Por: Carlos A. FERREYROS SOTO
Doctor en Derecho
Universidad de Montpellier I Francia.
Resumen
Las directrices de inversión anticipada buscan construir una red eléctrica robusta y flexible, adaptada a los retos de la transición energética. Se basan en la planificación estratégica, la innovación tecnológica smart grids (redes inteligentes) y la adaptación continua al cambio climático y a los avances industriales para garantizar el éxito de la descarbonización y la seguridad del suministro eléctrico durante las próximas décadas.
Las inversiones anticipadas en redes eléctricas incluyen una importante dimensión digital, considerada estratégica para garantizar la seguridad, la resiliencia y la eficiencia del sistema eléctrico para la cual se tiene destinado 4.000 millones de euros a asegurar y modernizar las telecomunicaciones y los sistemas digitales esenciales para el funcionamiento de la red, en particular para garantizar un equilibrio permanente entre generación y consumo, así como un rápido restablecimiento del suministro eléctrico en caso de cortes energéticos.
La digitalización está impulsada por el desarrollo masivo de redes inteligentes, que combinan la infraestructura eléctrica con tecnologías digitales capaces de analizar y transmitir datos sobre producción, consumo y estado de la red en tiempo real.
De otro lado, la inteligencia artificial (IA) desempeña un papel cada vez más importante en la gestión de la red eléctrica. A través de los gemelos digitales, permite la simulación en tiempo real del comportamiento de la red, la predicción de incidentes, la optimización del mantenimiento y la prueba de diferentes escenarios operativos. Estas herramientas digitales tienen en cuenta no solo los aspectos técnicos, sino también los humanos, económicos y regulatorios, para una gestión de la infraestructura más precisa y proactiva.
En conclusión, la digitalización de las redes eléctricas constituye el elemento central de las inversiones anticipatorias, con prioridades claras: asegurar los sistemas digitales, generalizar las redes inteligentes, explotar la IA y los gemelos digitales para una gestión proactiva y resiliente del sistema eléctrico y apoyar la transición energética mediante una mejor integración de las energías renovables y los nuevos usos.
A fin de acceder a normas similares y estándares europeos, las empresas, organizaciones públicas y privados interesados en asesorías, consultorías, capacitaciones, estudios, evaluaciones, auditorías sobre el tema, sírvanse comunicar al correo electrónico: [email protected]
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| Diario Oficial de la Unión Europea | ES Serie C |
| C/2025/3179 | 6.6.2025 |
COMUNICACIÓN DE LA COMISIÓN
relativa a orientaciones sobre las inversiones anticipatorias para el desarrollo de redes eléctricas con visión de futuro
(C/2025/3179)
1. INTRODUCCIÓN
El sector eléctrico europeo se enfrenta a una transformación extraordinaria y rápida. El despliegue de capacidades limpias, sobre todo de fuentes renovables variables, ha ido remodelando el mix eléctrico de la Unión Europea (UE) para suministrar una energía doméstica, segura, competitiva y descarbonizada a todos los consumidores. Tan solo en el período 2022-2024, se instalaron en la UE un récord de 168 GW de capacidad solar y 44 GW de capacidad eólica. En 2024, el 47 % de la generación eléctrica de la UE se obtuvo a partir de energías renovables. Asimismo, la demanda está cambiando con nuevos usos como la electrificación, incluida la electromovilidad, la calefacción y la refrigeración, la producción de hidrógeno y algunos procesos industriales, en particular los que funcionan a temperaturas bajas y medias. Es probable que estos nuevos patrones den lugar a un aumento del consumo de electricidad en los próximos años.
Las redes eléctricas son el vínculo necesario entre la generación y la demanda. Proporcionan la capacidad de red necesaria para conectar los hogares, así como las nuevas industrias y empresas. El sistema eléctrico europeo se basa en las redes construidas principalmente, de forma anticipatoria, en las décadas de 1970 y 1980 para los tipos tradicionales de capacidades de generación en aquel momento (1). Estas redes necesitan a la vez modernizarse y reacondicionarse, pero también necesitan urgentemente ampliarse para reflejar las complejidades actuales de la transición energética, tanto a nivel de transporte como de distribución. Se calcula que entre el 40 y el 55 % de las líneas de baja tensión superarán los cuarenta años de edad en 2030, mientras que su longitud total solo aumentó un 0,8 % entre 2021 y 2022 (2). Además, la transformación de nuestros sistemas energéticos hacia fuentes de energía limpias y los largos plazos que tradicionalmente se requieren para desarrollar proyectos de conexión a la red provocan retrasos significativos en dicha conexión. En el caso de los parques eólicos, el acceso a la red puede tardar hasta nueve años (3).
Retrasar el desarrollo de la red tiene asimismo costes sociales debido al acceso desigual al mercado interior, que provoca disparidades en los precios de la energía, como también en términos de externalidades climáticas. Según la AIE (4), habría 58 gigatoneladas más de emisiones acumuladas de CO2 del sector eléctrico entre 2023 y 2050 en el escenario de «retraso de la red» (grid delay case) que en un escenario acorde con los objetivos climáticos nacionales. Esto equivale a las emisiones totales mundiales de CO2 del sector eléctrico de 2018-2022.
Todo ello pone de manifiesto que las prácticas actuales para el desarrollo de la red deben cambiar a fin de satisfacer las necesidades actuales y futuras de manera oportuna.
Las presentes orientaciones sobre inversiones anticipatorias apoyan a los Estados miembros, a las autoridades reguladoras nacionales y a los gestores de redes de distribución y transporte con recomendaciones de actuación en todo el proceso encaminadas a adoptar una decisión final de inversión, es decir, la planificación de la red, el control reglamentario, el reconocimiento de costes y los incentivos. Las acciones enumeradas en las presentes orientaciones tienen como objetivo fomentar la inversión eficiente y con visión de futuro en proyectos de redes y contribuir a la asequibilidad de los costes de la energía. Permitir las inversiones anticipatorias de modo rentable debería propiciar un aumento significativo de los niveles anuales de inversión en la red aumentando la eficiencia y la eficacia de estas inversiones, al tiempo que se garantiza que las facturas de electricidad sigan siendo asequibles para los hogares, las industrias y las empresas.
2. ¿QUÉ ES UNA INVERSIÓN ANTICIPATORIA?
2.1. Definición y ejemplos
«Inversión anticipatoria» es un término utilizado en la legislación de la Unión, a pesar de no estar explícitamente definido. El Reglamento RTE-E (5) hace referencia a las inversiones anticipatorias en relación con los incentivos reglamentarios, que podrían servir para hacer frente a riesgos específicos más elevados relativos al desarrollo, la construcción, la explotación o el mantenimiento de un proyecto de interés común. Sin embargo, no se definen las inversiones anticipatorias como tales. Lo mismo se aplica al Reglamento sobre la electricidad (6), que, como parte de la reforma de la configuración del mercado de la electricidad, se refiere a las inversiones anticipatorias como medio para el desarrollo de la red a fin de satisfacer el despliegue acelerado de generación renovable, también en zonas designadas de aceleración de las energías renovables y demanda electrificada inteligente.
Los debates de las partes interesadas en el marco del 8.o Foro de Infraestructuras Energéticas, celebrado en junio de 2022 (7), pusieron de manifiesto que existen diferentes interpretaciones del concepto de inversiones anticipatorias. Esta divergencia de puntos de vista se deriva de una práctica histórica, en la que ninguna autoridad nacional de reglamentación (ANR) asocia actualmente de manera explícita ninguna inversión con el término «anticipatoria» (8). No obstante, en la práctica ya se aplica a algunas inversiones de red y en determinados sistemas reglamentarios. Los trabajos iniciados en primer lugar por el Foro y desarrollados en mayor profundidad en el contexto del Plan de Acción para las Redes han contribuido a precisar qué se entiende por inversiones anticipatorias. Para preparar estas orientaciones, la Comisión recabó aportaciones a través de varias sesiones específicas del Foro de Infraestructuras Energéticas entre 2022 y 2024, dos talleres con las partes interesadas celebrados el 29 de abril y el 11 de diciembre de 2024, y dos cuestionarios dirigidos a las ANR (9) y a otras partes interesadas (10).
La Comisión entiende por inversiones anticipatorias las inversiones en activos de infraestructura de red que abordan de forma proactiva las necesidades de desarrollo de la red más allá de las correspondientes a los refuerzos relacionados con las solicitudes de conexión a la red actualmente existentes presentadas por proyectos de generación o demanda. Las inversiones anticipatorias son inversiones de red con visión de futuro basadas en necesidades de red determinadas a medio y largo plazo, que se justifican en planes de desarrollo de la red, basados en escenarios que proyectan trayectorias plausibles de capacidades de generación y demanda que apoyan las políticas energéticas, climáticas e industriales, incluidos los planes nacionales de energía y clima. Las inversiones anticipatorias no son una nueva «clase» de inversión, ya que consisten en activos de red idénticos a los de todos los demás tipos de inversiones en redes, como las inversiones reactivas (11).
La inversión anticipada es hasta cierto punto común a nivel del transporte, donde los gestores de redes de transporte (GRT) evalúan con frecuencia sus necesidades basándose en escenarios que integran medidas políticas, para responder a la evolución futura del consumo y del suministro eléctrico. Por ejemplo, los interconectores híbridos en alta mar suelen ser de naturaleza anticipatoria, ya que se construyen con la hipótesis de un futuro crecimiento de las capacidades de generación cercanas. Las inversiones anticipatorias siguen siendo menos comunes a nivel de la distribución, donde, tradicionalmente, la mayoría de los gestores de redes de distribución (GRD) desarrollaban sus redes de forma reactiva, basándose en el marco regulador vigente, realizando refuerzos de la red solo cuando se presentaban solicitudes de conexión a la red o si era necesario realizar reformas. La principal razón que subyace al desarrollo reactivo de la red es el riesgo percibido en relación con las inversiones anticipatorias, especialmente en relación con la posible infrautilización del activo, que conduciría a precios más altos para los consumidores sin beneficios percibidos. Todavía no existen marcos de mitigación de riesgos en todos los Estados miembros. El capítulo sobre estrategias de mitigación de riesgos ofrece más detalles al respecto. Algunos ejemplos de inversiones anticipatorias, que incluyen inversiones que facilitan el desarrollo futuro de la red, son:
| — | Refuerzos de la red terrestre, como nuevas subestaciones, que puedan responder a los cambios previsibles en la oferta y la demanda, por ejemplo, sobredimensionando la capacidad de las subestaciones, las estaciones transformadoras o las propias líneas. Esto podría estar vinculado, por ejemplo, a las zonas de aceleración de las energías renovables. |
| — | Diseño con perspectivas de futuro de proyectos en alta mar, como asignar espacio de una subestación en alta mar y diseñarla de forma que permita futuras ampliaciones o diseñar toda la subestación con mayor capacidad. Por ejemplo, esto podría tener como finalidad permitir la conexión de interconectores que estén en fase de estudio o la conexión de nuevos parques eólicos cercanos que esté previsto subastar. Esta anticipación puede ahorrar costes significativos en comparación con la construcción de nuevas subestaciones marítimas. |
| — | Colocar tubos de cable de repuesto en las zanjas para estar preparados para futuros aumentos de capacidad, ya que una segunda ronda de obra civil puede conllevar costes y tiempo considerables para conseguir nuevos permisos. Del mismo modo, los activos de red pueden diseñarse de manera que estén listos para ser equipados con circuitos adicionales en caso necesario. Las líneas pueden construirse con postes para líneas de doble circuito aunque inicialmente estén equipadas con un solo circuito. |
| — | Avances para aumentar la resiliencia del sistema a largo plazo. Por ejemplo, esto puede incluir el desarrollo de la red para aumentar la resistencia al clima (asegurando la preparación para años climáticos más adversos, por ejemplo, mediante el refuerzo estructural de las líneas). |
2.2. ¿Por qué son necesarias inversiones anticipatorias?
Es necesario invertir 730 000 millones EUR en el desarrollo de la red de distribución y 472 000 millones EUR en el desarrollo de la red de transporte hasta 2040 (12) para hacer avanzar el mercado interior de la energía y ampliar la capacidad de la red, de modo que se puedan conectar nuevos proyectos de generación limpios y de bajo coste que reduzcan los precios medios de la electricidad al por mayor. Aumentar la inversión en redes permite disminuir a medio plazo la factura del consumidor, al proporcionar la capacidad necesaria para integrar nueva generación de bajo coste y al reducir globalmente los costes del sistema (13). Desde un punto de vista crítico, el acceso a la red y un suministro de energía asequible son también una de las condiciones necesarias para la competitividad industrial de Europa. La necesidad de llevar a cabo estas inversiones de forma anticipatoria está motivada por tres razones principales:
| 1. | El dimensionamiento insuficiente de las redes provoca plazos más largos para las conexiones a la red, lo que pospone la electrificación y el despliegue de fuentes de energía limpias. Esto se debe a que los plazos de desarrollo de la red son más largos que los plazos de desarrollo de los activos de generación y demanda. Los proyectos de red son complejos y se extienden con frecuencia a lo largo de múltiples regiones o de varios Estados miembros o terceros países. Esta complejidad aumenta los tiempos de desarrollo de los proyectos. Los plazos de ejecución para los proyectos de red pueden llegar a ser de ocho a diez años para los proyectos de redes de distribución y de más de una década en el caso del transporte (14). Además, debido a la insuficiente capacidad de fabricación nacional, los precios y los tiempos de espera para nuevos transformadores y cables casi se han duplicado en comparación con la situación de 2021-2022, y se tarda entre dos y tres años en adquirir cables y hasta cuatro años en conseguir grandes transformadores de potencia (15). Una programación más adecuada de las inversiones anticipatorias en planificación de red puede reducir significativamente los tiempos de espera totales de conexión y ayudar a los proveedores de componentes clave a ampliar sus capacidades de fabricación y planificar mejor las inversiones. |
| 2. | Para determinadas aplicaciones, dimensionar activos más grandes puede suponer un ahorro de costes por MW de capacidad de red construida, y potencialmente también ofrecer mejores acuerdos con los proveedores de tecnología. Además, en muchos lugares, la inversión insuficiente en infraestructuras de red podría resultar más costosa para la sociedad a medio plazo (16) que realizar inversiones anticipatorias con un seguimiento controlado y procesos de gestión de riesgos. |
| 3. | Por último, las inversiones anticipatorias permiten utilizar un único proceso de concesión de permisos tanto para las necesidades inminentes como las futuras, acelerando así el desarrollo de la red y mejorando la aceptación pública. |
3. PLANIFICACIÓN DEL DESARROLLO DE LA RED PARA LAS NECESIDADES FUTURAS
El primer ámbito de actuación es la planificación de la red. El desarrollo de la red, al menos a nivel de media y alta tensión, se basa en planes nacionales de desarrollo y planes de inversión. Por tanto, los planes de inversión de los gestores de redes tienen que estar basados en planes de desarrollo de redes con visión de futuro que evalúen, cuantifiquen y encuentren las soluciones de red más eficientes para las necesidades del sistema.
3.1. Requisitos y marco para la planificación de la red
Hay tres niveles de planificación del desarrollo de la red al considerar el ámbito geográfico (UE, transporte y distribución). A escala de la UE, la REGRT de Electricidad adopta y publica cada dos años un plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión no vinculante y lo presenta a la ACER para que emita su dictamen. El plan decenal de desarrollo de la red abarca la interconexión transfronteriza dentro de Europa y con terceros países, pero también las líneas internas de importancia transfronteriza. El Reglamento RTE-E exige una planificación integrada de las redes eléctricas con redes de otros vectores energéticos, incluido el hidrógeno. La REGRT de Electricidad y la REGRT de Gas (17) están desarrollando conjuntamente los escenarios para los planes decenales.
Desde 2024, el plan decenal de desarrollo de la red abarca también la dimensión marina a través de los planes de desarrollo de redes marítimas a nivel de cuenca marítima, basados en acuerdos marítimos no vinculantes sobre la capacidad de generación programada que los Estados miembros presentan cada dos años. Los interconectores híbridos suelen ser de carácter anticipatorio, ya que normalmente se construyen sobre la base de estimaciones de la futura generación renovable en alta mar, teniendo en cuenta el plan decenal de desarrollo de la red y los planes nacionales de desarrollo del transporte. Por eso, para la dimensión marítima, la planificación de la red a nivel de la UE ya está haciendo que el enfoque ascendente habitual de la planificación se corresponda con reflexiones descendentes basadas en las orientaciones de los Estados miembros a través de sus objetivos no vinculantes de energías renovables marítimas a nivel de cuenca marítima.
A nivel nacional, los gestores de redes de transporte y distribución están obligados a establecer los respectivos planes de desarrollo de la red al menos cada dos años (18). A nivel de transporte, el plan indica el desarrollo de la principal infraestructura de transporte en los próximos diez años y detalla las inversiones que deben realizarse para los próximos tres años. La planificación de la red tiene que estar bien alineada con los planes nacionales de energía y clima presentados de acuerdo con el Reglamento (UE) 2018/1999, de manera que refleje la evolución futura de la generación y la carga y tenga en consideración la evolución en materia de respuesta de la demanda, flexibilidad y soluciones de red alternativas. Además, a nivel de transporte, el plan de desarrollo de la red debe estar bien alineado con el plan decenal de desarrollo de la red a escala de la UE.
Para el nivel de distribución, el plan tiene que establecer las inversiones programadas para los próximos cinco a diez años, con especial énfasis en la infraestructura de distribución principal que se requiere para conectar la nueva capacidad de generación y las nuevas cargas, incluidos los puntos de recarga para vehículos eléctricos. También tiene que proporcionar transparencia sobre los servicios de flexibilidad necesarios a medio y largo plazo y considerar alternativas al desarrollo de la red (como la flexibilidad, la respuesta de la demanda o las tecnologías de red innovadoras) (19).
3.2. Mejoras en la planificación de la red para permitir inversiones con visión de futuro
Desafíos
Sobre la base de los requisitos legales existentes, los planes de desarrollo de la red deben prever el desarrollo futuro de la demanda y el suministro, tanto a nivel de transporte como de distribución, lo que facilitaría el despliegue de inversiones anticipatorias. Sin embargo, el nivel de ejecución difiere mucho dentro de la Unión (20), lo que impide actualmente en muchos casos la inclusión de inversiones anticipatorias en los planes de red.
Si bien en el caso de los planes de desarrollo de la red del transporte, muchos GRT ya basan su planificación en escenarios que cubren los objetivos energéticos y climáticos, esto es menos común para los GRD. Esto está relacionado con la diferente situación en los respectivos países, con varios GRD más pequeños con una capacidad a menudo insuficiente para modelizar las necesidades futuras o que se benefician de una exención debido a su escasa base de clientes.
La falta de procesos de coordinación adecuados en la elaboración de escenarios aumenta el riesgo de cuellos de botella y retrasos en la red. Por ejemplo, si un GRD lleva a cabo planes de red e introduce inversiones anticipatorias que tengan en cuenta la rápida asimilación de las energías renovables y la electromovilidad, las bombas de calor o la electrificación industrial en una región, pero el GRT no tiene suficientemente en cuenta esta evolución en sus propios escenarios, es probable que la capacidad de red disponible para nuevas conexiones se agote en el momento en que se necesite una nueva subestación a nivel de transporte en esa región. Como los proyectos de transporte suelen ser más complejos y de mayor duración que los de distribución, esto puede crear retrasos significativos en las nuevas conexiones a la red.
Recomendaciones de la Comisión
| a) | Las autoridades reguladoras nacionales o las autoridades de los Estados miembros deben velar por que los planes de desarrollo de la red se basen en hipótesis de desarrollo futuro y expliquen claramente el vínculo entre la generación y el consumo previstos en el futuro y el desarrollo de la red propuesto. Asimismo, los escenarios deben armonizarse al menos para cada nivel de planificación respectivo. Los Estados miembros en los que se utiliza el concepto de inversiones anticipatorias suelen desarrollar planes de desarrollo de la red basados en la planificación de escenarios, lo que se considera una buena práctica (21). |
| b) | Los escenarios utilizados para la planificación del desarrollo de la red definen los parámetros que afectan a las evaluaciones sobre las necesidades futuras de la red. Los escenarios deben elaborarse tras la consulta pública y la coordinación con los Estados miembros y las ANR para garantizar la armonización con los objetivos nacionales a largo plazo en materia de política energética y climática (en consonancia con los planes nacionales integrados de energía y clima) y la consideración inclusiva y transparente de las aportaciones de las partes interesadas. En particular, la planificación debe permitir la consecución de los objetivos nacionales y de la UE, como los relativos a las energías renovables, la calefacción y la refrigeración (vinculación con los planes locales de calefacción y refrigeración), la infraestructura de recarga de la electromovilidad, la descarbonización industrial, incluso mediante la electrificación o el hidrógeno. Los escenarios también deben ser intersectoriales a nivel nacional, a fin de permitir la realización de evaluaciones de riesgos con una planificación coordinada. Los planes de desarrollo de la red deben utilizar múltiples escenarios y análisis de sensibilidad para tener en cuenta las incertidumbres sobre la oferta y la demanda futuras. Es importante señalar que los Estados miembros deben asegurarse de desarrollar en tiempo oportuno objetivos, estrategias y planes nacionales estables a medio y largo plazo en materia de política energética y climática que faciliten la elaboración de escenarios de desarrollo de redes. |
| c) | Los gestores de redes deben garantizar que los planes de desarrollo de la red sean el primer y principal instrumento en el que se incluyan, evalúen y, en su caso, aprueben las inversiones anticipatorias por parte del sistema regulador. Estos planes deben explicar claramente cómo se desarrollará la red, proporcionando visibilidad a los inversores y a las cadenas de suministro. El nivel de detalle puede variar según los niveles de tensión, pero también teniendo en cuenta la base de clientes en el caso de los GRD (22). Por ejemplo, en un GRD de baja tensión, es probable que los elementos de red sean muy específicos del proyecto, con necesidades y características adaptadas a las necesidades de cada usuario de la red. |
| d) | A la hora de planificar inversiones de nueva construcción, los gestores de redes deben considerar soluciones que permitan posibles aumentos de capacidad en el futuro, preparando los activos para su futura expansión. Esto podría acelerar significativamente el desarrollo general de la red desde la perspectiva de la transparencia, la visibilidad y la concesión de permisos. Las aplicaciones concretas pueden consistir en destinar más espacio a subestaciones, instalar torres, transformadores o postes más grandes (que permitan futuros circuitos adicionales en la línea), colocar tubos de cable de repuesto en zanjas. |
| e) | Los Estados miembros o las ANR podrían considerar la posibilidad de introducir un período de previsión adecuado para la planificación detallada de la red o, en su caso, para los planes de inversión de los gestores de redes, a fin de tener en cuenta y poder aprobar inversiones anticipatorias. Esto podría ayudar a evitar cuellos de botella en la cadena de suministro y contribuir al objetivo de mantener la cadena de valor de la fabricación en Europa, también en consonancia con el Reglamento sobre la Industria de Cero Emisiones Netas. |
| f) | También son necesarios más esfuerzos para coordinar los respectivos niveles de planificación de la red, a fin de garantizar que los activos se planifiquen de forma rentable. Esto pueden llevarlo a cabo los Estados miembros o las ANR a nivel nacional y, en la medida de lo posible, a nivel regional, por ejemplo, exigiendo una armonización en términos de calendario de los planes de desarrollo de la red o la coordinación de los insumos (escenarios) utilizados en todos los niveles de planificación. Actualmente, todos los planes son obligatorios al menos cada dos años, pero no hay requisitos sobre su secuencia o interrelación, lo que da lugar a ineficacias. La Comisión Europea está analizando posibles nuevas medidas en el marco del próximo paquete de medidas sobre las redes eléctricas. La planificación de la red también se aborda en el proyecto de código de red sobre la respuesta de la demanda, presentado por la ACER a la Comisión Europea en marzo de 2025. La ACER también tiene previsto publicar orientaciones sobre los planes de desarrollo de la red de distribución para mediados de 2025. |
3.3. Régimen de control de los planes de desarrollo de la red
Desafíos
A menudo, las inversiones anticipatorias no se planifican ni se incluyen en los planes de desarrollo de la red desde el principio, dando por supuesto que más tarde se descartarían en el proceso de control. Además, en muchos casos, aunque se propongan en los planes de desarrollo de la red o en los planes de inversión, la práctica de evaluación de las ANR de las inversiones anticipatorias podría suponer un escollo si dicha evaluación se basa, por ejemplo, en escenarios que parten de supuestos diferentes o comprueban calendarios distintos de los utilizados para los planes de red, principalmente, en lo que se refiere a los objetivos de descarbonización o de integración de las energías renovables. Este también podría ser el caso cuando el nivel y las condiciones del control reglamentario no se hayan establecido por adelantado de forma transparente.
Existen diferentes prácticas para apoyar los esfuerzos de control. Por ejemplo, en Letonia, la autoridad reguladora nacional evalúa la coherencia de los planes de desarrollo de la red de transporte con el plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión y, en particular, la prevención de congestiones en los interconectores. En Portugal, la ANR emite un dictamen sobre los proyectos de planes de desarrollo de la red, que los gestores de redes deben tener en cuenta en la versión final. En Austria, la ANR respalda los esfuerzos de control con evaluaciones de la calidad y de los costes realizadas por auditores antes de incluir una inversión en la base de activos regulados. En muchos Estados miembros, las ANR evalúan los planes en general, si bien centran su atención de control en proyectos y programas de inversión de alto nivel, para los que exigen análisis de costes y beneficios (23).
Mejores prácticas en materia de planificación del desarrollo de redes para permitir inversiones anticipatorias:
| Austria | El Ministerio Federal de Clima, Energía y Movilidad prepara un plan integrado de desarrollo de la red, que incluye tanto la electricidad como los gases, sobre la base de escenarios comunes de desarrollo futuro que abarcan el horizonte de 2030 y 2040. El plan de desarrollo de la red del GRT debe tener en cuenta este plan para que la infraestructura de red programada refleje las necesidades futuras. |
| Bélgica | Desarrollo de las energías renovables marinas previsto en los planes de desarrollo de la red, que se basan en escenarios que tienen en cuenta los objetivos energéticos y climáticos nacionales y de la UE. |
| Dinamarca | Objetivos para 2050 plenamente considerados en la planificación de la red, con hipótesis para los escenarios que deben utilizar de manera generalizada los gestores de redes y la ANR que establece la Agencia Danesa de la Energía. |
| Francia | Obligación de que los usuarios de la red notifiquen los futuros planes al operador de la red para tenerlos en cuenta en la planificación. Francia ha establecido un marco regulador (S3REnR) (24) para la planificación del desarrollo de la red que integra de manera exhaustiva el desarrollo de la producción de energías renovables mediante la coordinación de los proyectos de los promotores de proyectos de energías renovables, la planificación de la red y la mutualización de los costes. Esto se basa en la declaración por parte de los promotores de proyectos de energías renovables de los proyectos previstos en un sitio web específico. Del mismo modo, Francia ha creado «zonas de descarbonización», polos industriales en los que se espera que una importante demanda futura de electricidad sustituya al consumo de gas natural. |
| Alemania | Escenarios conjuntos a nivel de GRT y GRD, que se tienen en cuenta en el futuro desarrollo de la red. Los planes de desarrollo de la red están orientados al futuro, los GRD de alta y media tensión preparan y publican conjuntamente el plan de desarrollo de la red para el período de los próximos diez años, anualmente. Se coordinan en seis regiones de planificación. Los escenarios cubren el período hasta 2045. |
| Portugal | Los planes de desarrollo de la red tienen que reflejar los planes nacionales integrados de energía y clima, y la planificación de la red tiene que satisfacer las necesidades climáticas. Para el plan de desarrollo de la red de distribución existen tres escenarios de demanda de electricidad para 2024-2031, con un escenario central (crecimiento anual del 1,1 %) como referencia. Dicho plan considera la flexibilidad y otras opciones alternativas de red. Las nuevas subestaciones dejan margen para la escalabilidad y los futuros usuarios de la red. Se construyen nuevas líneas de un circuito con postes en los que también se puede instalar un doble circuito. |
Recomendaciones de la Comisión
| a) | Las ANR deben garantizar un control reglamentario adecuado de los planes de desarrollo de la red para facilitar la evaluación y la inclusión de las inversiones anticipatorias, asegurándose de que se basan en escenarios adecuados y de que existe un vínculo claro entre dichos planes y la aprobación de las inversiones o los planes de inversión posteriores. Si las inversiones no se aprueban directamente en el seguimiento del plan de desarrollo de la red, en aras de la transparencia, al menos la metodología para la aprobación de las inversiones debe incluirse en el plan. |
| b) | Cuando sea necesario, las ANR deben adaptar sus prácticas existentes en lo que respecta a los requisitos de modificación de los planes de desarrollo de la red, por ejemplo en lo que se refiere a la reflexión de las necesidades futuras, a fin de permitir que los planes se conviertan en verdaderas herramientas de planificación de inversiones que anticipen y tengan en cuenta los beneficios y requisitos del sistema para el futuro. |
4. PERMITIR INVERSIONES ANTICIPATORIAS, MANTENIENDO AL MISMO TIEMPO UNAS FACTURAS DE ELECTRICIDAD ASEQUIBLES
Desafíos
El aumento de las energías renovables, la electrificación de la economía y las nuevas fuentes de demanda, como los centros de datos y los electrolizadores, requieren un aumento de los niveles de inversión en la red eléctrica en comparación con el pasado (25) . Más allá del aumento de las necesidades globales de inversión anual, las inversiones anticipatorias pueden requerir una financiación por adelantado de parte de esas necesidades de inversión, de forma que se trasladen al presente. Esto plantea un reto a la hora de realizar las inversiones necesarias para conectar a los nuevos usuarios de la red y transportar la electricidad donde sea necesaria, manteniendo al mismo tiempo unas facturas asequibles para los consumidores.
Al mismo tiempo, debido a esta magnitud, los gestores de redes necesitan obtener capital y deuda adicionales en cantidades significativas para financiar sus planes de inversión. Necesitan una remuneración competitiva basada en un rendimiento razonable y previsibilidad en cuanto a los beneficios futuros para facilitar su acceso eficiente a los mercados financieros a fin de obtener los fondos de inversión.
Es necesario actuar en los ámbitos de la fijación de tarifas de acceso a la red, las cuotas de conexión a la red y la definición de incentivos y control reglamentario.
4.1. Tarifas de acceso a la red
Las tarifas de acceso a la red son los precios que pagan los usuarios de la red por el servicio de transporte de electricidad desde el punto de producción hasta el lugar en que se utiliza la electricidad. Uno de los principales objetivos de las tarifas de acceso a la red es permitir la recuperación de costes necesaria para las inversiones de red en activos de las redes de transporte y distribución y en contadores inteligentes, y financiar los costes de funcionamiento de los servicios del sistema. El Reglamento sobre la electricidad (artículo 18) establece que las tarifas de red deben ajustarse a los costes, proporcionar incentivos adecuados a corto y largo plazo, incluidas inversiones anticipatorias, y fomentar la integración de las energías renovables, la flexibilidad y las soluciones de optimización de las redes existentes, y contribuir a los objetivos de los planes nacionales integrados de energía y clima.
Recomendaciones de la Comisión
| a) | Las tarifas de acceso a la red deben reflejar las estructuras de costes a corto plazo (como las pérdidas de la red y los costes de congestión) y a largo plazo, incluidos los costes de inversión en el desarrollo programado de infraestructuras. En la mayoría de los países y territorios, la ANR tiene la facultad legal de establecer o aprobar la metodología tarifaria. |
| b) | La distribución de los costes entre los grupos de consumidores, establecida por la ANR, requiere una atención cuidadosa a medida que evoluciona el sistema energético. No obstante, como principio general, todos los usuarios de la red deben pagar por los servicios de red que se les presten. El debido control reglamentario debe garantizar que los costes cubiertos por los consumidores a través de las tarifas de acceso a la red reflejen las necesidades futuras de la red. |
| c) | En consonancia con el Plan de Acción para una Energía Asequible, cuando proceda en casos específicos, los Estados miembros podrían hacer uso de su presupuesto público para reducir las tarifas de acceso a la red a fin de cubrir los costes adicionales derivados de grandes inversiones en la red necesarias para acelerar la descarbonización y la integración del mercado, de conformidad con el marco reglamentario, las normas sobre ayudas estatales y el Derecho en materia de competencia. Los Estados miembros también podrían considerar la opción de utilizar las rentas de congestión para financiar inversiones anticipatorias (26) a fin de aliviar la carga global del sistema de tarifas. Otra opción podrían ser los préstamos estatales para el desarrollo de infraestructuras reembolsados en función de la tasa real de utilización de los activos (véase el ejemplo sueco en la sección 4.3). Además, las garantías estatales podrían contribuir a una mejor financiación de las inversiones anticipatorias en los casos en que la nueva inversión necesaria sea demasiado elevada en comparación con la base de activos regulados existente o la ratio de deuda de las empresas. |
Conforme a lo dispuesto en el Plan de Acción para una Energía Asequible, la Comisión presentará orientaciones sobre las tarifas de acceso a la red, incluido el uso correspondiente del presupuesto público, a más tardar el segundo trimestre de 2025, y una Estrategia de Inversión en Energías Limpias antes de que acabe 2025.
4.2. Cuotas de conexión
El principal objetivo de las cuotas de conexión a la red es recuperar el coste de los activos, nuevos o mejorados, necesarios para la conexión de los usuarios de la red. Por lo tanto, su diseño desempeña un papel fundamental en la recuperación de los costes de las inversiones anticipatorias. Como en el caso de las tarifas de acceso a la red, más allá de la recuperación de costes, las cuotas de conexión también pueden diseñarse para incentivar un comportamiento favorable para el sistema por parte de los usuarios de la red.
Recomendaciones de la Comisión
| a) | Las cuotas de conexión establecidas por las ANR pueden ayudar a recuperar los costes de conexión de los proyectos de los usuarios de la red de manera más inteligente. Los diseños inteligentes de las cuotas de conexión y sus niveles pueden utilizarse para incentivar las solicitudes de conexión allí donde sea más apropiado para el sistema, como ofrecer cuotas de conexión más bajas (superficiales) en zonas donde se hayan realizado inversiones anticipadas en la red, y cuotas de conexión más altas (profundas) allí donde, a pesar de no haberse programado, los usuarios de la red decidan desarrollar proyectos en zonas congestionadas. Esto puede animar a los usuarios de la red a participar en el proceso de planificación (anticipatoria) y a proponer proyectos en ubicaciones favorables para el sistema. |
| b) | Además, las cuotas de conexión en zonas de inversión anticipatoria deben tener en cuenta que, si bien los activos de red pueden estar inicialmente infrautilizados, cabe esperar un número significativo de nuevas conexiones en el futuro. Sobrecargar a los primeros consumidores de estas zonas con elevadas cuotas de conexión podría perjudicar la justificación comercial de ubicar sus proyectos en dicha zona, y trasladarles injustamente los costes a ellos si finalmente se conectasen. |
| c) | Cuando las inversiones anticipatorias sean muy significativas, las estrategias de aplazamiento pueden mitigar los efectos inmediatos de los costes en los consumidores. El uso de tasas de reserva normalizadas (por ejemplo, por MW) que constituyan una parte del coste total (profundo) anticipatorio dividido por la cantidad prevista de demanda futura de los usuarios pueden ser herramientas eficaces para garantizar el éxito a la hora de conseguir que los posibles usuarios de la red desplieguen sus proyectos en las zonas programadas de los planes de desarrollo de la red. Por ejemplo, Irlanda facilita el establecimiento de polos de energías renovables que reciben ayudas por medio de una metodología de tarificación de la conexión por megavoltiamperio (MVA) (27) . Para evitar elevados costes de conexión para los primeros usuarios, algunos regímenes nacionales establecen sistemas de reembolso o métodos de reparto de costes entre los usuarios de la red (28). |
| d) | A su vez, los riesgos de infrautilización inicial del activo podrían prevenirse de manera más adecuada si los Estados miembros, al mismo tiempo, introducen normas muy claras sobre las solicitudes de conexión, estableciendo períodos máximos para la conexión con obligaciones claras tanto para los operadores de la red como para los usuarios de la red. Tal como se establece en el Plan de Acción Industrial para el Sector Europeo del Automóvil, la Comisión Europea presentará recomendaciones más amplias sobre el tratamiento de las solicitudes de conexión antes de finales de 2025. |
4.3. Control reglamentario de las inversiones de red y de los incentivos
Desafíos
El control reglamentario del desarrollo de la red es esencial para garantizar que las inversiones sean rentables y estén justificadas, y que las facturas de electricidad sigan siendo asequibles. Como se ha mencionado anteriormente en la sección 3.3, el control reglamentario de las inversiones anticipatorias debe llevarse a cabo principalmente en la fase de planificación, al evaluar los respectivos planes de red o de inversión de los gestores de redes (incluidos en el plan de desarrollo de la red o por separado). Es importante señalar que ya debe comenzar con los planes de desarrollo de la red, pues estos deben proporcionar la base analítica para las decisiones de inversión.
Recomendaciones de la Comisión
| a) | Las ANR deben introducir normas claras por adelantado para la aprobación de los costes de las inversiones anticipatorias. Sobre la base de la planificación de la red, las ANR deben evaluar las posibles pérdidas de bienestar de una ejecución «demasiado temprana» frente a una ejecución «demasiado tardía» de los proyectos para que se tengan en cuenta en el proceso de aprobación de las inversiones. Esto debe garantizar la igualdad de trato de las inversiones anticipatorias con otras inversiones, al tiempo que se tiene en cuenta su carácter específico en términos de distribución del riesgo. El proceso de control debe ser cuidadosamente equilibrado. En la práctica, esto significa, por ejemplo, evitar prácticas demasiado estrictas, como la obligación de que los proyectos demuestren su valor en demasiados o muy diversos escenarios. Por ejemplo, las normas pueden especificar un número limitado de escenarios concretos en los que se haya detectado la necesidad de inversión, como ocurre actualmente con el plan decenal de desarrollo de la red y el proceso de selección de PIC/PIM en virtud del Reglamento RTE-E, que se basan en tres escenarios de los cuales uno principal se prioriza en la evaluación. |
| b) | Además, una vez que se hayan evaluado positivamente los proyectos propuestos en los planes de desarrollo de la red o planes de inversión y se haya incurrido en gastos justificados (aprobados), su consideración debe ser administrativamente indiscutible a posteriori. En el caso de los activos construidos, la inclusión en la base de activos regulados no debe ser objeto de impugnación por parte de la ANR en caso de cambios imprevistos en la utilización real de los activos de red con respecto a las expectativas modelizadas. Los regímenes reguladores deben garantizar la estabilidad y la seguridad de las inversiones realizadas, al tiempo que deben introducirse incentivos para animar a los gestores de redes a hacer todo lo posible para mitigar la incertidumbre (como el refuerzo de la participación de las partes interesadas en la elaboración de escenarios). Las sanciones ex post a los gestores de redes debido a que la utilización real de los activos de red difiera de las expectativas en el momento en que se evaluó la inversión anticipatoria pueden suponer un importante desincentivo para futuras inversiones. Debe considerarse que una decisión de inversión anticipatoria, una vez aprobada por la autoridad reguladora, cumple unos requisitos sólidos de planificación y toma de decisiones. |
| c) | Más allá de las acciones de control específicas de proyectos o programas, las ANR también pueden utilizar la evaluación comparativa de la eficiencia para fomentar la rentabilidad. Es importante que, al hacerlo, estas prácticas representen inversiones anticipatorias y, por tanto, no se basen únicamente en información histórica o en la eficacia a corto plazo. De lo contrario, el rendimiento relativo de los gestores de redes que realizan inversiones anticipatorias mostraría un rendimiento negativo y, por tanto, incentivos erróneos. |
| d) | La amortización, fijada por las ANR, es una parte importante de los ingresos autorizados utilizados para fijar las tarifas. El ajuste de los perfiles de amortización puede reducir el impacto a corto plazo sobre las tarifas de los costes de inversión anticipatorios. Normalmente, los activos de red se amortizan linealmente a lo largo de su vida útil. Dado que las inversiones anticipatorias pueden dar lugar a activos inicialmente infrautilizados, repercutir inmediatamente el coste total de la amortización a los consumidores puede provocar subidas de tarifas. Cuando se considere necesario y justificado, la amortización podría retrotraerse para trasladar una mayor recuperación de costes a años futuros con una base de consumidores y una utilización de activos más elevadas, lo que mejoraría los argumentos a favor de la inversión sin gravar de manera desproporcionada a los consumidores actuales. Las autoridades reguladoras también pueden aplazar el inicio de la amortización hasta que se alcance un determinado nivel de utilización de los activos o de demanda, suavizando la recuperación de los costes a lo largo del tiempo y alineándose mejor con el uso real del sistema y el beneficio para el consumidor. No obstante, estos enfoques deben sopesarse con los argumentos de inversión para los operadores debido al mayor período de rentabilidad de las inversiones, en particular desde la perspectiva de la financiación y el flujo de caja, ya que las inversiones más elevadas se producen por adelantado y los ingresos se producen más tarde. Esto puede aumentar el riesgo de crédito y dar lugar a un mayor coste del capital o a una reticencia a financiar inversiones anticipatorias. |
| e) | Por último, los límites de inversión aplicados por las ANR, así como los retrasos en el reconocimiento de costes, también pueden obstaculizar las inversiones anticipatorias y deben eliminarse si existen. Si el reconocimiento de costes está vinculado a una tasa de utilización concreta del activo, puede desincentivar significativamente las inversiones anticipatorias. Del mismo modo, si los grandes proyectos de inversión solo se incluyen en la base de activos regulados una vez que han entrado plenamente en servicio, puede desincentivarse incluso su consideración, si el riesgo relacionado con la financiación subyacente es demasiado elevado. En cuanto a los topes de inversión por año, esto es directamente contradictorio con la mayor necesidad de inversión y puede no tener en cuenta que invertir con antelación puede ser más eficiente que esperar a que se materialice la demanda, como se ha mencionado anteriormente. |
Ejemplos de algunas de las prácticas que permiten las inversiones anticipatorias:
| Austria | Los gestores de redes tienen derecho al rendimiento ya antes de la puesta en marcha del proyecto. El margen sobre los límites máximos de ingresos permite un flujo de ingresos adicional. |
| Bélgica | Los gestores de redes tienen derecho al rendimiento ya antes de la puesta en servicio del proyecto, inclusión gradual en la base de activos regulados. |
| Dinamarca | Inversión anticipatoria realizada sobre la base del análisis de sensibilidad en el plan de desarrollo de la red y el análisis socioeconómico de costes y beneficios. Prima de riesgo en los ingresos regulados para cubrir las pérdidas en los raros casos en que el activo acabe infrautilizado u obsoleto. |
| Alemania | Los GRD también realizan una expansión anticipatoria de la red, caso por caso. Las amortizaciones extraordinarias pueden utilizarse para amortizar los activos obsoletos, en caso de que se produzca tal situación. Los riesgos residuales se compensan con la prima de riesgo de mercado dentro de la tasa imputada de rendimiento de los fondos propios. El margen sobre los límites máximos de ingresos permite un flujo de ingresos adicional. |
| Irlanda | Construir con antelación polos de energías renovables identificados por los gestores de redes en función de los proyectos previstos, la capacidad de generación disponible, la capacidad de red previa disponible y/u otros factores. Para estos polos piloto, se espera que se lleven a cabo inversiones anticipatorias (por ejemplo, la mejora de los transformadores en las subestaciones). |
| Portugal | Modelo TOTEX, la nueva inversión incluida en la base de activos regulados ex ante se basa en el plan de desarrollo de la red. |
| Suecia | Préstamos para el refuerzo de la red (29): el Estado asume el riesgo financiero de la parte del refuerzo de la red que no se utiliza en la fase inicial. El préstamo se reembolsa en proporción a la utilización. |
4.4. Riesgos percibidos y estrategias de mitigación de riesgos
Desafíos
Dada su naturaleza, las inversiones anticipatorias pueden conllevar diferentes grados de riesgo. Pueden producirse activos obsoletos cuando se pone en marcha un proyecto de red y, contrariamente a lo analizado cuando se hizo la inversión, queda inutilizado porque no se materializa la generación o la demanda previstas. Un activo obsoleto puede suponer un grave riesgo, ya que los consumidores pagarán, a través de las tarifas de acceso a la red de sus facturas de electricidad, un coste de inversión que no les reportaría ningún beneficio. No obstante, este riesgo es limitado cuando la necesidad de la red queda demostrada por diferentes escenarios, lo que justifica que es muy probable que se soliciten conexiones a la red, aunque los usuarios de la red no sean los previstos inicialmente. Ese riesgo limitado se dará con frecuencia en las zonas de aceleración de las energías renovables, las zonas de infraestructura de red y almacenamiento necesarias para integrar las energías renovables en el sistema eléctrico (30), las zonas de infraestructura de recarga de vehículos eléctricos de acceso público a lo largo de la red RTE-T (31), los polos industriales emergentes con bajas emisiones de carbono (incluidas las instalaciones de hidrógeno) y las zonas donde se promuevan nexos de electrificación concentrada, como puertos y centros urbanos donde se fomente ampliamente la electromovilidad y la calefacción y refrigeración electrificadas.
Por último, otros riesgos pueden ser menos graves, pero más comunes. Es posible que los usuarios de la red previstos en los escenarios hagan solicitudes de conexión, pero esto lleva más tiempo de lo previsto inicialmente. Esto conlleva un riesgo de infrautilización inicial de algunos activos de la red.
Recomendaciones de la Comisión
| a) | La evaluación de riesgos es esencial y debe llevarse a cabo en la fase de definición y análisis del escenario. Las ANR o las autoridades de los Estados miembros deben establecer normas claras para dicha evaluación y los gestores de redes deben aplicarlas en consecuencia. Los riesgos en el desarrollo de la red deben evaluarse teniendo en cuenta los costes y beneficios percibidos por los consumidores y en función de escenarios contrafactuales alternativos en los que la red no se amplíe con suficiente antelación y, por tanto, aumenten los costes de oportunidad para la sociedad. Deben apoyarse las inversiones mediante su inclusión en escenarios preespecificados. |
| b) | Los riesgos también podrían atenuarse mediante una evaluación en dos fases de los grandes proyectos de desarrollo de la red. Este enfoque consiste, en primer lugar, en la aprobación reglamentaria de los costes de las actividades previas a la construcción (es decir, el diseño y la obtención de permisos) y, en segundo lugar, en la construcción, una vez confirmada por otra ronda de planes de desarrollo de la red u otros desarrollos, incluidos los resultados de los procedimientos de licitación de las fuentes de energía renovables. Además de prevenir los costes irrecuperables, esto permite un desarrollo más rápido de los proyectos con costes limitados. |
| c) | Los Estados miembros pueden desempeñar un papel en la reducción del riesgo de parte de la inversión mientras el activo de red está infrautilizado. Además de los regímenes de rendimiento adaptados y las cuotas de conexión adaptadas, como se ha mencionado anteriormente, el uso de los fondos públicos disponibles para financiar la inversión podría aliviar la carga global que deben soportar las tarifas de acceso a la red, en cumplimiento de la legislación vigente así como las normas sobre ayudas estatales y el Derecho en materia de competencia, como se menciona en el Plan de Acción para una Energía Asequible. La Comisión proporcionará un documento de orientación, tal como se anunció en dicho Plan de Acción y se describe en la sección 4.1. Los préstamos estatales para el desarrollo de infraestructuras reembolsados en función de la tasa real de utilización de los activos podrían ser otra opción, retrasando el reembolso, y asumiendo el riesgo la entidad estatal que concede el préstamo. |
| d) | Por último, la REGRT de Electricidad y la entidad europea de los GRD deben apoyar la reducción del riesgo compartiendo las mejores prácticas y proponiendo una metodología sobre cómo llevar a cabo efvaluaciones de probabilidad para evaluar los niveles de incertidumbre en relación con el desarrollo de nuevos proyectos. |
5. CONCLUSIONES
Para que las inversiones anticipatorias alcancen todo su potencial, es necesario adaptar las prácticas existentes, desde la planificación de la red, pasando por la aprobación de las inversiones y los costes, hasta la fijación de las cuotas de conexión. Para ello, la Comisión ofrece con estas orientaciones una serie de recomendaciones a los gestores de redes de transporte y distribución, a las autoridades reguladoras nacionales y a los Estados miembros (véase el anexo de las orientaciones).
La Comisión Europea seguirá apoyando el desarrollo de infraestructuras de redes a escala europea, nacional y regional, de forma rentable para cumplir los objetivos energéticos y climáticos. El paquete de medidas sobre las redes eléctricas europeas, anunciado en el Plan de Acción para una Energía Asequible, se esforzará por seguir mejorando la planificación de las redes de transporte y distribución, acelerar la concesión de permisos, mejorar el reparto de costes, impulsar la innovación y apoyar las cadenas de suministro. La Comisión Europea también seguirá ayudando a los Estados miembros y a las partes interesadas a encontrar las mejores formas posibles de financiar las infraestructuras de red, incluidas las inversiones anticipatorias.
(1) Véase la historia de la evolución del sistema eléctrico europeo, The 50 Year Success Story —
Evolution of a European Interconnected Grid [«Historia de un éxito de 50 años: evolución de una red interconectada europea», documento en inglés] (https://eepublicdownloads.entsoe.eu/clean-documents/pre2015/publications/ce/110422_UCPTE-UCTE_The50yearSuccessStory.pdf).
(2) Informe Eurelectric Grids for Speed (https://powersummit2024.eurelectric.org/wp-content/uploads/2024/07/Grids-for-Speed_Report_FINAL_Clean.pdf).
(3) Basado en datos de Wind Europe (https://windeurope.org/newsroom/press-releases/immediate-actions-needed-to-unblock-grid-capacity-for-more-wind-energy/).
(4) Informe de la AIE sobre las redes eléctricas y las transiciones energéticas seguras, noviembre de 2023 (https://iea.blob.core.windows.net/assets/ea2ff609-8180-4312-8de9-494bcf21696d/ElectricityGridsandSecureEnergyTransitions.pdf).
(5) Reglamento (UE) 2022/869 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de mayo de 2022, relativo a las orientaciones sobre las infraestructuras energéticas transeuropeas y por el que se modifican los Reglamentos (CE) n.o 715/2009, (UE) 2019/942 y (UE) 2019/943 y las Directivas 2009/73/CE y (UE) 2019/944 y se deroga el Reglamento (UE) n.o 347/2013 (DO L 152 de 3.6.2022, p. 45).
(6) Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, revisado por el Reglamento (UE) 2024/1747 en relación con la mejora de la configuración del mercado de la electricidad de la Unión (DO L 158 de 14.6.2019, p. 54).
(7) https://circabc.europa.eu/ui/group/88886b79-cdea-4633-a933-8b191efb335b/library/ccd71133-eea2-4612-891b-5318a9f6f8a9.
(8) ACER-CEER position on anticipatory investment [«Posición de ACER-CEER sobre inversiones anticipatorias», documento en inglés], marzo de 2024.
(9) La ACER y el CEER recopilaron las respuestas en un documento de posición global en marzo de 2024 (https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Position%20Papers/ACER-CEER_Paper_anticipatory_investments.pdf).
(10) Algunas partes interesadas elaboraron documentos de posición de apoyo, entre ellas la REGRT de Electricidad (https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/clean-documents/Publications/Position%20papers%20and%20reports/2024/241201_entso-e_pp_anticipatory_investments.pdf), la entidad europea de los gestores de redes de distribución (https://eudsoentity.eu/wp-content/uploads/2025/02/Paper-on-anticipatory-investment_FINAL-PDF.pdf), Eurelectric (https://www.eurelectric.org/wp-content/uploads/2024/06/how-can-dsos-rise-to-the-investments-challenge-implementing-anticipatory-investments.pdf) y el Regulatory Assistance Project (https://blueprint.raponline.org/deep-dive/revitalising-regulation-to-guide-anticipatory-investment/).
(11) Inversiones que responden a la necesidad de reacondicionamiento de la red o a solicitudes de conexión existentes.
(12) Comisión Europea/Informe final de Trinomics: Investment needs of European energy infrastructure to enable a decarbonised economy [«Necesidades de inversión de las infraestructuras energéticas europeas para hacer posible una economía descarbonizada», documento en inglés], 2025 (https://op.europa.eu/en/publication-detail/-/publication/864c619c-e386-11ef-be2a-01aa75ed71a1/language-en?WT.mc_id=Searchresult&WT.ria_c=153343&WT.ria_f=8810&WT.ria_ev=search&WT.URL=https%3A%2F%2Fenergy.ec.europa.eu%2F).
(13) El informe Grids for Speed de Eurelectric prevé una reducción del 18 % de las necesidades totales de inversión y, por tanto, de los costes del sistema, si se aplican estrategias de desarrollo innovadoras, que, entre otras cosas, tengan en cuenta las inversiones anticipatorias (https://powersummit2024.eurelectric.org/grids-for-speed/).
(14) Plan de Acción para una Energía Asequible [COM(2025) 79 final] (EUR https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX%3A52025DC0079&qid=1741780110418 ).
(15) Building the future transmission grid – Strategies to navigate supply chain challenges [«Construir la futura red de transporte: estrategias para superar los retos de la cadena de suministro», documento en inglés]; IEA, febrero de 2025 (https://iea.blob.core.windows.net/assets/a688d0f5-a100-447f-91a1-50b7b0d8eaa1/BuildingtheFutureTransmissionGrid.pdf).
(16) Por ejemplo, el GRT escocés (https://www.ssen-transmission.co.uk/news/news–views/2022/11/the-real-cost-of-having-insufficient-grid/) estimó que los clientes ahorrarían hasta 750 millones GBP durante los dos años y medio si se construyera una capacidad de red equivalente a un coste de alrededor de 25 millones GBP al año. En Austria, un informe de 2022 explica que, para 2040, los costes del sistema derivados de la falta de capacidad de la red, de más de 1 500 millones EUR, se compensan con los de la sobrecapacidad de la red, que son inferiores a 133 millones EUR (https://oesterreichsenergie.at/fileadmin/user_upload/Oesterreichs_Energie/Publikationsdatenbank/Studien/2022/Frontier_AIT-OE-Wert_der_Stromverteilnetze-Policy_Paper-Langfassung-28012022.pdf).
(17) La REGRH, de reciente creación, se unirá a ellos tan pronto como disponga de las capacidades pertinentes.
(18) De conformidad con los requisitos de los artículos 51 y 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 («Directiva sobre la electricidad») (DO L 158 de 14.6.2019, p. 125).
(19) Se está llevando a cabo un trabajo en curso entre los GRT, los GRD, la ACER y la Comisión en seguimiento de la revisión más reciente del Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad («Reglamento sobre la electricidad») en 2024, por el que se encomienda a las autoridades reguladoras o a las autoridades específicas que lleven a cabo una evaluación bienal de las necesidades de flexibilidad. La metodología pertinente, que explique, entre otras cosas, el vínculo con la planificación del desarrollo de la red, debe adoptarse todavía en el tercer trimestre de 2025.
(20) Basado en la propia investigación de la Comisión.
(21) Recomendaciones de ACER/CEER sobre inversiones anticipatorias (https://www.acer.europa.eu/news-and-events/news/acer-and-ceer-provide-recommendations-anticipatory-investments-accelerate-grid-expansion-energy-transition) e informe de ACER sobre evaluación de inversiones, evaluación de riesgos e incentivos reguladores para proyectos de redes de energía (https://acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_Report_Risks_Incentives.pdf).
(22) De conformidad con el artículo 32 de la Directiva sobre la electricidad, los GRD que presten servicio a menos de 100 000 clientes no tienen que preparar planes de desarrollo de la red.
(23) Position on anticipatory investments [«Posición sobre inversiones anticipatorias», documento en inglés]; ACER y CEER, marzo de 2024 (https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Position%20Papers/ACER-CEER_Paper_anticipatory_investments.pdf).
(24) Schéma Régional de Raccordement au Réseau des Énergies Renouvelables (https://www.doubs.gouv.fr/contenu/telechargement/39931/270753/file/S3RENR%20ET%20CAPACITES%20RESEAUX%20ENEDIS.pdf).
(25) El informe de Eurelectric «Grids for speed» menciona inversiones anuales en redes de distribución de aproximadamente 36 000 millones EUR en 2023, mientras que el informe de inversión de la Comisión prevé más de 44 000 millones EUR anuales solo para 2034 (próximo MFP), con tendencia creciente de aquí a 2040.
(26) De conformidad con el artículo 19 del Reglamento (UE) 2019/943.
(27) Renewable Hubs Pilot – Decision Paper [«Proyecto piloto de nodos de energías renovables – Documento de decisión», documento en inglés]; CRU, noviembre de 2023 (https://cruie-live-96ca64acab2247eca8a850a7e54b-5b34f62.divio-media.com/documents/CRU2023131_Renewable_Hubs_Pilot_Decision_1.PDF).
(28) Electricity transmission and distribution tariff methodologies in Europe [«Metodologías de tarificación para transporte y distribución de electricidad en Europa», documento en inglés]; ACER, enero de 2023 (https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_electricity_network_tariff_report.pdf).
(29) La Comisión Europea aprobó la respectiva Decisión de ayuda estatal SA.38918 (https://ec.europa.eu/competition/state_aid/cases/255685/255685_1664987_53_2.pdf).
(30) Designadas por los Estados miembros de conformidad con la Directiva sobre fuentes de energía renovables [Directiva (UE) 2023/2413 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 18 de octubre de 2023, por la que se modifican la Directiva (UE) 2018/2001, el Reglamento (UE) 2018/1999 y la Directiva 98/70/CE en lo que respecta a la promoción de la energía procedente de fuentes renovables y se deroga la Directiva (UE) 2015/652 del Consejo (DO L, 2023/2413, 31.10.2023, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2023/2413/oj)].
(31) Desplegadas de acuerdo con el Reglamento RTE-T [Reglamento (UE) 2024/1679 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de junio de 2024, relativo a las orientaciones de la Unión para el desarrollo de la red transeuropea de transporte, y por el que se modifican el Reglamento (UE) 2021/1153 y el Reglamento (UE) n.° 913/2010 y se deroga el Reglamento (UE) n.° 1315/2013 (DO L, 2024/1679, 28.6.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1679/oj)].
ANEXO
Resumen de las Recomendaciones de la Comisión sobre inversiones anticipatorias
| Agentes | Área de actuación | Recomendación |
| Estados miembros | Planificación | Asegurarse de desarrollar en tiempo oportuno objetivos, estrategias y planes nacionales estables a medio y largo plazo en materia de política energética y climática, bien alineados/vinculados con los planes nacionales integrados de energía y clima si están separados de ellos, para facilitar los escenarios de desarrollo de la red permitiendo elaborar hipótesis de escenarios que sean aceptadas y aplicadas de forma generalizada. |
| GRT/GRD | Planificación | Garantizar que los planes de desarrollo de la red se basen en escenarios de desarrollo futuro, considerar la coordinación de escenarios a nivel nacional y con el plan decenal de desarrollo de la red (garantizar que se tengan en cuenta los datos del plan decenal de desarrollo de la red y desarrollar los planes de desarrollo de la red de transporte y los relativos a la distribución de manera coordinada y coherente). Garantizar la participación de las partes interesadas ya en la fase de desarrollo de escenarios. |
| ANR / Autoridades de los Estados miembros | Planificación | Introducir períodos de previsión adecuados para la planificación detallada de la red o, en su caso, para los planes de inversión de los gestores de redes, a fin de tener en cuenta y poder aprobar inversiones anticipatorias. |
| GRT/GRD | Planificación | Inversión programada para considerar futuras ampliaciones de capacidad (y otros elementos, como la resiliencia frente al cambio climático). |
| ANR | Control reglamentario en la fase de planificación | Garantizar el control reglamentario de los planes de desarrollo de la red facilita la evaluación y la inclusión de las inversiones anticipatorias, ya que se garantiza que están basados en escenarios adecuados y que existe un vínculo claro entre dichos planes y la aprobación de las inversiones o los planes de inversión posteriores. Si las inversiones no se aprueban directamente en el seguimiento del plan de desarrollo de la red, en aras de la transparencia, al menos la metodología para la aprobación de las inversiones debe incluirse en el plan. |
| ANR / Autoridades de los Estados miembros | Controlar los costes e incentivos | Introducción de la definición y de normas de aprobación por adelantado de los costes y de la tasa de rendimiento para las inversiones anticipatorias, también en lo que respecta a los sistemas de gestión de riesgos, a fin de permitir la seguridad de los inversores en lo que respecta a las inversiones anticipatorias. Garantizar la igualdad de trato de las inversiones anticipatorias con otras inversiones en la red, atendiendo a su carácter específico (distribución de riesgos). |
| ANR / Autoridades de los Estados miembros | Controlar los costes e incentivos | Considerar un proceso de aprobación de costes en dos fases para acelerar los proyectos de red, minimizando al mismo tiempo los riesgos y los costes, consistente en 1. diseño y concesión de permisos, 2. construcción (sobre la base de un análisis más profundo, resultados de subastas de fuentes de energía renovables o similares). |
| ANR / Autoridades de los Estados miembros | Controlar los costes e incentivos | Diseñar las cuotas de conexión con vistas a facilitar la conexión de los futuros usuarios de la red y un uso óptimo de la red. Considerar la posibilidad de diseñar cuotas de conexión superficiales frente a profundas, teniendo en cuenta las inversiones anticipatorias. |
| Autoridades de los Estados miembros / ANR | Controlar los costes e incentivos | Introducir normas claras sobre las solicitudes de conexión, estableciendo plazos máximos para la conexión y las sanciones correspondientes, a fin de evitar la infrautilización de los activos correspondientes. |
| ANR | Controlar los costes e incentivos | Garantizar que, una vez aprobados los activos, su remuneración no se cuestione retroactivamente, por ejemplo, sobre la base de una tasa de utilización inicialmente baja del activo en cuestión. Eliminar la evaluación comparativa ex post de la eficiencia. |
| ANR / Autoridades de los Estados miembros | Controlar los costes e incentivos | Considerar estrategias para limitar los efectos sobre las tarifas y, mediante garantías estatales o el uso del presupuesto público, reducir las tarifas de red para cubrir los costes adicionales resultantes de las medidas para acelerar la descarbonización y la integración del mercado, también para las inversiones anticipatorias, respetando el marco reglamentario actual, así como las normas sobre ayudas estatales y el Derecho en materia de competencia. |
ELI: http://data.europa.eu/eli/C/2025/3179/oj
ISSN 1977-0928 (electronic edition)
