad económica que funciona como un incentivo implícito embebido en la metodología, cuyo análisis ha suscitado a este Consejo dos observaciones de carácter esencial:
- Por un lado, se ha señalado que los límites a la inversión previstos en el artículo 10 y en la disposición adicional cuarta, apartado 3, invaden la competencia del Gobierno para determinar las cuantías máximas de volumen de inversión con derecho a retribución a cargo del sistema y, por tanto, resultan contrarios al artículo 40.1.h) de la Ley del Sector Eléctrico.
- Por otro, se ha concluido que el incentivo no puede condicionar una parte de la retribución de los distribuidores a la creación de nueva demanda, ya que no existe fundamento legal y la CNMC no tiene atribuida la competencia para ello.
Finalmente, se ha formulado también una observación sobre la conveniencia de extender el régimen transitorio a las empresas distribuidoras de menos de 100.000 clientes
En mérito de lo expuesto, el Consejo de Estado es de dictamen:
Que, una vez tenidas en cuenta las observaciones esenciales contenidas en el apartado VI de este dictamen y consideradas las restantes, puede el Pleno de la CNMC 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.
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