Beneficios monopólicos en la red eléctrica: Cómo los operadores de la red obtienen grandes ganancias mientras la transición energética se demora

Transición energética en suspenso: cómo el Estado está ofreciendo a los operadores de red rentabilidades de ensueño

Miles de millones en ganancias a pesar de redes en ruinas: El absurdo modelo de negocio de los proveedores de electricidad

Las redes eléctricas alemanas constituyen el principal obstáculo para la transición energética: obsoletas, sobrecargadas y un enorme factor de coste para hogares e industrias. Sin embargo, mientras decenas de miles de aerogeneradores, paneles solares e instalaciones de almacenamiento esperan su conexión a la red, los operadores de estas redes cierran tratos de ensueño. Gracias a un sistema regulatorio deficiente y a la total falta de competencia, los monopolios regionales obtienen rentabilidades de hasta el 50 %. ¿Cómo es posible que un sector obtenga tales beneficios mientras la infraestructura crítica del país se estanca? Una investigación sobre el complejo sistema de tarifas de la red eléctrica revela que, en última instancia, son los consumidores quienes pagan la factura, y el sistema protege a los especuladores.

Cuando la red se convierte en una mina de oro y nadie la repara

40.000 proyectos bloqueados: Los beneficios obscenos de los monopolistas de la red eléctrica alemana

Quien lea los estados financieros de los mayores operadores de redes de distribución eléctrica de Alemania en la primavera de 2026 quedará asombrado. No por las pérdidas, sino por la abundancia de beneficios. Según un análisis de la Asociación Alemana de Industrias de Nuevas Energías (BNE), facilitado a Zeitmagazin, la rentabilidad media sobre el capital de los 18 mayores operadores regionales de redes eléctricas en 2024 fue de un notable 30,1 por ciento. Esto no es un caso aislado, sino la culminación de una tendencia en curso: ya en 2023, la rentabilidad media sobre el capital (según la legislación mercantil) de los 15 mayores operadores de redes de distribución analizados era del 20,2 por ciento, según determinó la BNE a partir de un análisis de los balances de las empresas para el período 2019-2023. Las empresas individuales superaron estas cifras con creces. EWE Netz logró una rentabilidad del 50 por ciento en 2023, Pfalzwerke Netz del 38 al 39 por ciento, y Westnetz del 27 por ciento. Según la BNE, en 2024 el rendimiento de Westnetz llegó incluso al 45 por ciento, el de Bayernwerk Netz al 38 por ciento y el de Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom del 43 por ciento.

Estas cifras no solo son extraordinarias desde el punto de vista económico, sino también políticamente explosivas. Al mismo tiempo, gran parte de la red eléctrica alemana está completamente sobrecargada, obsoleta y desbordada por el auge de las energías renovables. Alrededor de 40.000 proyectos en toda Alemania esperan conexión a la red, incluyendo parques eólicos, plantas solares e instalaciones de almacenamiento de baterías con una capacidad total de 140 gigavatios. Los expertos estiman que la necesidad de ampliar la red de distribución para 2045 ascenderá a unos 323.000 millones de euros, y la de la red de transmisión a otros 328.000 millones, lo que supone un total de unos 651.000 millones de euros. Y, sin embargo, las empresas a las que la sociedad ha confiado la responsabilidad de esta infraestructura crítica están generando beneficios que avergonzarían incluso a las empresas tecnológicas más exitosas.

El modelo de negocio: Beneficio sin presión competitiva

Para comprender cómo los operadores de red pueden obtener tales beneficios, es necesario entender la naturaleza de su modelo de negocio. Las redes eléctricas son lo que se denomina monopolios naturales. Sería económicamente irracional y técnicamente absurdo construir redes de transmisión que compitan entre sí en una ciudad o región. Los consumidores simplemente no tienen opción en cuanto a su operador de red: pagan los cargos de red del operador en cuya área de servicio residen. El cargo de red, que los clientes residenciales, las empresas y la industria pagan por la transmisión de electricidad, representa aproximadamente un tercio del total de la factura eléctrica para los consumidores privados. Los cargos de red se dividen en cargos de red de transmisión, recaudados por los cuatro principales operadores de sistemas de transmisión y que representan aproximadamente el 30 por ciento de los costos de la red, y cargos de red de distribución, recaudados por los 866 operadores regionales de sistemas de distribución, que representan aproximadamente el 70 por ciento.

Dado que la competencia no funciona, el Estado regula los beneficios que se pueden obtener. La Agencia Federal de Redes establece los llamados topes de ingresos para cada período regulatorio, a partir de los cuales se derivan las tarifas de red permitidas. Un elemento central de este sistema es el rendimiento imputado sobre el capital: este determina cuánto rendimiento puede obtener un operador de red sobre el capital invertido y se incluye como un costo en el cálculo de las tarifas de red. En el actual cuarto período regulatorio, que se aplica a las redes eléctricas de 2024 a 2028, esta tasa de interés se fijó en 4,13 por ciento después de impuestos, con una tasa más alta del 5,07 por ciento para nuevas inversiones. Esto suena como una regulación moderada y justa. Pero la realidad es diferente.

La brecha entre la regulación y la realidad

¿Cómo es posible que empresas con una rentabilidad sobre el capital aprobada por la normativa, de entre el 4 y el 5 por ciento, alcancen en realidad rentabilidades del 20, 30 o incluso 50 por ciento? La respuesta reside en una diferencia significativa entre lo que estipulan las regulaciones y lo que realmente aparece en los balances. Las regulaciones calculan la rentabilidad sobre el capital basándose en el denominado capital imputado: un valor estandarizado basado en los costes históricos de adquisición y una estructura de capital definida. Sin embargo, la rentabilidad sobre el capital según el derecho mercantil relaciona el beneficio neto con el capital real que figura en el balance de la empresa, y este puede ser estructuralmente mucho menor que los activos fijos imputados.

Esta discrepancia contable explica parte de la diferencia, pero no es la única explicación. La BNE (Asociación Alemana de Operadores de Red) también acusa a los operadores de red investigados de prácticas específicas que explotan sistemáticamente el sistema regulatorio para generar mayores beneficios. Estas prácticas incluyen inflar artificialmente los costes en el año base del período regulatorio, aplicar dos veces los ajustes por inflación y, especialmente grave, incluir el impuesto sobre actividades económicas en las tarifas de red, aunque este impuesto no se pague realmente, o no se pague en su totalidad. Según las estimaciones, los operadores de redes de distribución imponen a sus clientes aproximadamente 400 millones de euros anuales en concepto de impuesto sobre actividades económicas calculado, una parte significativa del cual simplemente permanece en el sistema tributario municipal sin ser pagada nunca. El director general de la BNE, Robert Busch, lo resumió así: Si los operadores de red pueden obtener rendimientos tan altos, entonces algo falla fundamentalmente en el marco regulatorio.

Los consumidores pagan la factura

Lo que suena a jerga técnica de las autoridades reguladoras tiene consecuencias financieras directas para millones de hogares y empresas en Alemania. Los cargos de red no son un concepto abstracto en la factura de la luz: representan una parte significativa de la factura mensual y se han convertido en una carga considerable para muchos hogares y pequeñas y medianas empresas en los últimos años. Solo entre 2023 y 2024, los cargos de red para clientes residenciales con un consumo anual típico de 3500 kilovatios-hora aumentaron en torno a un 10,6 %, pasando de una media de 341 € a 377 € netos al año. En algunas regiones, como Baviera, los aumentos llegaron hasta el 17 %.

En cuanto a las redes de transmisión, el panorama es aún más dramático: los cuatro principales operadores del sistema de transmisión, 50Hertz, Amprion, TenneT y TransnetBW, duplicaron sus tarifas de red el 1 de enero de 2024, pasando de 3,12 céntimos por kilovatio-hora a 6,43 céntimos, como consecuencia directa de la eliminación de las subvenciones gubernamentales del Fondo para el Clima y la Transformación. Para los clientes residenciales, esto supuso un aumento inmediato en el coste de la electricidad, que no se vio compensado por ninguna mejora en la eficiencia ni por la presión competitiva. A partir de 2025, la Agencia Federal de Redes proporcionó una compensación parcial a aquellas regiones donde las tarifas de red habían aumentado especialmente debido a la expansión masiva de las energías renovables: un nuevo mecanismo de repercusión, con un importe proyectado de 2.400 millones de euros para 2025, distribuye ahora los costes de forma más equitativa. Sin embargo, el resultado es que el hogar medio fuera de las regiones beneficiarias seguirá afrontando costes adicionales de unos 21 euros al año, mientras que los beneficios de la red continúan sin cesar.

La simultaneidad paradójica: rendimientos récord, retrasos récord

Quizás el aspecto más impactante de esta historia no sea la magnitud de las ganancias en sí, sino su coincidencia con una enorme cartera de inversiones pendientes. En teoría, las empresas que generan ganancias tan excepcionalmente altas deberían invertir fuertemente en su propia infraestructura. Sin embargo, la realidad es muy distinta. Según los planes de expansión de la red eléctrica para 2024, obligatorios por ley y publicados en abril de ese año por los 82 operadores de redes de distribución más grandes, aproximadamente el 24 % de los proyectos de alta tensión y de subestaciones de alta y media tensión ya presentaban retrasos al 31 de diciembre de 2023, medidos por volumen de inversión. Los operadores de red citan factores internos (26 % del volumen de inversión afectado), procesos de permisos (17 %), cuellos de botella en el suministro y factores externos como las principales razones de estos retrasos.

Este retraso en las inversiones no es un problema abstracto. Tiene consecuencias económicas concretas y graves. La consultora AFRY estima que el volumen de inversión que actualmente no se puede realizar en Alemania debido a la falta de capacidad de la red asciende a 45.000 millones de euros. Alrededor de 40.000 proyectos se encuentran en la cola de conexión: instalaciones de energía renovable y almacenamiento de electricidad con una capacidad combinada de 270 gigavatios esperan ser conectadas a la red. Un parque industrial en Rommerskirchen, en Renania, ilustra perfectamente el problema: situado justo al lado de líneas de alta tensión, el parque industrial, sin embargo, espera una conexión eléctrica suficiente, ya que Westnetz informa que la capacidad de la red de distribución de 110 kV está casi agotada; la conexión podría retrasarse hasta la década de 2030. Las empresas que buscan crecer e invertir en Alemania se topan, por lo tanto, con un límite estructural para su crecimiento.

La necesidad de inversión: Un esfuerzo nacional se está viendo obstaculizado

La magnitud de las inversiones necesarias no tiene precedentes históricos. La electrificación del transporte, la industria y los edificios, la expansión masiva de la energía eólica y fotovoltaica, y la integración de millones de productores y consumidores descentralizados exigen una transformación fundamental de toda la infraestructura de la red eléctrica. Para 2033, los 82 mayores operadores de redes de distribución prevén una inversión de alrededor de 110.000 millones de euros solo para la expansión de la red; para 2045, esta cifra ascenderá a unos 207.000 millones de euros. Si se suman las inversiones necesarias para las redes de transmisión y distribución hasta 2045, el total asciende a 651.000 millones de euros. Esto significa que el volumen de inversión anual debe aumentar de unos 15.000 millones de euros en 2023 a aproximadamente 34.000 millones de euros al año, un incremento del 127 %.

La Asociación Alemana de Industrias de Energía y Agua (BDEW) especifica la trayectoria de inversión para el futuro próximo: En 2024, se invirtieron aproximadamente 13.400 millones de euros en redes de transmisión y 8.600 millones de euros en redes de distribución, sumando un total de alrededor de 22.000 millones de euros. Se prevé que estas cifras aumenten a 16.400 millones de euros anuales para las redes de transmisión y a 15.400 millones de euros para las redes de distribución en 2030, lo que supone un total de aproximadamente 32.000 millones de euros. Dado el déficit existente y la necesidad de integrar a unos 9,3 millones de usuarios adicionales de la red para 2030, cabe preguntarse: ¿Por qué no se están reinvirtiendo los extraordinarios beneficios de los operadores de red en mayor medida en la expansión que se necesita con urgencia?

Obstáculos para la aprobación y obstáculos estructurales

Los operadores de la red de distribución no son los únicos responsables. El panorama estaría incompleto sin mencionar los obstáculos estructurales que retrasan la expansión de la red, independientemente de la voluntad de inversión de los operadores. Alemania sufre un problema crónico de permisos que afecta a todos los sectores de infraestructura. Para las líneas HVDC (corriente continua de alta tensión), el período promedio de obtención de permisos es de aproximadamente seis años desde la fecha de solicitud; junto con el tiempo de planificación legalmente obligatorio previo a la solicitud inicial, esto suma al menos 7,5 años. Para las líneas convencionales de corriente alterna trifásica, el proceso de obtención de permisos tarda un promedio de cinco a seis años.

Para las turbinas eólicas terrestres que necesitan conectarse a la red de distribución, el proceso de obtención de permisos se duplicó en los últimos diez años, pasando de unos 13 meses a hasta 26 meses en 2023, antes de que los cambios legislativos lo redujeran a un promedio de 17 meses en 2025. Esto demuestra que la voluntad política puede, en efecto, reducir la burocracia. Sin embargo, esta voluntad no se distribuyó de manera uniforme y no se aplicó a la expansión de la red durante demasiado tiempo. Si bien los permisos para la energía eólica se han agilizado, los procesos internos de los operadores de la red siguen siendo una de las causas más frecuentes de retrasos: el 26 % del volumen de inversión retrasada que los propios operadores citan como "razones internas".

El sistema de regulación de incentivos: buen concepto, mala implementación

El principio fundamental de la regulación de incentivos está bien fundamentado: en lugar de reembolsar íntegramente los costes reales de un operador de red —lo que eliminaría cualquier presión por la eficiencia—, la Agencia Federal de Redes establece un límite máximo de ingresos. Si un operador de red opera con mayor eficiencia de la que permiten las normativas, conserva la diferencia. Este mecanismo pretende incentivar la reducción de costes. En teoría, es un instrumento elegante. Sin embargo, en la práctica, ha generado un efecto secundario indeseable: no necesariamente premia la inversión ni la calidad del servicio, sino más bien la optimización de costes y, cuando es posible, la astucia contable.

El proyecto de reforma en curso de la Agencia Federal de Redes, conocido internamente como proceso NEST (Nuevo Sistema de Límite de Ingresos y Aumento), tenía como objetivo mejorar este sistema para el quinto período regulatorio que comienza en 2029. Sin embargo, los resultados presentados por la agencia en diciembre de 2025 decepcionaron tanto a la industria como a las asociaciones de consumidores. La Asociación Alemana de Industrias de Energía y Agua (BDEW) criticó los cambios previstos, afirmando que contenían deterioros estructurales en comparación con el statu quo, debilitando la capacidad de inversión y rendimiento de los operadores de red. Según los cálculos de la BDEW, la industria prevé pérdidas de ingresos de 3.500 millones de euros en el sector eléctrico y de 1.500 millones de euros en el sector del gas durante todo el período regulatorio debido a la nueva metodología. La Asociación de Empresas Municipales (VKU) calificó las estipulaciones de "decepcionantes y totalmente inadecuadas para las tareas actuales y futuras de los operadores de redes de distribución".

Un punto de crítica específico se refiere a la metodología para calcular el costo de la deuda. La Agencia Federal de Redes se ciñe a un período fijo de siete años para determinar dicho costo, en lugar de utilizar un modelo dinámico. Esto amenaza a los operadores de red con déficits estructurales para refinanciar sus inversiones durante el próximo período regulatorio, de 2029 a 2033. Al mismo tiempo, los aumentos de costos se reconocen con un considerable retraso, lo que ejerce presión sobre la rentabilidad real de los operadores de red, especialmente durante períodos de alta inflación.

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Rentabilidad de la equidad regulatoria en la comparación europea: una paradoja

En este punto, surge una paradoja aparentemente irresoluble. Por un lado, los operadores de redes alemanes obtienen en la práctica rentabilidades excepcionalmente altas según el derecho mercantil. Por otro lado, la rentabilidad sobre el capital del 4,28 % después de impuestos, estipulada por la Agencia Federal de Redes, se sitúa, según la Asociación Alemana de Industrias de Energía y Agua (BDEW), en el extremo inferior del rango europeo (el promedio de la UE es del 6,65 %). Esta situación aparentemente contradictoria se explica por la diferencia estructural entre la rentabilidad regulatoria y la comercial, como ya se ha descrito. La rentabilidad regulatoria es un objetivo fijado por las autoridades, no un precio de mercado; la rentabilidad comercial, en cambio, refleja la realidad empresarial, que, debido a la optimización de costes, las decisiones contables y las lagunas sistémicas, puede ser significativamente superior a este valor objetivo.

Esto plantea un problema estratégico para la próxima expansión de la red eléctrica: movilizar el capital privado necesario exige que los inversores institucionales (fondos de pensiones, fondos de infraestructura y compañías de seguros) puedan esperar rentabilidades ajustadas al riesgo suficientemente atractivas. Los economistas estiman que la rentabilidad regulatoria sobre el capital propio tendría que aumentar al menos al 8,7 % antes de impuestos para movilizar la mitad del capital adicional requerido de los inversores institucionales. Esta cifra está muy por encima de la tasa actualmente estipulada. Al mismo tiempo, los operadores de la red eléctrica ya generan rentabilidades que superan con creces este valor objetivo mediante mecanismos sistémicos inherentes, aunque no a través del método de cálculo regulatorio, sino mediante la optimización contable y estructural.

Redispatch: El motor de costes invisible de una red sobrecargada

Otro aspecto a menudo subestimado del problema de la red son los llamados costos de redistribución. Cuando la red alcanza sus límites de capacidad y la electricidad no puede transportarse de los productores a los consumidores, los operadores de la red tienen que intervenir en el mercado: la generación de electricidad en las regiones sobrecargadas se limita, mientras que en las regiones con suministro insuficiente se incrementa. Estas medidas cuestan dinero, y mucho. Los costos totales de la gestión de la congestión de la red ascendieron a alrededor de 2776 millones de euros en 2024. Si bien esto es un 17 % menos que el año anterior (2023: 3335 millones de euros), aún representa una carga económica anual de miles de millones, que resulta directamente del déficit estructural en la expansión de la red. Alrededor del 74 % de todos los cuellos de botella en 2024 se encontraban en la red de transmisión, es decir, los principales corredores eléctricos que se supone que transportan la energía eólica del norte y el este a los centros de consumo en el sur y el oeste.

La raíz del problema reside en un error de cálculo político que persistió durante años: la decisión de construir líneas de transmisión como SuedLink mediante costosos cables subterráneos en lugar de líneas aéreas más rentables retrasó su finalización durante años e incrementó significativamente el coste del proyecto. Esta concesión, motivada por razones políticas, a la protección del paisaje trasladó los costes a todos los consumidores de electricidad sin resolver el problema subyacente de capacidad. A nivel de la red de distribución, según un informe de AFRY, el retraso en la expansión de la red está bloqueando proyectos de energías renovables con una capacidad total de 140 gigavatios y proyectos de almacenamiento de baterías con 130 gigavatios, lo que supone un bloqueo de inversiones por valor de 45.000 millones de euros.

Los cargos de red como freno a la política industrial

Los efectos de las tarifas excesivas de la red eléctrica y de una red insuficientemente desarrollada no se limitan a las facturas de electricidad de los hogares. Se han convertido en un grave problema de política industrial. Las industrias de alto consumo energético que producen en Alemania incorporan directamente los elevados costes de la red en sus cálculos de costes. A partir de enero de 2024, los principales operadores del sistema de transmisión cobraron 6,43 céntimos por kilovatio-hora en concepto de tarifas de red, duplicándose en cuestión de meses. Si bien se mantuvieron las regulaciones especiales para grandes consumidores con tarifas de red individuales en virtud del artículo 19 de la Ordenanza sobre Tarifas de la Red Eléctrica, y el gobierno federal adoptó diversas medidas de alivio, incluidas subvenciones del Fondo para el Clima y la Transformación por un total de 26.000 millones de euros para reducir las tarifas de la red de transmisión durante los próximos cuatro años, estas medidas solo alivian los síntomas sin abordar la causa fundamental.

Para las pequeñas y medianas empresas (PYME) y las empresas industriales medianas que no cumplen con los criterios de exención, la carga de costos sigue siendo elevada. El Instituto de Investigación Macroeconómica y del Ciclo Económico (IMK) de la Fundación Hans Böckler subraya que el volumen de inversión anual para redes eléctricas debe aumentar de aproximadamente 15.000 millones de euros en 2023 a unos 34.000 millones de euros para posibilitar la transición energética; de lo contrario, el retraso en la expansión incrementará el costo total para lograr la neutralidad climática y pondrá en peligro la competitividad de Alemania como destino empresarial. Los retrasos en la expansión de la red no son un factor de planificación abstracto, sino que tienen consecuencias concretas para las empresas: mayores costos de producción, incertidumbre en las decisiones de inversión y, en el peor de los casos, la reubicación a regiones con una infraestructura energética mejor desarrollada.

La reforma principal: qué pretenden aportar AgNes y el nuevo sistema de remuneración

Para 2029, la Agencia Federal de Redes (FRED) planea la reforma más significativa de la estructura tarifaria de la red eléctrica en veinte años. Bajo el acrónimo AgNes (Sistema General de Tarifas de la Red Eléctrica), se está desarrollando una nueva estructura que redistribuirá aproximadamente 37.000 millones de euros en costes anuales de la red entre hogares y empresas a partir de 2029. La actual Ordenanza sobre Tarifas de la Red Eléctrica, que ha definido las normas básicas para la distribución de estos costes desde 2005, expira a finales de 2028. La reforma tiene como objetivo modernizar la asignación de costes, reforzar los incentivos para un uso flexible de la red y mitigar los crecientes desequilibrios regionales que persisten desde hace años.

El mecanismo de reparto de costes ya implementado para las zonas de la red con cargas superiores a la media —en particular en el norte y el este de Alemania, zonas ventosas— constituye un primer paso en esta dirección. A partir de 2025, unos 26 operadores de red directamente elegibles se beneficiarán de la decisión de la Agencia Federal de Redes de agosto de 2024; en las regiones favorecidas, las tarifas de la red disminuirán hasta un 39 %, lo que se traduce en un ahorro de hasta 192 € anuales para un hogar medio. No obstante, los científicos de la Agencia Federal de Medio Ambiente advierten que esta compensación parcial es solo una medida provisional; a largo plazo, unas tarifas de red uniformes en toda Alemania garantizarían una distribución más equitativa que un mecanismo de reparto de costes fragmentado.

El dilema estructural: entre los incentivos a la inversión y la protección del consumidor

El debate político y regulatorio gira en torno a un dilema fundamental: quienes desean que las empresas privadas inviertan cientos de miles de millones de euros en infraestructuras sociales esenciales deben ofrecerles rentabilidades suficientemente atractivas. Sin embargo, quienes permiten rentabilidades excesivamente altas imponen una carga indebida a los consumidores y a la industria, subvencionando de hecho los beneficios generados por el monopolio, no por el desempeño. El sistema regulatorio alemán aún no ha encontrado una solución satisfactoria a este dilema.

Los datos actuales hablan por sí solos: la rentabilidad de los operadores de redes de distribución supera con creces los requisitos regulatorios. Al mismo tiempo, la propia red no cumple con los estándares en muchos aspectos. La conclusión lógica de la BNE (Asociación Alemana de Operadores de Red) es la siguiente: cuando se dan simultáneamente rendimientos excesivos y un déficit de inversión, algo falla en el marco regulatorio. O bien faltan mecanismos que vinculen sistemáticamente los beneficios con el rendimiento de la inversión, o bien existen lagunas legales que permiten obtener beneficios que no guardan relación con la inversión real en la red.

Una de las opciones de reforma exigidas por la BNE (Asociación Alemana de Industrias de Energía y Agua) y debatidas en el proceso NEST es la denominada rentabilidad basada en el rendimiento: la rentabilidad admisible sobre el capital propio aumenta o disminuye en función de si el operador de la red alcanza o no los objetivos de expansión y los estándares de calidad predefinidos. Estos modelos regulatorios basados ​​en resultados se han probado en otros países y podrían contribuir a corregir el desequilibrio entre rentabilidad y rendimiento. Tanto la BDEW (Asociación Alemana de Industrias de Energía y Agua) como la VKU (Asociación de Empresas Municipales) critican que la Agencia Federal de Redes aún no haya implementado este enfoque de forma suficiente en el proceso NEST.

Estructura de mercado y propiedad: Los servicios públicos municipales a la sombra del especulador

Otro aspecto que merece atención es: ¿Quiénes son los verdaderos propietarios de los operadores de red más rentables? EWE Netz es una filial del Grupo EWE, controlado mayoritariamente por municipios de Baja Sajonia y Bremen. Westnetz pertenece al Grupo RWE, y Bayernwerk Netz a la empresa energética bávara E.ON. Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom es una filial de enviaM, controlada mayoritariamente por E.ON. Los extraordinarios beneficios, por lo tanto, van a parar en gran medida a las arcas de las empresas energéticas y, en el caso de las empresas de servicios públicos municipales, a los presupuestos municipales. Esto hace que el debate político en torno a la reforma regulatoria sea delicado: los municipios que se benefician de los ingresos de la red tienen un interés estructural en garantizar que la regulación no sea demasiado estricta. La separación entre los intereses municipales en materia de infraestructuras y los intereses de lucro del sector privado nunca se ha logrado plenamente en el sector energético alemán.

¿Qué hay que hacer ahora?

El análisis revela que el sistema de red eléctrica alemán se encuentra en una encrucijada. Por un lado, existe un marco regulatorio que, en la práctica, permite obtener rendimientos excesivos sin una inversión proporcional. Por otro lado, existe una enorme necesidad de inversión que no puede cubrirse sin una regulación fiable y justa. Se requieren diversas medidas para encontrar una solución viable a este dilema.

En primer lugar, se necesita mayor transparencia: la rentabilidad de los operadores de red bajo el derecho mercantil debe compararse sistemática y públicamente con la rentabilidad permitida por la normativa. Hasta ahora, este análisis solo ha sido posible mediante costosos estudios de balance realizados por la Agencia Federal de Redes de Alemania (BNE); debería ser un componente obligatorio de la información regulatoria. En segundo lugar, la rentabilidad debe vincularse de forma más consistente al rendimiento: los operadores de red que no cumplan sus objetivos de expansión no deberían tener derecho a la rentabilidad regulatoria completa. En tercer lugar, el proceso de aprobación de proyectos de red debe acelerarse aún más; Alemania ha demostrado avances en este sentido al reducir el tiempo de aprobación para la energía eólica, avances que ahora deben aplicarse a los proyectos de expansión de la red. En cuarto lugar, la optimización de la estructura de capital, que genera rentabilidades infladas desde el punto de vista contable, debe limitarse mediante ajustes regulatorios específicos.

La transición energética depende por completo de la red eléctrica. Es el motor de la economía del futuro. No es casualidad que las mismas empresas encargadas de su operación y expansión estén obteniendo beneficios récord, mientras 40.000 proyectos energéticos esperan conexión a la red y los costes de redistribución, que ascienden a miles de millones, suponen una carga para la ciudadanía. Es el resultado previsible de un sistema regulatorio diseñado por mentes brillantes y, posteriormente, explotado en su propio beneficio por actores igualmente astutos. La cuestión no es si se necesitan reformas, sino cuánto tiempo tardarán los políticos en implementarlas.